![มติกพช.กบง.](/components/com_k2/images/placeholder/category.png)
มติกพช.กบง. (475)
กบง.ครั้งที่77 วันจันทร์ที่ 25 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2562 (ครั้งที่ 77)
วันจันทร์ที่ 25 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2562 เวลา 09.00 น.
2. กรอบ แนวทาง และแผนการดำเนินงานภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018)
3. แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
4. หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 (นำร่อง) ดังนี้ (1) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่
ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ปฏิบัติอยู่และให้ กฟผ. ในฐานะ Shipper แยกธุรกิจออกจากกิจการผลิตไฟฟ้าให้ชัดเจน โดยให้แยกบัญชีการประกอบกิจการ Shipper และจัดตั้งเป็นหน่วยธุรกิจให้แล้วเสร็จภายในระยะที่ 1 ทั้งนี้ ให้ Shipper ทุกราย ต้องกำหนด Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper (3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้แยกทางบัญชีก่อนแล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป และให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ โดยกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (4) มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากการนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และการนำเข้า LNG โดยในส่วนของก๊าซ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้าก๊าซ LNG หลายราย (5) มอบหมายให้ กกพ. จัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ และ (6) สำหรับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในฐานะศูนย์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2560 คณะรัฐมนตรี ได้สั่งการให้กระทรวงพลังงานและ กฟผ. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยวิธีการประมูลที่โปร่งใสและตรวจสอบได้ ภายใต้การแข่งขันอย่างเสรี โดยเปิดโอกาสให้ผู้ผลิต LNG ทั้งในและต่างประเทศ รวมถึง ปตท. สามารถเข้าร่วมการประมูลได้ เพื่อให้ต้นทุนการจัดหา LNG ดังกล่าว อยู่ในระดับราคาที่เหมาะสมและเป็นประโยชน์สูงสุดต่อต้นทุนค่าไฟฟ้า
2. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยให้ กฟผ. จัดทำสัญญาเช่าท่าเรือ สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG สัญญาการใช้บริการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และเตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 โดยให้เริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 และเห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ เมื่อ กฟผ. ดำเนินการ ดังนี้ (1) คัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat Rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา (2) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหาต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
3. กฟผ. ได้รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงาน ดังนี้ (1) สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ของ บริษัท พีทีทีแอลเอ็นจี จำกัด ได้ลงนามสัญญาแล้วเมื่อเดือนมกราคม 2562 (2) สัญญาใช้ความสามารถในการให้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. โดยอัยการสูงสุดและคณะกรรมการ กฟผ. เห็นชอบร่างสัญญาฯ แล้ว โดยมีกำหนดลงนามสัญญา 1 เดือน ก่อนการใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ แบ่งการทำสัญญาเป็น 2 รูปแบบ (ระยะสั้นและระยะกลาง) เพื่อบริหารจัดการให้สอดคล้องกับแผนการผลิตไฟฟ้าและไม่ให้เกิดภาระการจองใช้บริการระบบท่อโดยไม่ใช้บริการจริง (3) สัญญาจัดหา LNG (Term contract อายุสัญญา 8 ปี) กฟผ. ได้คัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat Rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา โดยใช้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ทดแทน ระยะที่ 1 ขนาด 1,220 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,300 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง หรือโรงไฟฟ้าอื่นของ กฟผ. ที่มีค่า Heat Rate ต่ำกว่า ณ ขณะนั้นเป็นลำดับแรก และใช้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมวังน้อย ชุดที่ 4 หรือโรงไฟฟ้าของ กฟผ. อื่นๆ ที่มีค่า Heat Rate ต่ำสุดเป็นลำดับถัดไป ที่มีความพร้อมเดินเครื่อง ณ เวลานั้นๆ เพื่อให้สามารถใช้ LNG ได้ครบตามปริมาณที่ผูกพันในสัญญาซื้อขาย (4) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหา โดยคณะกรรมการ กฟผ. เห็นชอบให้ใช้วิธีการแข่งขันราคา คัดเลือกผู้ชนะการเสนอราคาภายใต้เงื่อนไข
การซื้อขายที่ กฟผ. กำหนด จากผู้ที่เสนอราคาต่ำสุด โดยกำหนดโครงสร้างราคาซื้อขาย LNG โดยอ้างอิงโครงสร้างราคา LNG ตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่คาดว่าเป็นราคาต่ำสุดที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (5) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท. โดย กฟผ. ได้กำหนดปริมาณซื้อขายตามสัญญาขั้นต่ำประมาณ 800,000 ตันต่อปี ซึ่งเทียบเท่ากับสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ ปตท. ณ ปี 2561 (เท่ากับ 53% เมื่อคำนวณโดยใช้ขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. 1,500,000 ตันต่อปี) โดยเริ่มต้นนำเข้าพร้อมกับกำหนดบังคับใช้ตามสัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG โดยมีแผนการนำเข้า LNG ได้แก่ ออกเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอในวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2562 ถึงวันที่ 3 เมษายน 2562 คัดเลือกผู้ชนะการแข่งขันราคาภายในเดือนเมษายน 2562 นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว เสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นชอบภายในเดือนพฤษภาคม 2562 ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวภายในเดือนมิถุนายน 2562 และเริ่มรับ LNG ครั้งแรก ภายในเดือนกันยายน 2562 ทั้งนี้ เมื่อได้ผู้ชนะการเสนอราคาแล้ว จะนำผลการเสนอราคาดังกล่าวเสนอต่อ กบง. และ กพช. ต่อไป (6) ข้อตกลงซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และข้อตกลงซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ได้นำส่ง กกพ. เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2561 ขณะนี้อยู่ระหว่างรอ กกพ. พิจารณาให้ความเห็น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 (PDP2018) และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP2018
ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในเรื่องของความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลังการผลิตที่เหมาะสม และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการตามแนวทางของ กบง. และเสนอผลดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2562 กบง. ได้รับทราบมติ กพช. เรื่องแผน PDP2018 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำแผนปฏิบัติการสำหรับแผน PDP2018 เพื่อจะได้นำแผนไปสู่การปฏิบัติอย่างเหมาะสม
2. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้าในปลายปี 2580 รวมสุทธิ 77,211 เมกะวัตต์ โดยประกอบด้วยกำลังผลิตไฟฟ้าในปัจจุบัน ณ สิ้นปี 2560 เท่ากับ 46,090 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าใหม่รวม 56,431 เมกะวัตต์ และมีการ
ปลดกำลังผลิตโรงไฟฟ้าเก่าที่หมดอายุในช่วงปี 2561 – 2580 จำนวน 25,310 เมกะวัตต์ โดย ณ ปี 2580 มีภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา (Contracted Capacity) ดังนี้ โรงไฟฟ้าหลัก (กฟผ. IPP SPP และ Import) 44,183 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (กฟผ. SPP และ VSPP) 28,508 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าตามนโยบายรัฐบาล 520 เมกะวัตต์ (แบ่งเป็นโรงไฟฟ้าขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 120 เมกะวัตต์) และการอนุรักษ์พลังงานด้านไฟฟ้าตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 4,000 เมกะวัตต์
3. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2562 กกพ. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อเสนอความเห็นเกี่ยวกับโครงการโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) และเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2562 กฟผ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. เสนอความเห็นเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าภาคตะวันตกตามแผน PDP2018 ซึ่งสรุปได้ ดังนี้
3.1 การจัดหาโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก ตามแผน PDP2018 ระบุให้จัดหาโรงไฟฟ้าทดแทนขนาด 700 เมกะวัตต์ ในปี 2567 และโรงไฟฟ้าใหม่ขนาด 700 เมกะวัตต์ ในปี 2568 ซึ่ง กบง. ได้รับมอบหมายจาก กพช. ให้พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP2018 โดยคำนึงถึงความเห็นของ กกพ. และ กฟผ. ในเรื่องของความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 10 พฤษภาคม 2561 บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (บริษัท RATCH) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเสนอขอดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแห่งใหม่ขนาดกำลังการผลิต 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีความพร้อมด้านพื้นที่ สาธารณูปโภคต่างๆ สามารถใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้วให้เกิดประโยชน์สูงสุด เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้า และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งได้รับการยอมรับจากประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และช่วยเพิ่มความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทางภาคตะวันตกและภาคใต้ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอของบริษัท RATCH ร่วมกับ กฟผ. และ กกพ. สรุปได้ ดังนี้
3.1.1 กระทรวงพลังงานเห็นควรรับพิจารณาข้อเสนอของบริษัท RATCH โดยให้สามารถเจรจากับบริษัทถึงกำหนดวันจ่ายไฟให้เหมาะสมสอดคล้องกับแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าสุราษฏร์ธานีของ กฟผ. ในปี 2570 และปี 2572 ตามความจำเป็นและเหมาะสมของความมั่นคงด้านไฟฟ้าภาคใต้และภาคตะวันตกไปพร้อมกัน
3.1.2 กรอบการเจรจาตามข้อเสนอของบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) มีดังนี้ (1) เจรจากับบริษัท RATCH หรือบริษัทที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่ เพื่อดำเนินโครงการตามข้อเสนอของบริษัท RATCH (กลุ่มบริษัท RATCH) (2) โรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 1,400 เมกะวัตต์ (2x700 เมกะวัตต์) (3) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. เท่านั้น (4) เป็นการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยพิจารณาการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว ให้เกิดประโยชน์สูงสุด และคำนึงถึงจุดเชื่อมโยงที่จำเป็นและเหมาะสมในด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ ภาคตะวันตก และเขตนครหลวง และ (5) ราคารับซื้อไฟฟ้า ไม่สูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงชนิดเดียวกัน ทั้งนี้ ให้ใช้เทคโนโลยีที่ทันสมัยและมีประสิทธิภาพ ตลอดจนมีอัตราความร้อน (Heat Rate) เหมาะสมกับขนาดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้า และสะท้อนต้นทุนที่ประหยัดได้จากความคุ้มค่าต่อขนาดการลงทุน (Economy of Scale) การใช้ facility ร่วมกัน และการใช้โครงสร้างพื้นฐานเดิมที่มีอยู่แล้ว
3.1.3 แผนการดำเนินงาน ได้แก่ นำข้อเสนอของบริษัท RATCH เสนอ กบง. หากเห็นชอบกรอบการเจรจาให้ กบง. มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการเจรจากับกลุ่มบริษัท RATCH และเสนอผลการเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จากนั้นให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกลุ่มบริษัท RATCH และให้กระทรวงพลังงานรายงานผลดำเนินงานให้ กพช. รับทราบ
3.2 โรงไฟฟ้าเอกชนที่อยู่ระหว่างการพัฒนาโครงการ โดยแผน PDP2018 ได้กำหนด
ให้ลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินเพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ซึ่งเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2561 บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (บริษัท NPS) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเสนอขอเปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ ในโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินนำเข้าของบริษัท NPS กำลังผลิตสุทธิ 540 เมกะวัตต์ (เป็นโครงการที่อยู่ในแผน PDP2015 และ PDP2018) เนื่องจากปัญหาความขัดแย้งและการต่อต้านเชื้อเพลิงถ่านหิน ทำให้ต้องมีการปรับเลื่อนโรงไฟฟ้าถ่านหินออกไป และ/หรือ ปรับแผนเป็นโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแทนโรงไฟฟ้าถ่านหิน
3.2.1 กระทรวงพลังงานมีความเห็นว่า โครงการของบริษัท NPS มีความสอดคล้องกับนโยบายภาครัฐที่สนับสนุนให้มีการลงทุนในโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับโครงการพัฒนาระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) อีกทั้งจะสามารถช่วยเพิ่มเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในพื้นที่ EEC ที่จะมีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น จึงเห็นควรให้สามารถพิจารณาการเปลี่ยนแปลงเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติได้ตามความเหมาะสมเป็นรายโครงการ โดยให้คำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของประชาชนและผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ
3.2.2 กรอบการเจรจาตามข้อเสนอของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) มีดังนี้ (1) เจรจากับบริษัท NPS หรือบริษัทที่จัดตั้งขึ้นหรือที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่ เพื่อดำเนินโครงการ ตามข้อเสนอของบริษัท NPS (กลุ่มบริษัท NPS) (2) ให้เปลี่ยนประเภทเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติได้ (3) ปริมาณกำลังผลิตและจุดเชื่อมโยง เป็นไปตามข้อเสนอเดิมของกลุ่มบริษัท NPS (4) กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกินกว่าที่กำหนดในแผน PDP2018 โดยให้เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS เพื่อกำหนดวันที่เหมาะสม (5) กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกลุ่มบริษัท NPS ภายในเดือนเมษายน 2562 ทั้งนี้ หาก กฟผ. ไม่สามารถลงนามสัญญาได้ภายในระยะเวลาที่กำหนด ให้ กกพ. พิจารณากำหนดกรอบเวลาลงนามให้แล้วเสร็จต่อไป และ (6) ราคารับซื้อไฟฟ้า เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรม โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้ใช้เทคโนโลยีที่ทันสมัยและมีประสิทธิภาพ ตลอดจนมีอัตราค่าความร้อน (Heat Rate) เหมาะสมกับขนาดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้า
3.2.3 แผนการดำเนินงาน ได้แก่ นำข้อเสนอของบริษัท NPS เสนอ กบง. พิจารณา
หากเห็นชอบกรอบการเจรจาให้มอบหมายให้ กกพ. เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS ตามกรอบการเจรจา และเสนอผลการเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จากนั้น กฟผ. ลงนามในสัญญาฯ และให้กระทรวงพลังงานรายงานผลดำเนินงานให้ กพช. รับทราบ
มติของที่ประชุม
1. โรงไฟฟ้าทดแทนและโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกในปี 2567-2568
(1) ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการเจรจากับกลุ่มผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) ในการดำเนินการโรงไฟฟ้าภาคตะวันตก เดิม ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้า
เข้าระบบในปี 2567 และการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ
ในปี 2568
(2) ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาเปรียบเทียบการดำเนินการในข้อ (1) กับการเปิดให้มีการประมูลโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2568
(3) ให้นำเสนอผลการดำเนินการตามข้อ (1) และ (2) ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา
2. โรงไฟฟ้าขนาด 540 เมกะวัตต์ ของ บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS)
ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้ากลุ่มบริษัท NPS ในกรณีการเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ โดยคำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้
ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานยืนยันว่าการปฏิบัติดังกล่าวสามารถดำเนินการได้โดยไม่ขัดกับกฎหมาย และเสนอผลดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต
แห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 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 ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ชดเชยให้กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อลิตร เป็นอัตรา 4.50 บาทต่อลิตร เพื่อลดค่าใช้จ่ายระหว่างการเดินทางช่วงปีใหม่ โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 25 ธันวาคม 2561 เป็นต้นไป
2. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 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 2.8179 1.8315 1.9749 1.8156 3.3708 1.6887 และ 2.0211 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 34.56 27.15 26.88 24.14 19.74 26.89 และ 21.89 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2562 มีรายรับจากน้ำมันเบนซิน 95 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และ LPG 2,042 ล้านบาทต่อเดือน และมีภาระชดเชย แก๊สโซฮอล E20 แก๊สโซฮอล E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ 376 ล้านบาทต่อเดือน สุทธิแล้วกองทุนมีรายรับ 1,667 ล้านบาทต่อเดือน และกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 31,043 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันที่ 36,547 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบที่ 5,504 ล้านบาท โดยหากสถานการณ์ราคาน้ำมันไม่ผันผวนมากและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์คงเดิม คาดว่าอีกประมาณ 5 เดือนจะทำให้เงินกองทุนน้ำมันฯ เต็มเพดาน 40,000 ล้านบาท ตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
3. สถานการณ์น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีราคาต่ำกว่าดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สูงกว่าดีเซลหมุนเร็วประมาณ 0.33 บาทต่อลิตร ส่วนการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และ บี100 กระทรวงพลังงานได้ส่งเสริมให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างเป็นทางการตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม 2561 และกรมธุรกิจพลังงานได้ประกาศคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพื่อให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สามารถจำหน่ายที่สถานีบริการได้ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2562 ซึ่งทำให้ปริมาณการจำหน่ายเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยข้อมูล ณ วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2562 ดังนี้ สถานีบริการที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จำนวน 23 สถานี และจำหน่ายให้กับ Fleet จำนวน 117 แห่ง ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ณ มกราคม 2562 อยู่ที่ 8.778 ล้านลิตร ณ กุมภาพันธ์ 2562 (วันที่ 1 - 17) อยู่ที่ 8.835 ล้านลิตร โดย ณ กรกฎาคม 2561 – มกราคม 2562 มีปริมาณการใช้ไบโอดีเซล (ทั้งดีเซลหมุนเร็ว และ ดีเซลหมุนเร็ว บี20) อยู่ที่ 145 ล้านลิตร
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 ซึ่งกองทุนน้ำมันฯรับภาระในส่วนนี้ประมาณ 21 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างต่อเนื่อง ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ใช้กองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 3 เดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2562 ถึง วันที่ 31 พฤษภาคม 2562)
เรื่องที่ 4 หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบ ดังนี้
(1) หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมาตราฐาน EURO 4 (Gasoil 50 ppm) แต่โรงกลั่นฯ และผู้ค้าน้ำมันได้ซื้อขายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วด้วยราคาตามมาตรฐาน EURO 3 (Gasoil 500 ppm) บวกค่าปรับปรุงคุณภาพ ซึ่งส่งผลกระทบ ดังนี้ (1) ต้นทุนของราคาเนื้อน้ำมันที่ สนพ. ใช้ในการคำนวณโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงไม่ตรงกับการซื้อขายจริงของโรงกลั่นน้ำมันและผู้ค้าน้ำมัน (2) ค่าการตลาดที่ สนพ. คำนวณได้ตามโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่
1.85 บาทต่อลิตร แต่ผู้ค้าน้ำมันแจ้งว่าผู้ค้ามีต้นทุนเนื้อน้ำมันที่สูงกว่าของ สนพ. ส่งผลให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงต่ำกว่าของ สนพ. จากการอ้างอิงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ไม่ตรงกัน ส่งผลให้ไม่สามารถติดตามดูแลราคาขายปลีกน้ำมันฯ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมได้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงอาศัยอำนาจตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 4 (8) ให้คณะกรรมการ (กบง.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดให้โรงกลั่นแจ้งราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นต่อคณะกรรมการ โดยให้โรงกลั่นน้ำมันแจ้งข้อมูลราคาขายส่งเฉลี่ยหน้าโรงกลั่น (บางจาก ศรีราชา ระยอง) เพื่อให้ สนพ. มีข้อมูลสำหรับคำนวณโครงสร้างราคาน้ำมันฯ และติดตามดูแลราคาขายปลีกน้ำมันฯ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานสั่งการให้โรงกลั่นน้ำมันจัดส่งข้อมูลปริมาณจำหน่าย (บางจาก ศรีราชา ระยอง) ของน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์ที่จำหน่ายภายในประเทศและส่งออกต่างประเทศทุกวันย้อนหลังตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 เป็นต้นไป
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานสั่งการให้โรงกลั่นน้ำมันจัดส่งข้อมูลราคาขายส่งเฉลี่ยหน้าโรงกลั่น (บางจาก ศรีราชา ระยอง) ของน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์ที่จำหน่ายภายในประเทศและส่งออกต่างประเทศทุกวันย้อนหลังตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 เป็นต้นไป
กบง.ครั้งที่78 วันศุกร์ที่ 19 เมษายน พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2562 (ครั้งที่ 78)
วันศุกร์ที่ 19 เมษายน พ.ศ. 2562 เวลา09.30 น.
1. โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10
2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันกระทรวงพลังงานจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ 2 ชนิด คือ (1) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาซึ่งมีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลร้อยละ 7 สามารถใช้ได้กับรถดีเซลทุกประเภท และ (2) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สามารถใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ ซึ่งในอนาคตกระทรวงพลังงานมีแผนจะใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) โดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ดำเนินการหารือกับ สมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ญี่ปุ่น (Japan Automobile Manufacturers Association, Inc. : JAMA) ซึ่งได้ยืนยันว่า รถยนต์ญี่ปุ่นที่ผลิตตั้งแต่ปี 2011 ถึงปัจจุบันสามารถใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ได้ แต่ส่วนรถยนต์ก่อนปี 2011 ต้องนำไปปรับสภาพเครื่องยนต์ก่อน สำหรับค่ายยุโรปยังไม่สามารถใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10
2. การกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซล กระทรวงการคลังได้มีประกาศกฎกระทรวง กำหนดพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต ฉบับที่ 4 พ.ศ. 2561 เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2561 ดังนี้ น้ำมันดีเซลที่มีปริมาณกำมะถันเกินร้อยละ 0.005 โดยน้ำหนัก และไม่เกินร้อยละ 0.005 โดยน้ำหนัก อยู่ที่ 6.44 บาทต่อลิตร น้ำมันดีเซล
ที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่เกินร้อยละ 7 และไม่น้อยกว่าร้อยละ 19 แต่ไม่เกิน
ร้อยละ 20 อยู่ที่ 5.98 บาทต่อลิตร และ 5.152 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
3.สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 17 เมษายน 2562 น้ำมันดิบดูไบ อยู่ที่ 71.35 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 82.04 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 84.04 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยน อยู่ที่ 31.9674 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลต่อโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 18 เมษายน 2562 ดังนี้ น้ำมันเบนซิน 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 1.8866 1.1940 1.3467 1.5044 3.9529 1.3644 และ 1.1396 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 36.66 29.25 28.98 26.24 20.84 27.29 และ 22.29 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากน้ำมันเบนซิน 95 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และ รายจ่าย LPG อยู่ที่ 1,276 ล้านบาทต่อเดือน สุทธิแล้วกองทุนมีรายรับ 1,667 ล้านบาทต่อเดือน และ วันที่ 14 เมษายน 2562 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 32,760 ล้านบาท สถานการณ์ไบโอดีเซล ณ วันที่ 15 - 21 เมษายน 2562 ราคาไบโอดีเซล อยู่ที่ 19.62 บาทต่อลิตร CPO อยู่ที่ 15 บาทต่อกิโลกรัม ปาล์มทะลาย อยู่ที่ 2.17 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนปริมาณการใช้ไบโอดีเซล ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2562 อยู่ที่ 4.339 ล้านลิตรต่อเดือน ปริมาณ CPO ที่ผลิตไบโอดีเซล อยู่ที่ 110,879 ตันต่อเดือน ปริมาณคงคลังอยู่ที่ 371,739 ตัน และราคาเอทานอล ณ เดือนเมษายน 2562 ลิตรละ 21.96 บาท 4. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่มีหลักการคำนวณอ้างอิงราคาดีเซลหมุนเร็วกับไบโอดีเซลเหมือนกับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 แตกต่างกัน
ในสัดส่วนผสมไบโอดีเซล ดังนี้ ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 (บาทต่อลิตร) เท่ากับ (1-X) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บวก X ของราคาไบโอดีเซล โดยที่ ค่า X เท่ากับร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน และราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว คือ (MOPS Gasoil 50 ppm บวกพรีเมียม) ที่ 60 องศาฟาเรนไฮต์คูณด้วยอัตราแลกเปลี่ยนหารด้วย 158.984 และราคาไบโอดีเซล คือ ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. เห็นชอบ โดย การกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล บี10 กระทรวงการคลังใช้หลักการตามประกาศกฎกระทรวง กำหนดพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต ฉบับที่ 4 พ.ศ. 2561 ดังนี้ กำหนดภาษีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B0) อยู่ที่ 6.44 บาทต่อลิตร และยกเว้นการเก็บภาษีน้ำมันไบโอดีเซล ดังนั้น น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีส่วนผสมไบโอดีเซลร้อยละ 10 ภาษีสรรพสามิตตามหลักการดังกล่าวควรอยู่ที่ 5.80 บาทต่อลิตร (คือ 6.44 คูณ 90 เปอร์เซ็นต์) และ เพื่อส่งเสริมให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นทางเลือกใหม่ให้ผู้บริโภค ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 1 บาทต่อลิตร และให้ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีค่าใกล้เคียงน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา โดยกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 0.65 บาทต่อลิตร โดยในช่วงเริ่มต้นคาดว่ากองทุนน้ำมันฯ มีภาระในส่วนนี้เพียงเล็กน้อยเท่านั้น ซึ่งมีผลต่อโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 18 เมษายน 2562 ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็น (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 0.2000 - 0.6500 และ - 4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 1.3644 1.3968และ 1.9936 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 27.29 26.29 และ 22.29 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ดังนี้
ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 = (1-x) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + x ของราคาไบโอดีเซล
โดยที่
X = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย = (MOPS Gasoil 50 ppm + พรีเมียม) ที่ 600F x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984
ไบโอดีเซล = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานหารือกับกรมสรรพสามิต ให้อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในอัตรา 5.80 บาทต่อลิตร 3. เห็นชอบให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 มีราคาถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 1.00 บาทต่อลิตร โดยกำหนดอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 ที่ 0.65 บาทต่อลิตร 4. ภายหลังจากกรมสรรพสามิตนำเรื่องอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เข้าคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นชอบแล้ว มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง พร้อมกับประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะ และคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีผลบังคับใช้ 5. มอบหมายกรมธุรกิจพลังงานดำเนินการผลักดันน้ำมันมาตรฐานยูโร 5 ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 เป็นต้นไป เรื่องที่ 2 การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ 1. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบแนวทางดำเนินการกับรถโดยสาร NGV สาธารณะ โดยเห็นชอบปรับราคาขายปลีกจาก 10.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม มีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา
1 ปี นับตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และเมื่อครบ 1 ปีแล้ว ให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2561 ปตท. ได้มีหนังสือแจ้งว่าคณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 – 31 ธันวาคม 2561 ภายในกรอบวงเงิน 2,900 ล้านบาท ซึ่งต่อมาสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้มีหนังสือขอความร่วมมือให้ ปตท. ขยายระยะเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะออกไปจนถึงวันที่ 15 พฤษภาคม 2562 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561
2. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2561 ปตท. ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน แจ้งว่าคณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม – 31 มีนาคม 2562 ภายในกรอบวงเงิน 1,050 ล้านบาท และให้ยุติการสมัครเข้าร่วมโครงการตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2562 เป็นต้นไป โดย ปตท. ขอให้มีการจัดตั้งคณะทำงานร่วมกับหน่วยงานของกระทรวงพลังงานและภาครัฐที่เกี่ยวข้องเพื่อหารือและเร่งกำหนดแนวทางทดแทนการช่วยเหลือรูปแบบเดิม ต่อมาเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2562 กบง. มีมติมอบหมายให้ สนพ. ขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะออกไปจนถึงวันที่ 15 พฤษภาคม 2562 และมอบหมายให้ปลัดกระทรวงพลังงานจัดตั้งคณะทำงานร่วมเพื่อพิจารณาแนวทางการช่วยเหลือ 3. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2562 ปลัดกระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาแนวทาง
การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (คณะทำงานฯ) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2562 ต่อมาเมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2562 คณะทำงานฯ ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ โดยให้ ปตท. ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนในระยะ 6 เดือน ปรับราคาประมาณเดือนละ 1.04 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป รวมทั้ง ขอความร่วมมือให้ ปตท. ให้ความช่วยเหลือส่วนต่างราคาปลีก NGV ในระหว่างที่ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน และให้ ปตท. /สนพ. ไปหารือคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคมเพื่อหาแนวทางการให้ความช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อยสำหรับการใช้บริการรถโดยสารสาธารณะผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และเมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2562 ปตท. ได้มีหนังสือแจ้งว่าคณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2562 – 15 พฤษภาคม 2562 ภายในกรอบวงเงิน 550 ล้านบาท
4. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ปรับให้สะท้อนต้นทุนทันทีตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 จาก 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 16.83 บาทต่อกิโลกรัม โดยไม่ต้องมีการช่วยเหลือส่วนต่างราคา แนวทางที่ 2 ทยอยปรับให้สะท้อนต้นทุนในระยะ 6 เดือน โดยปรับราคาประมาณเดือนละ 1.04 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป (ตั้งแต่พฤษภาคม – ตุลาคม 2562 ) ตามมติคณะทำงานฯ ใช้งบประมาณช่วยเหลือส่วนต่างราคา 890 ล้านบาท และแนวทางที่ 3 ทยอยปรับให้สะท้อนต้นทุนภายใน 12 เดือน โดยปรับราคาประมาณเดือนละ 0.52 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป (ตั้งแต่พฤษภาคม 2562 – เมษายน 2563) ใช้งบประมาณช่วยเหลือส่วนต่างราคา 1,900 ล้านบาท ทั้งนี้ เสนอให้ สนพ. ขอความร่วมมือ ปตท. ให้ความช่วยเหลือส่วนต่างราคาปลีก NGV ในระหว่างที่ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) เพิ่มขึ้น 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้ทยอยปรับราคาเพิ่มขึ้นครั้งละ 1 บาท ทุก 4 เดือน เริ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป
2.ขอความร่วมมือ บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) ให้ความช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ในระหว่างที่ทยอยปรับขึ้นราคา และช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีกเพื่อคงราคาขายปลีกที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม
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
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 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 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 2/2562 (ครั้งที่9) วันศุกร์ที่ 9 สิงหาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2562 (ครั้งที่ 9)
วันศุกร์ที่ 9 สิงหาคม พ.ศ. 2562 เวลา 11.00น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีประกาศ กบง. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ฉบับที่ 4 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 0.20 บาทต่อลิตร และอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ 4.50 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2562 และฉบับที่ 12 กำหนดอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่ 0.65 บาทต่อลิตร มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 กบง. มีมติเห็นชอบขยายระยะเวลาให้ระดับราคา ขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 2 เดือน จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562 โดยคงอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไว้ที่ 4.50 บาทต่อลิตร
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาน้ำมันตลาดโลก ปิดตลาด ณ วันที่ 8 สิงหาคม 2562 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 56.80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 68.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซล (10 PPM) อยู่ที่ 72.66 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 8 สิงหาคม 2562 อยู่ที่ 30.9432 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 5 – 11 สิงหาคม 2562 ลิตรละ 21.14 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของกลุ่มน้ำมัน ณ วันที่ 4 สิงหาคม 2562 มีสินทรัพย์รวม 50,361 ล้านบาท หนี้สินรวม 13,409 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 36,952 ล้านบาท ซึ่งแยกเป็นบัญชีน้ำมัน 43,140 ล้านบาท และบัญชี LPG ติดลบ 6,188 ล้านบาท
3.โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 9 สิงหาคม 2562 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.0800 2.1200 2.1200 -0.7800 -6.3800 0.2000 -0.6500 และ -4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 2.9396 1.9841 2.1215 2.0023 3.7021 2.4778 2.4555 และ 2.6118 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 34.66 27.25 26.98 24.24 19.79 25.99 24.99 และ 20.99 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนสิงหาคม 2562 ในกลุ่มดีเซลมีรายจ่าย 387 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล 1,238 ล้านบาทต่อเดือน และรายรับจากน้ำมันเตา 11 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องรายได้ 862 ล้านบาทต่อเดือน
4.ในช่วงนี้ราคาน้ำมันตลาดโลกอยู่ในช่วงขาลง ส่งผลให้ค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อยู่ในระดับสูงเกินเกณฑ์ค่าการตลาดที่เหมาะสม ดังนั้น เพื่อรักษาสมดุลสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และเป็นการเตรียมพร้อมในด้านราคาให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ในช่วงเดือนตุลาคม 2562 ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นสมควรปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทุกชนิดเพิ่มขึ้น 0.30 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกไม่เปลี่ยนแปลง ทั้งนี้ หลังปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าว จะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันดีเซลมีรายรับเพิ่มขึ้น 621 ล้านบาทต่อเดือน (จากเดิมมีรายจ่าย 387 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 234 ล้านบาทต่อเดือน) และส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ของกลุ่มน้ำมันมีรายได้อยู่ที่ 1,483 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ปัจจุบัน (9 ส.ค. 62) อยู่ที่ 0.20 บาท/ลิตร ใหม่ 0.50 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.30 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 ปัจจุบัน (9 ส.ค. 62) อยู่ที่ -0.65 บาท/ลิตร ใหม่ -0.35 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.30 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 ปัจจุบัน (9 ส.ค. 62) อยู่ที่ -4.50 บาท/ลิตร ใหม่ -4.20 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.30 บาท/ลิตร
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2562 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 10 สิงหาคม 2562 เป็นต้นไป
กบง.ครั้งที่ 3/2562 (ครั้งที่10) วันศุกร์ที่ 30 สิงหาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2562 (ครั้งที่ 10)
วันศุกร์ที่ 30 สิงหาคม พ.ศ. 2562 เวลา 13.30 น.
1. การนำเข้า LNG 1.5 ล้านตัน ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
2. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)
3. แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7)
4. กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายใต้พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562
5. การทบทวนคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
6. ความคืบหน้าการดำเนินคดีกับบริษัท ยูไนเต็ดแก๊ส จำกัด
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1. การนำเข้า LNG 1.5 ล้านตัน ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 27 พฤษภาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบการรายงานความคืบหน้าผลการดำเนินงานในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติรับทราบความคืบหน้ารายงานการเจรจาระหว่าง 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 เพื่อไม่ให้เกิดภาวะการ ขาดแคลน LNG ในอนาคต โดยอยู่ภายในระยะเวลาการเริ่มต้นใช้ LNG Terminal ของ กฟผ. และดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในกรอบระยะเวลาตามข้อเสนอในสัญญาการนำเข้า LNG ของ กฟผ. (ภายในวันที่ 15 กันยายน 2562) และให้ กกพ. รายงาน กบง. ต่อไป และ (3) เห็นชอบหลักการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า หรือ Heat Rate เฉพาะโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง เพื่อใช้เป็นหลักการในการปฏิบัติของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าในช่วงส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อมาเมื่อวันที่ 27 พฤษภาคม 2562 สำนักงาน กกพ. ได้รายงาน กบง. เรื่องผลกระทบจากการนำเข้าตามโครงสร้างเพื่อรองรับการแข่งขันตามมติ กพช. วันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยการแบ่งการคิดราคาก๊าซเป็น Pool Gas ปตท. และ LNG กฟผ. ส่งผลต่อการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในระบบ Heat Rate แทนระบบ Merit Order ที่ใช้อยู่เดิม โดยเบื้องต้นจะส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าประมาณ 2 สตางค์ต่อหน่วย
2. เมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2562 กกพ. ได้พิจารณาเรื่องการบริหารจัดการนำเข้า LNG เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ฉบับใหม่ (Global DCQ) โดยมีข้อสรุปดังนี้ (1) การวิเคราะห์ความเสี่ยงที่จะเกิด Take or Pay พบว่าในปี 2563 2564 และ 2565 มีปริมาณก๊าซที่สามารถเรียกเพิ่มเติมจากอ่าวไทยอยู่ที่ 37,991 170,582 และ 237,094 BBTU/Yr ตามลำดับ แต่เนื่องจากการใช้และการจัดหาก๊าซธรรมชาติอาจมีความแตกต่างกันในแต่ละเดือน ดังนั้น การบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay จำเป็นต้องพิจารณาความต้องการรายเดือนด้วย และจากการวิเคราะห์พบว่า กฟผ. และ ปตท. จะสามารถบริหารจัดการและไม่เกิด Take or Pay ในทุกๆสัญญาได้ โดย กฟผ. และ ปตท. เห็นชอบร่วมกันว่าจะสามารถบริหารจัดการได้ดี หาก กฟผ. นำเข้าไม่เกิน 1 MTPA ในปี 2563 และไม่เกิน 1.2 MTPA ในปีต่อๆ ไป และในการเจรจาสัญญา LNG Sales and Purchase Agreement (SPA) กฟผ. ได้ขอเพิ่มเงื่อนไขให้สามารถปรับลดปริมาณ LNG ลงได้อีก 15% ของ Annual Contract Quantity (ACQ) ในแต่ละปี ในกรณีที่มีการเปลี่ยนแปลงการใช้ก๊าซลดลง กฟผ.จะสามารถใช้ทางเลือกในสัญญาปรับลดการซื้อก๊าซเพื่อลดผลกระทบและโอกาสในการเกิด Take or Pay นอกจากนี้ LNG SPA ของ กฟผ.ยังอนุญาตให้สามารถ Divert Cargo ไปยัง Terminal อื่นได้หากจำเป็น เพื่อลดภาระ Take or Pay (2) การทำ MOU เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay และการใช้ก๊าซตาม Global DCQ ฉบับใหม่ เนื่องจาก กฟผ. เลือกใช้โรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงและเดินเครื่องในลักษณะ Base Load จึงไม่มีโอกาสเกิด Take or Pay ในส่วนสัญญา LNG ของ กฟผ. แต่จะมีโอกาสเกิด Take or Pay ในส่วนสัญญาของ ปตท. ดังนั้น ปตท. จึงไม่เห็นความจำเป็นในการลงนาม MOU แต่เห็นควรให้ทำการบริหารจัดการร่วมกันระหว่าง ปตท. และ กฟผ. ภายใต้การกำกับของ กกพ. จะเกิดผลในทางปฏิบัติมากกว่า และหลังจากสัญญา Global DCQ สิ้นสุดลง กฟผ. และ ปตท. ได้มีการพิจารณาต่อสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะสั้นเป็นรายปีมาแล้ว 4 ครั้ง และสัญญาจะสิ้นสุดอีกครั้งในเดือนธันวาคม 2562 เพื่อให้ ปตท. สามารถบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในระยะยาว จึงจำเป็นต้องลงนามสัญญา Global DCQ อีกครั้ง โดยสัญญา Global DCQ ได้ผ่านการพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว แต่ยังคงเหลือประเด็นด้านเทคนิคบางประเด็นที่ยังหาข้อยุติไม่ได้และจะดำเนินการเจรจาหาข้อยุติร่วมกันให้แล้วเสร็จภายในปี 2562
3. กกพ. จึงขอเสนอให้ที่ประชุมพิจารณาดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และ ปตท. เสนอ ภายใต้การกำกับของ กกพ. โดย กฟผ. จะต้องมีการนำเข้า LNG ไม่เกิน 1.09 ล้านตัน ในปี 2563 และไม่เกิน 1.2 ล้านตัน หลังปี 2564 โดยสัญญา SPA ระหว่าง กฟผ. และ Petronas จะสามารถปรับลดลงได้อีก 15% ของสัญญา หากจำเป็นที่จะต้องลดการนำเข้า LNG เพิ่มเติมเมื่อเกิดภาระ Take or Pay ให้พิจารณาลดการนำเข้าของ กฟผ. เป็นลำดับแรก รวมทั้งอาจมีการ Divert LNG ไปยัง Terminal อื่นหากจำเป็น (2) รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และ (3) รับทราบความก้าวหน้าของการเจรจาสัญญา Global DCQ ที่จะดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2562
4. เมื่อวันที่ 6 สิงหาคม 2562 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้จัดประชุมร่วมกับ กฟผ. ปตท. สำนักงาน กกพ. โดยมีรองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายสราวุธ แก้วตาทิพย์) เป็นประธาน สรุปได้ดังนี้ (1) สถานการณ์ LNG ของประเทศในปัจจุบันได้เปลี่ยนแปลงไปจากช่วงที่ กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ที่ได้เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ที่มอบหมายให้ กฟผ. นำเข้า LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี โดยเฉพาะอย่างยิ่ง การจัดหา LNG ในประเทศไม่ได้ลดลงตามที่ได้เคยประมาณการไว้ ในขณะที่ความต้องการใช้ LNG ก็ไม่ได้เพิ่มสูงขึ้นตามที่ประมาณการไว้ จึงทำให้ความจำเป็นในการนำเข้า LNG อาจเปลี่ยนไปจากเดิม (2) การนำเข้า LNG ของ กฟผ. โดยหลักการแล้วไม่ควรส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประเทศและต้องไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay จนส่งผลกระทบต่อต้นทุนการจัดหา LNG ของประเทศ รวมทั้งอาจมีความจำเป็นต้องพิจารณาทบทวนการแบ่งราคา LNG เป็น 2 Pool จากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เนื่องจากมีโอกาสสูงมากที่จะมีผลกระทบทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้น (3) ราคา LNG Spot ปัจจุบันลดลงมาอยู่ที่ระดับ 4 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ซึ่งเป็นสัญญาณว่าในช่วง 2 – 3 ปีข้างหน้า แนวโน้ม LNG จะมีราคาลดลง จึงอาจต้องพิจารณาความเหมาะสมและทบทวนความจำเป็นเร่งด่วนของการผูกพันสัญญาการจัดหา LNG ในระยะปานกลางและระยะยาวในขณะนี้ และ (4) กรณีที่จะให้ กฟผ. นำเข้า LNG ควรจะมีกลไกการบริหารจัดการเพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบเรื่อง Take or Pay รวมทั้งต้องพิจารณาความเป็นไปได้และข้อจำกัดของกฎหมายในกรณีที่ กฟผ. จะนำ LNG ไปจำหน่ายในตลาดอื่นก่อนดำเนินการด้วย ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปข้อสรุปแนวทางดำเนินการเป็น 3 ทางเลือก ดังนี้ (1) ให้ กฟผ. บริหารสัญญานำเข้า LNG ไม่ให้เกิดภาระ Take or pay หรือ (2) ให้ กฟผ. จัดซื้อ LNG แบบ Spot สำหรับการทดลองระบบการแข่งขันตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31กรกฎาคม 2560 หรือ (3) ให้ กฟผ. เลื่อนเวลาการนำเข้า LNG ที่ประมูลได้ จากปี 2562 เป็นปี 2565
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
2. รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และความก้าวหน้าของการเจรจาสัญญา Global DCQ ที่จะดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2562
3. เห็นชอบให้ กฟผ. จัดหา LNG แบบ Spot ปริมาณไม่เกิน 200,000 ตัน สำหรับการทดสอบระบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยมอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กฟผ. ไปพิจารณาความเหมาะสมทั้งด้านปริมาณ และช่วงเวลาในการจัดหา LNG แบบ Spot สำหรับการทดสอบระบบ แล้วนำกลับมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาต่อไป
4. มอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาหาข้อยุติในการนำเข้า LNG กับบริษัท PETRONAS LNG Ltd. โดยไม่ให้เกิดการเรียกร้องค่าเสียหายหรือค่าใช้จ่ายใดๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ในเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอ (Request for Proposal: RFP)
5. มอบหมายให้ ปตท. และ กฟผ. ไปบริหารจัดการการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ภายใต้การกำกับของ กกพ. ให้เหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ
6. มอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2562 คณะรัฐมนตรี (รัฐบาลพลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) แถลงนโยบายต่อรัฐสภา โดยมีนโยบายที่เกี่ยวข้องกับด้านพลังงานได้แก่ที่สำคัญ ได้แก่ (1) ส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนจากวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาเพิ่มมูลค่า (2) การพัฒนาสาธารณูปโภคพื้นฐาน เสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงานให้สามารถพึ่งพาตนเองได้ กระจายชนิดของเชื้อเพลิงทั้งจากฟอสซิลและจากพลังงานทดแทนอย่างเหมาะสม สนับสนุนการผลิตและการใช้พลังงานทดแทนตามศักยภาพของแหล่งเชื้อเพลิงในพื้นที่ เปิดโอกาสให้ชุมชนและประชาชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตและบริหารจัดการพลังงานในพื้นที่ ส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 และ B100 เพื่อเพิ่มการใช้น้ำมันปาล์มดิบ และจัดทำแนวทางการใช้มาตรฐานน้ำมัน EURO5 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาเทคโนโลยีด้านพลังงาน รวมทั้งสนับสนุนให้เกิดโครงสร้างตลาดไฟฟ้ารูปแบบใหม่ และให้มีราคาพลังงานสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง (3) ยกระดับโครงข่ายระบบไฟฟ้าและพลังงานให้มีความทันสมัย ทั่วถึง เพียงพอ มั่นคง และมีเสถียรภาพ ทั้งนี้ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีแนวนโยบายการพัฒนาด้านพลังงานของประเทศ โดยมุ่งเน้นการพัฒนาที่ยั่งยืน (Sustainable) พลังงานต้องมีต้นทุนราคาที่เป็นธรรมสามารถยอมรับได้ ประชาชนสามารถเข้าถึงได้ (Affordable) และส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาเศรษฐกิจ ด้วยการสร้างกลไกให้ชุมชนเข้ามามีส่วนร่วมด้านพลังงาน สร้างงานและสร้างรายได้ให้ชุมชนในระดับฐานรากของประเทศ (Energy for all) โดยการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้า มุ่งเน้นให้มีการผลิตพลังงานไฟฟ้าในชุมชนตามศักยภาพเชื้อเพลิงพลังงานสะอาดที่หาได้ในพื้นที่และนำไปใช้ในพื้นที่เป็นหลัก ประชาชนสามารถเข้าถึงพลังงานไฟฟ้าได้อย่างทั่วถึง ราคาถูก โดยอาจใช้กองทุนส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเป็นเครื่องมือในการส่งเสริมการขับเคลื่อนโครงการ
2. กรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก มีหลักการและเหตุผลในการ ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิต ใช้ และจำหน่ายไฟฟ้า อย่างยั่งยืน ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า ส่งเสริมโรงไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพเชื้อเพลิงและสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ สร้างความมั่นคงระบบไฟฟ้าในพื้นที่ ลดภาระการลงทุนของภาครัฐในการสร้างระบบส่ง และระบบจำหน่ายไฟฟ้า ส่งเสริมเศรษฐกิจฐานรากให้มีรายได้ โดยชุมชนได้รับผลตอบแทนจากการจำหน่ายเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนจากวัสดุทางการเกษตรและการจำหน่ายไฟฟ้า และสร้างการยอมรับของชุมชนในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าของประเทศ โดยเป้าหมายเป็นพื้นที่ที่มีศักยภาพพลังงานหมุนเวียนทั่วประเทศที่สามารถส่งเสริมให้เกิดโรงไฟฟ้าชุมชน และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่นั้นๆ มีระบบส่งและระบบจำหน่ายที่สามารถรองรับไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าชุมชนได้ เปิดให้มีการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในการสนับสนุนการลงทุนหรืออุดหนุนการดำเนินกิจการของโรงไฟฟ้าชุมชน มีแนวทางการจัดตั้ง (1) ให้ชุมชนมีส่วนร่วมลงทุนโรงไฟฟ้ากับภาครัฐและ/หรือเอกชนเพื่อให้สามารถดำเนินกิจการได้อย่างมีประสิทธิภาพ (2) รับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนตามเป้าหมายพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผน AEDP และสอดคล้องกับแผน PDP2018 โดยอาจเร่งรัดให้มีการรับซื้อเร็วขึ้นจากแผนตามความเหมาะสม (3) ในพื้นที่ที่ไม่มีศักยภาพจากพืชพลังงานจะส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์(4) โรงไฟฟ้าชุมชนต้องมีขนาดกำลังผลิตไฟฟ้าที่สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ (5) มีสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (6) ราคารับซื้อไฟฟ้าต้องไม่กระทบหรือกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าน้อยที่สุด (7) มีการกำหนดผลประโยชน์กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่อย่างเป็นรูปธรรม เช่น ส่วนลดค่าไฟฟ้าคืนสู่ชุมชน ส่วนแบ่งผลกำไรจากการดำเนินงานตามสัดส่วนที่ชุมชนได้มีการร่วมทุนในโรงไฟฟ้าชุมชน รายได้จากการขายเชื้อเพลิงจากวัสดุทางการเกษตร
3. ขั้นตอนการดำเนินงานจะนำเสนอกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณามอบหมายให้ กบง. ดำเนินการจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากที่ได้รับความเห็นชอบ มอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ และพื้นที่ที่ไม่มีข้อจำกัดทางด้านระบบส่งและระบบจำหน่าย เป็นต้น และแก้ไขหลักเกณฑ์ กฎ ระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อสนับสนุนการดำเนินงาน รวมทั้งให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการเปิดรับข้อเสนอโรงไฟฟ้าชุมชน ดำเนินการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป โดยโรงไฟฟ้าชุมชนมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกินปี 2565
4. ผลประโยชน์ต่อเศรษฐกิจฐานราก ได้แก่ ชุมชนมีรายได้จากการเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้าชุมชน และลดภาระค่าใช้จ่ายของชุมชน ชุมชนมีรายได้จากการจำหน่ายวัสดุทางการเกษตรเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า เกิดการสร้างงาน สร้างอาชีพ และสร้างความเข้มแข็งในชุมชน ลดการย้ายถิ่นฐานของแรงงาน และเกิดการจับจ่ายใช้สอยในพื้นที่ ก่อให้เกิดการหมุนเวียนของเศรษฐกิจในชุมชน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 3. แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 เมษายน 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หารือกับกรมสรรพสามิต ในการกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในอัตรา 5.80 บาทต่อลิตร รวมทั้งเห็นชอบให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 มีราคาถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 1.00 บาทต่อลิตร โดยกำหนดอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 ที่ 0.65 บาทต่อลิตร ต่อมาเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2562 กบง. เห็นชอบขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 5 บาทต่อลิตร ต่อไปถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 และเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 กบง. เห็นชอบขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) 5 บาทต่อลิตร ต่อไปถึงวันที่ 30 กันยายน 2562 โดยคงอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไว้ที่ 4.50 บาทต่อลิตร ต่อมาเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2562 กบง. มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันกลุ่มดีเซลเพิ่มขึ้น 0.30 บาทต่อลิตร ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ 0.50 บาทต่อลิตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 อัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 0.35 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 อัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย 4.20 บาทต่อลิตร
2. ปัจจุบันกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล เป็น 3 ประเภท ได้แก่ น้ำดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ส่วนสถานการณ์การจำหน่ายและการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ (1) ณ วันที่ 18 สิงหาคม 2562 ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีจำนวน 3 ราย แบ่งเป็น Fleet 1 แห่ง และสถานีบริการ 44 แห่ง และที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จำนวน 13 ราย แบ่งเป็น Fleet 532 แห่ง สถานีบริการ 1,693 แห่ง (2) ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นจาก 0.00003 ล้านลิตรต่อวัน ในช่วงเริ่มต้น (เดือนพฤษภาคม 2562) โดยปัจจุบัน ณ วันที่ 1–18 สิงหาคม 2562 มียอดจำหน่ายอยู่ที่ 0.011 ล้านลิตรต่อวัน ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีการเติบโตอย่างก้าวกระโดดจาก 0.10 ล้านลิตรต่อวัน ในช่วงปี 2561 โดยปัจจุบันมียอดจำหน่ายถึง 6.18 ล้านลิตรต่อวัน ทั้งนี้ โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 27 สิงหาคม 2562 พบว่า ปัจจุบันยังคงชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในอัตรา 0.35 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในอัตรา 4.20 บาทต่อลิตร โดยส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 1 บาทต่อลิตร และ 5 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนสิงหาคม 2562 มีสภาพคล่องสุทธิกลุ่มน้ำมัน 1,400 ล้านบาทต่อเดือน แยกเป็นกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล 1,320 ล้านบาทต่อเดือน และกลุ่มดีเซล 69 ล้านบาทต่อเดือน และมีฐานะกองทุนน้ำมันรวม ณ วันที่ 25 สิงหาคม 2562 อยู่ที่ 38,210 ล้านบาท
3. ความพร้อมการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) แบ่งเป็น (1) ความพร้อมของปริมาณน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) โดยสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร คาดการณ์ปริมาณผลผลิตปาล์มน้ำมันปี 2562 ครึ่งปีหลัง จะออกสู่ตลาดประมาณ 7.490 ล้านตัน ลดลงร้อยละ 19.5 เมื่อเทียบกับช่วงครึ่งปีแรกของปี 2562 โดยไตรมาสที่ 4 คาดว่าผลผลิตในเดือนตุลาคม พฤศจิกายน และธันวาคม จะออกสู่ตลาดประมาณ 1.312 ล้านตัน 1.391 ล้านตัน และ 1.208 ล้านตัน ตามลำดับ (ประมาณการ ณ วันที่ 27 เมษายน 2562) (2) กระทรวงพาณิชย์รายงานปริมาณสต็อกน้ำมันปาล์มดิบคงเหลือ ระหว่างวันที่ 24 – 26 กรกฎาคม 2562 มีจำนวน 451,127 ตัน เพิ่มขึ้นจากสต็อกคงเหลือ ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2562 ร้อยละ 12.65 ทั้งนี้ ตามเป้าหมายการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ของกระทรวงพลังงาน คาดการณ์ว่า ณ เดือนธันวาคม 2562 จะมีปริมาณการใช้ไบโอดีเซล B100 ที่ระดับ 6.2 ล้านลิตรต่อวัน เทียบเท่าการใช้น้ำมันปาล์มดิบ (CPO) 167,360 ตันต่อเดือน ซึ่งสต็อกน้ำมันปาล์มดิบคงเหลือในปัจจุบันและผลผลิตปาล์มที่คาดการณ์จะสามารถรองรับการใช้น้ำมันปาล์มดิบในการผลิตไบโอดีเซลได้เพียงพอ (3) ความพร้อมของผู้ผลิตไบโอดีเซล (บี100) ปัจจุบันมี 13 ราย กำลังการผลิต 8,312,242 ลิตรต่อวัน โดยมีผู้ผลิตไบโอดีเซลสำหรับใช้ผสมเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 ได้ (ค่าโมโนกลีเซอไรต์ ไม่สูงกว่าร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก) จำนวน 9 ราย กำลังการผลิต 6,892,242 ลิตรต่อวัน ส่วนที่เหลืออยู่ระหว่างการปรับปรุงกระบวนการผลิต (4) ความพร้อมของรถยนต์ที่ใช้เชื้อเพลิงดีเซล ปัจจุบันมีรถยนต์ที่ใช้เชื้อเพลิงดีเซล 10,466,820 คัน เป็นรถยนต์ที่ค่ายรถยนต์รับรองว่าสามารถรองรับการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ได้ประมาณ 5,231,972 คัน (คิดเป็นร้อยละ 50.0 ของจำนวนรถยนต์ดีเซลทั้งหมด) ทั้งนี้ รถยนต์ดีเซลที่หมดการรับประกันแล้ว จะใช้กลไกส่วนต่างราคาเพื่อจูงใจให้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และ (5) ความพร้อมของผู้ค้าน้ำมัน มีความพร้อมและสนับสนุนการดำเนินการตามนโยบายของภาครัฐ โดยขอให้ภาครัฐกำหนดนโยบายที่ชัดเจน รวมทั้งเร่งการประชาสัมพันธ์สร้างความเข้าใจเพื่อให้ผู้บริโภคมีความมั่นใจต่อการเปลี่ยนมาใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้น
4. แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ปัจจุบันการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) มีสัดส่วนการใช้สูงสุดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว คือ ประมาณ 56.4 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 91 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วทั้งหมด ในขณะที่การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ในระดับสูงกว่าเป้าหมายที่กำหนดไว้ที่ประมาณ 5 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งกองทุนน้ำมันฯ รับภาระชดเชยในส่วนนี้ประมาณ 805 ล้านบาทต่อเดือน โดยหากการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีอัตราเพิ่มขึ้นเกินกว่าเป้าหมายมากจะทำให้ปริมาณ CPO ภาพรวมทั้งประเทศที่ผลิตได้ไม่เพียงพอ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ทดแทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) โดยมีแนวทางดำเนินการ ดังนี้ (1) ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 ขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 2 บาทต่อลิตร (ปัจจุบันส่วนต่างอยู่ที่ 1 บาทต่อลิตร) และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 3 บาทต่อลิตร (ปัจจุบันส่วนต่างอยู่ที่ 5 บาทต่อลิตร) หลังการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ คาดว่า ณ เดือนธันวาคม 2552 การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ลดลงมาอยู่ที่ระดับประมาณร้อยละ 50 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ประมาณ 30 - 32 ล้านลิตรต่อวัน) การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้นโดยอยู่ที่ระดับประมาณร้อยละ 50 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (ประมาณ 30 – 32 ล้านลิตรต่อวัน) และการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ลดลงมาอยู่ที่ระดับไม่เกิน 5 ล้านลิตรต่อวัน และส่งผลให้สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในกลุ่มน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 371 ล้านบาทต่อเดือน เป็น 440 ล้านบาทต่อเดือน และจากนโยบายของรัฐบาลในการรายได้ราคาผลปาล์มน้ำมัน 4 บาทต่อกิโลกรัม จะส่งผลให้ราคาไบโอดีเซล บี100 เพิ่มขึ้นจากปัจจุบันประมาณ 7 บาทต่อลิตร จากราคา 20.54 บาทต่อลิตร เป็น 27.43 บาทต่อลิตร และทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลเพิ่มขึ้นตามไปด้วย โดยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) เพิ่มขึ้นประมาณ 0.50 บาทต่อลิตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้นประมาณ 0.70 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพิ่มขึ้นประมาณ 1.50 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ หากราคาขายปลีกสูงขึ้นมากจนส่งผลกระทบต่อประชาชน สามารถพิจารณาปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และนำเงินที่กองทุนน้ำมันฯ มารักษาเสถียรภาพราคาได้ และ (2) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 บังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นทางเลือก รวมทั้งประกาศคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซลเป็นชนิดเดียวที่สามารถนำมาผลิตน้ำมันดีเซลได้ทุกเกรด โดยการดำเนินการดังกล่าว จะทำให้มีการใช้ไบโอดีเซลเพิ่มขึ้น ช่วยดูดซับปริมาณน้ำมันปาล์มดิบ สร้างความมั่นคงทางพลังงานในการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของวัตถุดิบที่สามารถผลิตได้ในประเทศมากขึ้น ช่วยรักษาเสถียรภาพระดับราคา CPO ของประเทศ ทำให้เกษตรกรมีรายได้ที่มั่นคง รวมทั้งช่วยลดปัญหาสิ่งแวดล้อมด้านมลภาวะทางอากาศจากฝุ่นละอองขนาดเล็ก PM 2.5 ในภาคคมนาคมขนส่ง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) ที่ 3 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 เป็นต้นไป
2. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
2. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารส่วนต่างราคาขายปลีกกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยปรับเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้ในกรอบอัตราตามข้อ 2 ในช่วงสถานการณ์ราคาที่เหมาะสม ทั้งนี้มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป
4. เห็นชอบให้วันที่ 1 มกราคม 2563 บังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นทางเลือก
5. เห็นชอบมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการ ดังนี้
5.1 กระทรวงพลังงานบริหารจัดการการใช้ไบโอดีเซลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง และกระทรวงพาณิชย์บริหารจัดการการใช้ไบโอดีเซลเพื่อใช้บริโภค
5.2 กรมธุรกิจพลังงานติดตามปริมาณการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว และประกาศคุณภาพไบโอดีเซลเป็นชนิดเดียวที่สามารถนำมาผลิตน้ำมันดีเซลได้ทุกเกรด ภายในวันที่ 1 มกราคม 2563
5.3 กระทรวงพาณิชย์ กรมการค้าภายใน ดำเนินการบริหารจัดการผลผลิตปาล์มน้ำมันให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไบโอดีเซล และดำเนินการป้องกันการลักลอบนำเข้าน้ำมันปาล์มดิบจากต่างประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1.พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (พระราชบัญญัติฯ) ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 27 พฤษภาคม 2562 เพื่อยกระดับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 สำหรับใช้เป็นกลไกในการรักษาเสถียรภาพของระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงมิให้เกิดผลกระทบต่อเศรษฐกิจในการแก้ไขปัญหาดังกล่าว โดยมีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ทำหน้าที่ในการบริหารกิจการของกองทุนฯ โดย พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับในวันที่ 24 กันยายน 2562 เป็นต้นไป และให้ยุบเลิกสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) โดยตั้ง สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะเป็นหน่วยงานของรัฐที่เป็นนิติบุคคลเข้ามาทำหน้าที่แทน พร้อมทั้งการโอนบรรดาเงิน ทรัพย์สิน สิทธิ หนี้สิน รวมทั้งงบประมาณของ สบพน. ไปเป็นของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและการบริหารกิจการของกองทุนฯ จะอยู่ภายใต้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แทน คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.)
2. การเตรียมความพร้อมบริหารกองทุนฯ ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่าน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะหน่วยงานที่รับผิดชอบการดำเนินงานกองทุนฯ ก่อนถึงกำหนดเวลาที่พระราชบัญญัตินี้มีผลใช้บังคับ ได้ดำเนินการร่วมกับสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ในการเตรียมความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ การจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และการจัดทำแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง การจัดทำหลักเกณฑ์วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ การจัดทำกฎหมายลำดับรอง การเตรียมพระราชกฤษฎีกาว่าด้วยการเลิกยุบ สบพน. การจัดทำโครงสร้างสำนักงานกองทุนฯ และการปรับปรุง/แก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 ลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 ทั้งนี้ การเตรียมความพร้อมบริหารกองทุนฯ คาดว่าจะดำเนินการได้ทันรองรับกับพระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับในวันที่ 24 กันยายน 2562 ซึ่งจะมีบทเฉพาะกาลตามมาตรา 54 ให้นำประกาศและระเบียบที่ออกตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เฉพาะส่วนที่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ ที่ใช้บังคับอยู่ในวันก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ นี้ใช้บังคับ มาใช้บังคับโดยอนุโลมเท่าที่ไม่ขัดหรือแย้งกับพระราชบัญญัติฯ จนกว่าจะมีประกาศและระเบียบตามพระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ ทั้งนี้ การดำเนินการออกระเบียบ ข้อบังคับ และประกาศตามพระราชบัญญัติฯ ให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายใน 120 วันนับแต่วันที่พระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ หากไม่สามารถดำเนินการได้ ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานรายงานเหตุผลที่ไม่อาจดำเนินการได้ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ
3.เพื่อให้การดำเนินงานบริหารกองทุนน้ำมันฯ ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านตามบทเฉพาะกาลของพระราชบัญญัติฯ เป็นไปอย่างต่อเนื่อง สนพ. และ สบพน. จึงมีหนังสือหารือคณะกรรมการกฤษฎีกา สรุปได้ดังนี้ (1) ในกรณีที่ร่างพระราชบัญญัติฯ ประกาศใช้บังคับเป็นกฎหมาย อาจเกิดประเด็นปัญหาเกี่ยวกับความมีผลใช้บังคับของข้อกำหนดตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ ได้ ดังนั้น เพื่อป้องกันไม่ให้เกิดปัญหาความไม่ชัดเจนอันจะส่งผลให้เกิดปัญหาการใช้บังคับและการปฏิบัติการตามกฎหมาย หน่วยงานที่เกี่ยวข้องจึงสมควรทบทวนข้อกำหนดตามที่กำหนดในคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 โดยยกเลิกคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 และออกคำสั่งนายกรัฐมนตรีฉบับใหม่ ซึ่งกำหนดเฉพาะมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ไม่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ ไว้เท่าที่จำเป็นและเหมาะสมสอดคล้องกับสภาวการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป เพื่อให้สามารถประกาศใช้บังคับให้มีผลพร้อมกับพระราชบัญญัติฯ ได้ต่อไป (2) พระราชบัญญัติฯ ตามมาตรา 5 กำหนดให้กองทุนฯ มีวัตถุประสงค์เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ในกรณีที่เกิดวิกฤติการณ์ด้านน้ำมันฯ และต้องอยู่ภายใต้กรอบนโยบายบริหารกองทุนฯ ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด ด้วยเหตุนี้ การดำเนินงานของกองทุนฯ อันได้แก่ การส่งเงินเข้ากองทุนฯ และการจ่ายเงินชดเชย รวมถึงการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุนฯ และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนฯ จึงต้องเป็นไปตามวัตถุประสงค์เช่นว่านั้นและอยู่ภายใต้กรอบนโยบายบริหารกองทุนที่ กพช. กำหนดด้วย และจากบทเฉพาะกาลมาตรา 54 ได้บัญญัติไว้อย่างชัดเจนให้มีการส่งเงินเข้ากองทุนฯ อย่างต่อเนื่อง ดังนั้น แม้จะยังไม่มีกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ ก็ตาม การดำเนินงานของกองทุนฯ ในส่วนของการมีหน้าที่ส่งเงินเข้ากองทุนฯ ก็ยังคงสามารถดำเนินการต่อไปได้โดยนำประกาศและระเบียบที่ออกตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 ในส่วนที่เกี่ยวกับกองทุนฯ มาใช้บังคับโดยอนุโลมเท่าที่ไม่ขัดหรือแย้งกับพระราชบัญญัตินี้ (3) สำหรับการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพตามที่ดำเนินการในปัจจุบัน มีการบัญญัติไว้เป็นการเฉพาะในมาตรา 55 ที่กำหนดให้มีการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพที่ได้ดำเนินการอยู่ก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ โดยให้ใช้จ่ายเงินกองทุนฯ เพื่อการดำเนินการดังกล่าวต่อไปได้เป็นระยะเวลาสามปีนับแต่วันที่พระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ และขยายระยะเวลาดำเนินการได้อีกไม่เกินสองครั้ง ครั้งละไม่เกินสองปี เมื่อบทเฉพาะกาลดังกล่าวบัญญัติรองรับให้มีการจ่ายเงินชดเชยโดยไม่ได้มีความยึดโยงกับวัตถุประสงค์ของกองทุนฯ จึงไม่ต้องอยู่ภายใต้กรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ ตามที่กำหนดในมาตรา 5 ดังนั้น แม้จะยังไม่มีการกำหนดกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ โดย กพช. ก็สามารถดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพได้ตามบทเฉพาะกาลดังกล่าว (4) กรณีการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลวตามที่ดำเนินการในปัจจุบันในระยะเริ่มแรกตามบทเฉพาะกาลนั้น มิได้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของกองทุนฯ ตามที่บัญญัติไว้ในมาตรา 54 ซึ่งคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) เห็นว่า ถ้ายังไม่มีการกำหนดกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ โดย กพช. ก็ไม่สามารถดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลวได้ และ (5) คณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) มีข้อสังเกตว่า หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสมควรเร่งดำเนินการเสนอกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ ต่อ กพช. เพื่อให้พิจารณากำหนดโดยเร็ว รวมทั้งควรเร่งรัดจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนฯ เพื่อเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ กับเร่งดำเนินการออกประกาศหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องตามพระราชบัญญัติฯ เพื่อให้มีกรอบนโยบายและแผนที่ชัดเจนอันจะเป็นประโยชน์ต่อการดำเนินงานของกองทุนฯ ให้บรรลุตามวัตถุประสงค์ของกฎหมายต่อไป
4. เพื่อให้การดำเนินงานเกี่ยวกับการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนทั้งในส่วนที่เกี่ยวข้องและไม่เกี่ยวข้องกับกองทุนฯ เป็นไปอย่างต่อเนื่องและไม่หยุดชะงักตามคำแนะนำของคณะกรรมการกฤษฎีกา จึงเห็นสมควรเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่
4.1 (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายใต้พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 สนพ. ร่วมกับ สบพน. ดำเนินการตามมาตรา 5 วรรคสอง แห่งพระราชบัญญัติฯ จัดทำ (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ เสนอ กบง. เพื่อโปรดพิจารณา ก่อนเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบต่อไป โดยมีสาระสำคัญดังนี้ (1) การบริหารกิจการของกองทุนฯ ให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์มาตรา 5 เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมในกรณีที่เกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและเป็นไปตามกรอบนโยบายการบริหารกองทุนฯ โดยวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง หมายความว่า สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงมีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็วหรือผันผวนอันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน หรือสถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ ดังนี้ (1.1) สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงมีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็วหรือผันผวนหมายความว่ามีเหตุการณ์ใดเหตุการณ์หนึ่ง หรือหลายเหตุการณ์เกิดขึ้น อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน ในส่วนของน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่ มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาซื้อขายน้ำมันดิบของตลาดที่สำคัญของโลกปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 5 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยทำให้ราคาน้ำมันสำเร็จรูปของตลาดอ้างอิง มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมันดิบอย่างต่อเนื่อง และส่งผลให้ราคาน้ำมันขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้นใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อลิตร หรือมีเหตุการณ์ ที่ทำให้ราคาน้ำมันขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้น อยู่ในระดับที่เกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสม มากกว่า 30 บาทต่อลิตร ในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลว ได้แก่ มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาต้นทุนการจัดหาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของ บริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) มีราคาสูงกว่าราคานำเข้า หรือมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวของตลาดโลกเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ เฉลี่ยมากกว่า 35 เหรียญสหรัฐต่อตัน หรือมีเหตุการณ์ที่ทำให้เราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อกิโลกรัม หรือ มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศปรับตัวสูงขึ้นอยู่ในระดับที่เกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสมสำหรับถัง 15 กิโลกรัม มากกว่า 363 บาท (1.2) สถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ หมายความว่า มีเหตุการณ์ที่ทำให้ปริมาณการผลิตและหรือนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงไม่เป็นไปตามแผน โดยมีแนวโน้มอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน (2) การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม หมายถึง การนำเงินกองทุนฯ ไปใช้จ่ายเพื่อชดเชยให้กับผู้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งเป็นโรงกลั่น หรือผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง หรือผู้ซื้อหรือได้มาซึ่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว ตามมาตรา 29 มาตรา 30 และมาตรา 31 แห่งพระราชบัญญัติฯ โดยให้มีกรอบและวินัยในการใช้จ่ายเงินเพื่อชดเชยดังต่อไปนี้ (2.1) เป็นการบรรเทาผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน และหรือชะลอการขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันจะเป็นประโยชน์ต่อความมั่นคงด้านพลังงานและเศรษฐกิจของประเทศ (2.2) เป็นมาตรการระยะสั้น และคงหลักการสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการกระทบต่อกลไกตลาดเสรี และ (2.3) คำนึงถึงภาวะความผันผวนของราคาต้นทุนที่แท้จริง แนวโน้มตลาดโลก หลีกเลี่ยงการชดเชยเพื่อช่วยเหลือกลุ่มใดกลุ่มหนึ่ง ไม่ควรอุดหนนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม (Cross Subsidies)
4.2 (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดย สนพ. ในฐานะเลขานุการฯ กบง. ได้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ซึ่งคณะทำงาน ฯ ได้ประชุมหารือร่วมกัน เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2562 เพื่อยกร่างคำสั่งนายกรัฐมนตรีใหม่ เป็น (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปรับปรุงหน้าที่และอำนาจของ กบง. โดยยังคงมีหน้าที่และอำนาจเกี่ยวกับการกำหนดหลักเกณฑ์และหรือกำหนดราคา สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร หรือนำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและหรือค่าการตลาดสำหรับการซื้อขายน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและหรืออัตรา สำหรับค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงหรือค่าใช้จ่ายในการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาและหรือกำหนดราคา สำหรับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นหรือราคาขายปลีก กำหนดให้โรงกลั่นแจ้งราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นต่อคณะกรรมการฯ เป็นต้น และ (2) ปรับปรุงข้อกำหนด/ข้อห้ามปฏิบัติในการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และก๊าซหุงต้ม โดยให้สอดคล้องกับสภาวการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยเฉพาะในหน้าที่ตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงและกฎหมายการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบ (ร่าง) กรอบนโยบายการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และเห็นชอบให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป
2. เห็นชอบ (ร่าง) คำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ ../2562 เรื่อง กำหนดมาตรการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเห็นชอบให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5. การทบทวนคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1.คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งขึ้นตามคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่ 4/2545 ลงวันที่ 19 ธันวาคม 2545 เพื่อทำหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนา และมาตรการทางด้านพลังงานตามที่ กพช. มอบหมาย รวมทั้งมีอำนาจแต่งตั้งคณะอนุกรรมการช่วยปฏิบัติงานในหน้าที่ตามความจำเป็น ต่อมาเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ยกเลิกคำสั่ง กพช. ที่ 4/2545 และให้แต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่คงเดิม ทั้งนี้ กบง. ได้มีคณะอนุกรรมการช่วยปฏิบัติงานด้านต่างๆ จำนวน 29 คณะ ต่อมาในช่วงวันที่ 22 พฤษภาคม 2557 ถึงวันที่ 16 กรกฎาคม 2562 คณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ได้เข้ามาบริหารประเทศ และได้แต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่เหมือนคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 ลงวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 ต่อมา กบง. ได้ทบทวนปรับปรุงองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ของคณะอนุกรรมการทั้ง 29 คณะ และแต่งตั้งขึ้นใหม่ 9 คณะ ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (2) คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) (3) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (4) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษา แนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) (5) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (6) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ (7) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล (8) คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และ (9) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ
2. เมื่อวันที่ 16 กรกฎาคม 2562 คณะรัฐมนตรีที่ตั้งขึ้นใหม่ภายหลังการเลือกตั้งทั่วไปครั้งแรก ตามรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2560 ได้เข้าปฏิบัติหน้าที่ ส่งผลให้คณะรักษาความสงบแห่งชาติได้สิ้นสุดลงตามมาตรา 265 แห่งรัฐธรรมนูญฯ และ กบง. ที่แต่งตั้งตามคำสั่ง คสช. ที่ 55/2557 และคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 1/2558 ได้สิ้นสุดการปฏิบัติหน้าที่ลงด้วย และต้องกลับมาใช้ กบง. ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 วันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 ซึ่งมีคณะอนุกรรมการจำนวน 29 คณะ เพื่อให้การปฏิบัติหน้าที่ของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. เป็นไปอย่างต่อเนื่องและสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ยกเลิกคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการชุดเดิม จำนวน 29 คณะและให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการขึ้นใหม่ จำนวน 9 คณะ โดยให้มีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่สอดคล้องกับคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ที่แต่งตั้งโดย คสช. แต่อย่างไรก็ตาม ในวันที่ 24 กันยายน 2562 พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 จะมีผลบังคับใช้ ส่งผลให้ อบน. ที่มีหน้าที่พิจารณาอนุมัติการใช้จ่ายเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแทน กบง. สิ้นสุดการปฏิบัติหน้าที่ลง ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ไปจัดทำร่างคำสั่ง กบง. เพื่อแต่งตั้งคณะอนุกรรมการชุดที่เหลือจำนวน 8 คณะ เพื่อเสนอประธาน กบง. พิจารณาลงนามต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ยกเลิกคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จำนวน 29 คณะ ที่ กบง. ได้แต่งตั้งขึ้นก่อนวันที่ 16 กรกฎาคม 2562 ตามคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ 1/2557 ลงวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ไปจัดทำร่างคำสั่ง กบง. เพื่อแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 8 คณะ โดยให้มีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่สอดคล้องกับคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ที่แต่งตั้งโดยคณะรักษาความสงบแห่งชาติ ทั้งนี้ อาจมีการทบทวนองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ให้เป็นปัจจุบัน ก่อนนำเสนอประธาน กบง. พิจารณาลงนามต่อไป ดังนี้
(1) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ
(2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน
(3) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid)
(4) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน
(5) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ
(6) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล
(7) คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
(8) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ
เรื่องที่ 6. ความคืบหน้าการดำเนินคดีกับบริษัท ยูไนเต็ดแก๊ส จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1.บริษัท ยูไนเต็ดแก๊ส จำกัด เป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ที่จำหน่ายก๊าซมีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2554 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 1 กรกฎาคม 2554 แต่บริษัทฯ นำส่งเงินเข้ากองทุนไม่ครบตามปริมาณที่จำหน่ายก๊าซในแต่ละเดือนที่กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) แจ้งมายังสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ซึ่งเมื่อวันที่ 12 กันยายน 2557 และวันที่ 30 กันยายน 2557 สบพน. ได้รายงานเรื่องดังกล่าวต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กบง. ให้ สบพน. ประสานงานกับ ธพ. ในการเจรจาทวงถาม ซึ่ง สบพน. มีหนังสือทวงถามถึงบริษัทฯ แล้วแต่บริษัทฯ ก็ยังมียอดคงค้างชำระหนี้ สบพน. จึงร่วมกับ ธพ. ดำเนินคดีตามกฎหมายกับบริษัทฯ
2. วันที่ 1 กรกฎาคม 2559 ศาลแพ่งได้ประทับรับฟ้องตามคดีหมายเลขดำที่ พ.3040/2559 ระหว่าง สบพน. ร่วมกับ ธพ. ในการยื่นฟ้องบริษัท ยูไนเต็ดแก๊ส จำกัด (จำเลย) ข้อหาหรือฐานความผิด เรียกหนี้กองทุนน้ำมันฯ และเงินเพิ่ม โดยขอให้ชดใช้เงิน 121,048,633.29 บาท พร้อมด้วยเงินเพิ่มในอัตราร้อยละ 3 ต่อเดือนของต้นเงินจำนวน 77,952,717 บาท นับถัดจากวันฟ้องไปจนกว่าจะชำระเสร็จ ต่อมาเมื่อวันที่ 21 มีนาคม 2562 ศาลแพ่งมีคำพิพากษาให้บริษัทฯ ชำระเงินจำนวน 121,048,633.29 บาท พร้อมเงินเพิ่มอีกร้อยละ 3 ต่อเดือน ของต้นเงินจำนวน 77,952,717 บาท นับถัดจากวันฟ้องเป็นต้นไปจนกว่าจะชำระเสร็จ เพื่อนำส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และให้จำเลยชำระค่าฤชาธรรมเนียมโดยกำหนดค่าทนายความ 50,000 บาท ต่อมาบริษัทฯ ได้ยื่นขออุทธรณ์และคำร้องขอทุเลาการบังคับคดีต่อศาลแพ่ง และศาลแพ่งได้มีหมายส่งสำเนาอุทธรณ์และสำเนาคำร้องขอทุเลาการบังคับคดีลงวันที่ 8 สิงหาคม 2562 แจ้งยัง สบพน. ในฐานะโจทก์ที่ 1 โดยแจ้งว่า หากประสงค์จะแก้อุทธรณ์ และคัดค้านการขอทุเลาฯ ให้ยื่นภายใน 15 วัน นับแต่วันที่ 19 สิงหาคม 2562
3. เมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2562 สบพน. มีหนังสือถึงอัยการ สำนักงานคดีแพ่ง เพื่อแจ้งความประสงค์ขอให้ยื่นแก้อุทธรณ์และคัดค้านคำร้องขอทุเลาการบังคับคดีแล้ว ต่อมาเมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2562 สบพน. ได้รายงานการดำเนินคดีกับบริษัทฯ ต่อคณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ซึ่งที่ประชุมฯ มีมติให้ สบพน. รายงานความคืบหน้าการดำเนินคดีกับบริษัทฯ ให้ กบง. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง.ครั้งที่ 4/2562 (ครั้งที่11) วันอังคารที่ 17 กันยายน พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2562 (ครั้งที่ 11)
วันอังคารที่ 17 กันยายน พ.ศ. 2562 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2. มาตรการป้องกันและบรรเทาผลกระทบจากเหตุการณ์ความไม่สงบในประเทศซาอุดีอาระเบีย
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
รักษาราชการแทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
เรื่องที่ 1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism จากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ให้ที่ประชุมฯ ทราบว่า เมื่อวันที่ 14 กันยายน 2562 เกิดเหตุการณ์โจมตีโรงกลั่นน้ำมันของบริษัท Saudi Aramco ประเทศซาอุดีอาระเบีย จำนวน 2 แห่ง ได้แก่ ใน Abqaiq Crude Oil Processing Facility (กำลังผลิต 7 ล้านบาร์เรลต่อวัน) และ Khurais Oil Complex (กำลังผลิต 1.2 ล้านบาร์เรลต่อวัน) ทำให้เกิดไฟไหม้และสามารถดับไฟได้ในเวลาต่อมา แต่มีความจำเป็นต้องลดกำลังการผลิต ซึ่งผลส่งประทบต่อปริมาณการผลิตประมาณ 5.7 ล้านบาร์เรลต่อวัน หรือคิดเป็นร้อยละ 5 ของความต้องการใช้น้ำมันทั่วโลก ต่อมาเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2562 Saudi Aramco ได้แจ้งว่าการกลับมาผลิตน้ำมันให้ได้ตามเดิมจะใช้เวลามากกว่า 48 ชั่วโมง ตามที่ประเมินไว้ในระยะแรก และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานของสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์แจ้งว่ามีความพร้อมที่จะส่งออกน้ำมันสู่ตลาดมากขึ้นหากจำเป็น หลังเกิดเหตุการณ์ดังกล่าว ราคาน้ำมันดิบเบรนส์ปรับเพิ่มสูงขึ้นประมาณร้อยละ 14 ซึ่งคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบตลาดดูไบปิดตลาดวันนี้จะปรับสูงขึ้นตาม ความรุนแรงของการโจมตีดังกล่าวจะส่งผลต่อปริมาณน้ำมันดิบหายไป 5.7 ล้านบาร์เรลต่อวัน และน้ำมันสำเร็จรูป 1.5 ล้านบาร์เรลต่อวัน ซึ่งทบวงพลังงานระหว่างประเทศ (IEA) มองว่าด้วยศักยภาพของกลุ่มโอเปคจะเพิ่มกำลังผลิตคืนมาได้ 3.2 ล้านบาร์เรลต่อวัน แต่ Platte มองว่าจะผลิตคืนมาได้เพียง 2.0 ล้านบาร์เรลต่อวัน แต่อย่างไรก็ตาม ประธานาธิบดีโดนัลด์ ทรัมป์ ของสหรัฐอเมริกาแจ้งว่าพร้อมปล่อยน้ำมันสำรองทางยุทธศาสตร์ (SPR) ซึ่งปัจจุบันมีมากกว่า 630 ล้านบาร์เรล ในส่วนของราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) มีแนวโน้มปรับเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ ประกอบกับเริ่มเข้าสู่ช่วงฤดูหนาวซึ่งมีความต้องการใช้ในการสร้างความอบอุ่น สำหรับตลาด ก๊าซธรรมชาติ (LNG) เหตุการณ์ในประเทศซาอุดีอาระเบียไม่ส่งผลกระทบต่อราคา LNG โดยราคาส่งมอบ ในเดือนตุลาคมและพฤศจิกายน 2562 ปรับเพิ่มขึ้นเล็กน้อยตามฤดูกาลปกติ ปัจจัยที่มีผลต่อราคา LNG ได้แก่ ความตึงเครียดในบริเวณช่องแคบฮอมุส เนื่องจาก LNG ของกาตาร์และสหรัฐอาหรับเอมิเรตส์จะต้องขนส่ง ผ่านช่องแคบนี้คิดเป็นร้อยละ 26 ของปริมาณ LNG ของโลก หากมีการข่มขู่ปิดช่องแคบฮอมุสอาจส่งผลกระทบต่อราคา LNG แต่จะไม่ส่งผลกระทบต่อราคา Spot LNG มากนัก
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2. มาตรการป้องกันและบรรเทาผลกระทบจากเหตุการณ์ความไม่สงบในประเทศซาอุดีอาระเบียบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 14 กันยายน 2562 โรงกลั่นน้ำมัน บริษัท ซาอุดี อารามโก (Saudi Aramco) ของซาอุดีอาระเบียถูกโจมตีและเกิดไฟไหม้ และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานให้กระทรวงพลังงาน ทราบว่าจุดที่ถูกโจมตีไม่ได้เป็นที่ตั้งโรงกลั่นน้ำมัน แต่เป็น Crude Oil Processing Facility หรือโรงงานที่ทำหน้าที่กำจัดสารต่างๆ ที่ไม่ต้องการออกจากน้ำมันดิบ ก่อนส่งต่อไปยังผู้ซื้อของบริษัท Aramco ซึ่งกระทรวงพลังงานได้ติดตามสถานการณ์อย่างใกล้ชิดเพื่อสร้างความมั่นใจให้กับประชาชนไม่ให้เกิดความกังวลในช่วงที่ คาดว่าจะเกิดวิกฤตการณ์น้ำมัน 2 - 30 วัน
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 16 กันยายน 2562 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 63.85 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับสูงขึ้น 5.52 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 79.69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับสูงขึ้น 6.60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันดีเซล (10 PPM) อยู่ที่ 80.55 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับสูงขึ้น 5.59 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา อยู่ที่ 30.6823 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 16-22 กันยายน 2562 ลิตรละ 20.82 บาท ราคาเอทานอล ณ เดือน กันยายน 2562 ลิตรละ 21.96 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 15 กันยายน 2562 มีฐานะสุทธิ 39,402 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 45,113 ล้านบาท และบัญชี LPG ติดลบ 5,711 ล้านบาท โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 17 กันยายน 2562 ค่าการตลาดเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลอยู่ที่ 1.26 บาทต่อลิตร กลุ่มน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 1.45 บาทต่อลิตร และของน้ำมันเชื้อเพลิงทั้งหมดอยู่ที่ 1.31 บาทต่อลิตร ปัจจุบันรัฐยังคงชดเชยราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล E20, E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และ บี20 ส่งผลให้สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในกลุ่มน้ำมันดีเซลมีรายจ่าย 31 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล 1,231 ล้านบาทต่อเดือน และรายรับจากน้ำมันเตา 10 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องรายได้ 1,210 ล้านบาทต่อเดือน
3. กระทรวงพลังงานมีมาตรการป้องกันและบรรเทาผลกระทบจากเหตุการณ์ดังกล่าว ดังนี้ (1) การป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดย ปตท. จะกระจายการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงจากแหล่งอื่น เช่น สหรัฐอาหรับเอมิเรตส์ (UAE) ประเทศโอมาน เป็นต้น เพื่อทดแทนการนำเข้าน้ำมันจากซาอุดีอาระเบียประมาณ 170,000 บาร์เรลต่อวัน และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จะบริหารจัดการปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศให้เพียงพอกับความต้องการใช้ในช่วงที่คาดว่าจะเกิดวิกฤตการณ์น้ำมัน โดย ณ วันที่ 16 กันยายน 2562 มีปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงคงเหลือและปริมาณสำรองของประเทศรวม 6,407 ล้านลิตร คาดการณ์ว่าสามารถเพียงพอใช้ได้ 54 วัน และปริมาณก๊าซ LPG สำหรับการใช้ในภาคครัวเรือน ภาคอุตสาหกรรม และ ภาคขนส่ง คาดการณ์ว่าสามารถเพียงพอใช้ได้ 12 วัน ทั้งนี้ หากสถานการณ์ยาวนานเกินกว่า 12 วัน ธพ. จะจัดสรรก๊าซ LPG ให้กับภาคครัวเรือนก่อนเป็นลำดับแรก และ (2) การรักษาเสถียรภาพระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง จากการประเมินเบื้องต้น หากสถานการณ์ดังกล่าวอยู่ในช่วง 1 สัปดาห์ จะทำให้ราคาน้ำมันดิบปรับเพิ่มขึ้น 5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล หากอยู่ในช่วงราว 2 - 6 สัปดาห์ ราคาจะปรับขึ้น 5 - 15 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ดังนั้น เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม โดยไม่ให้ส่งผลกระทบต่อประชาชน กระทรวงพลังงานเห็นควรปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลลง 1.00 บาทต่อลิตร และกลุ่มดีเซลหมุนเร็วลง 0.60 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกไม่เปลี่ยนแปลงซึ่งจะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 2,023 ล้านบาทต่อเดือน มีสภาพคล่องรายได้ของกลุ่มน้ำมัน ติดลบรวม 813 ล้านบาทต่อเดือน แบ่งเป็นกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล มีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 925 ล้านบาทต่อเดือน จากเดิมมีรายรับ 1,231 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 307 ล้านบาทต่อเดือน และกลุ่มดีเซล มีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 1,099 ล้านบาทต่อเดือน จากเดิมมีรายจ่าย 31 ล้านบาทต่อเดือน เป็น มีรายจ่าย 1,130 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2562 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 18 กันยายน 2562 เป็นต้นไป
กบง.ครั้งที่ 5/2562 (ครั้งที่12) วันจันทร์ที่ 21 ตุลาคม พ.ศ. 2562
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2562 (ครั้งที่ 12)
วันจันทร์ที่ 21 ตุลาคม พ.ศ. 2562 เวลา 09.30 น.
2. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)
3. การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
4. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) รับผิดชอบโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน (ครัวเรือนรายได้น้อย ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารและอื่นๆ) ตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป จนกว่าจะมีแนวทางอื่นมาทดแทน ต่อมาเมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2560 คณะรัฐมนตรีเห็นชอบข้อเสนอของกระทรวงการคลัง เรื่องแนวทางการจัดประชารัฐสวัสดิการการให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยเห็นชอบวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มจากร้านค้าตามที่กระทรวงพลังงานกำหนดจำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ใช้ 1 ครั้งต่อ 3 เดือน) ซึ่งกระทรวงการคลังกำหนดเริ่มใช้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ในวันที่ 1 ตุลาคม 2560 ทั้งนี้การดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว ซ้ำซ้อนกับแนวทางการให้ความช่วยเหลือเฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือนที่ ปตท. ให้ความช่วยเหลืออยู่ ดังนั้น กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือแจ้ง ปตท. ยกเลิกการช่วยเหลือและระงับการใช้สิทธิ์เฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย (18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน) ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือนส่วนการช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (150 กิโลกรัมต่อเดือน) ปตท. ยังดำเนินการตามเดิมในอัตรากิโลกรัมละ 2.50 บาท โดยมีจำนวนร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ลงทะเบียนผ่านโครงการจำนวน 408,567 ราย คิดเป็นจำนวนเงินช่วยเหลือค่าชดเชยประมาณ 19.4 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งมีการใช้บริการผ่านร้านค้าก๊าซ LPG ที่ลงทะเบียนกับโครงการ จำนวน 7,772 ร้าน ผ่านการใช้สิทธิ์ด้วยการส่งข้อความ SMS
2. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 กบง. ได้มีมติมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาการสนับสนุนโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ต่อไปอีก 2 เดือน จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 31 กรกฎาคม 2562 เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2562
3. การดำเนินการตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 ปตท. เปลี่ยนการช่วยเหลือมาเป็นให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) ผู้ที่ได้รับการช่วยเหลือ กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่เคยลงทะเบียนใช้สิทธิ์ตามโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีก ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) (โครงการเดิม) และเป็นผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐของกระทรวงการคลัง ซึ่งปัจจุบันมีผู้มีรายได้น้อยที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และเป็นผู้ได้รับสิทธิ์ตามโครงการบรรเทาผลกระทบฯ จำนวน 88,189 ราย ทั้งนี้ ปตท. ดำเนินการโดยการนำข้อมูลผู้ที่ลงทะเบียนร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (โครงการเดิม) จำนวน 408,567 ราย ไปเปรียบเทียบกับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 14.5 ล้านราย พบว่ามีผู้ใช้สิทธิ์ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 88,189 ราย (2) ปริมาณการช่วยเหลือ ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2562 รวมเป็นจำนวนเงินช่วยเหลือประมาณ 8.8 ล้านบาท/เดือนและ (3) รูปแบบการช่วยเหลือ ใช้บริการผ่านร้านค้าก๊าซที่ติดตั้งเครื่อง EDC ภายใต้โครงการเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐได้ทุกร้าน โดยปัจจุบันมีร้านค้าก๊าซที่ติดตั้งเครื่อง EDC แล้ว จำนวน 2,001 ร้าน ทั่วประเทศ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2. แนวนโยบายพลังงานเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โรงไฟฟ้าชุมชน)
สรุปสาระสำคัญ
1.เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรที่จะสามารถผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพและไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจดำเนินการในรูปแบบโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาถึงการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ (2) โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม (3) ควรพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่างๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุน ในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ และสามารถสนับสนุนการดำเนินโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ (4) ควรพิจารณาถึงการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อลดปัญหาการเผาเศษวัสดุเหลือใช้ทางเกษตรและลดปัญหามลพิษ PM 2.5 (5) ควรกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้มีความชัดเจนโปร่งใส และเป็นธรรม โดยเฉพาะขั้นตอนการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการ และคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุดที่เกิดขึ้นต่อชุมชนและประเทศด้วย และ (6) ควรกำหนดแนวทางและมาตรการเชิงรุกในการป้องกันและบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการเพื่อป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้นต่อชุมชนรอบโครงการ ทั้งนี้ มอบหมายให้ กบง. จัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. การจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชน ควรจะต้องพิจารณาถึงประเด็นต่างๆ ได้แก่
2.1 วัตถุประสงค์ ได้แก่ (1) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมในการผลิต ใช้ และจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อใช้ประโยชน์ในพื้นที่ของตนเองอย่างยั่งยืน (2) ส่งเสริมให้ชุมชนมีส่วนร่วมเป็นเจ้าของโรงไฟฟ้า (3) ส่งเสริมโรงไฟฟ้าที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามศักยภาพเชื้อเพลิง และสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ สร้างความมั่นคงระบบไฟฟ้าในพื้นที่ ลดภาระการลงทุนของภาครัฐในการสร้างระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (4) ส่งเสริมเศรษฐกิจฐานรากให้มีรายได้จากการจำหน่ายเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียน จากวัสดุทางการเกษตรและจำหน่ายไฟฟ้า และ (5) สร้างการยอมรับของชุมชนในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าของประเทศ
2.2 หลักเกณฑ์การคัดเลือก ต้องมีความโปร่งใส เป็นธรรม ตรวจสอบได้ โดยคำนึงถึงเกณฑ์ต่างๆ ดังนี้ (1) รูปแบบการร่วมทุน ให้ภาครัฐและ/หรือเอกชนและ/หรือชุมชน มีส่วนร่วมในการจัดตั้งโรงไฟฟ้าชุมชน โดยการกำหนดสัดส่วนการร่วมทุนให้เหมาะสม ชุมชนสามารถเข้าร่วมได้ (2) กำหนดพื้นที่เป้าหมายในพื้นที่ 6 ภูมิภาคของประเทศ โดยกำหนดเป็น Zoning ในพื้นที่ที่มีศักยภาพพลังงานหมุนเวียนและมีความพร้อมในการดำเนินงาน โดยเฉพาะในพื้นที่จังหวัดที่มีระดับ GDP ในเกณฑ์น้อย โดยอาจดำเนินการเป็นโครงการนำร่อง เพื่อพิจารณาผลการดำเนินงานก่อนขยายผลในระยะต่อไป (3) เชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าจะต้องเป็นเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนที่สามารถจัดหาได้ในพื้นที่เป็นหลัก ได้แก่ เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ และพลังงานแสงอาทิตย์ ทั้งนี้ สามารถใช้เชื้อเพลิงในรูปแบบผสมผสานได้ (Hybrid) เพื่อใช้ทดแทนในกรณีที่เชื้อเพลิงหลักไม่เพียงพอ นอกจากนี้ กรณีที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์จะต้องมีแนวทางการกำจัดซากแผงเซลล์แสงอาทิตย์ (4) โครงสร้างพื้นฐาน มีระบบส่งและระบบจำหน่ายที่สามารถรองรับไฟฟ้าที่ผลิตจากโรงไฟฟ้าชุมชนได้ โดยโรงไฟฟ้าชุมชนต้องมีขนาดกำลังผลิตไฟฟ้าที่สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ (5) ผลตอบแทนสู่ชุมชน มีการกำหนดผลประโยชน์กลับคืนสู่ชุมชนในพื้นที่อย่างเป็นรูปธรรม เช่น ส่วนลดค่าไฟฟ้าคืนสู่ชุมชน ส่วนแบ่งผลกำไรจากการดำเนินงานตามสัดส่วนที่ชุมชนได้ร่วมทุน รายได้จากการขายเชื้อเพลิงจากวัสดุทางการเกษตร (6) ราคารับซื้อไฟฟ้า ต้องไม่กระทบหรือกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าน้อยที่สุด โดยผู้เข้าร่วมโครงการจะต้องมีสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ทั้งนี้ รับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชนตามเป้าหมายพลังงานหมุนเวียนภายใต้แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) และสอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP2018) โดยอาจเร่งรัดให้มีการรับซื้อเร็วขึ้นจากแผนตามความเหมาะสม
2.3 แหล่งเงินสนับสนุนการดำเนินโครงการ พิจารณาการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในการสนับสนุนการลงทุนหรืออุดหนุนการดำเนินกิจการของโรงไฟฟ้าชุมชน โดยพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่างๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุนในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ และสามารถสนับสนุนการดำเนินโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ
3. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2562 กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งว่า รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมาย พพ. ให้เป็นผู้รับผิดชอบโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายดังกล่าว ซึ่ง พพ. เห็นควรเสนอ กบง. ให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เพื่อขับเคลื่อนให้การกำหนดแนวทางการส่งเสริมพลังงานทดแทนและสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนชุมชนเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอความเห็นชอบจาก กบง. ให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าวภายใต้ กบง. รวมทั้งมอบหมายให้ พพ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานร่วมกันจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก รูปแบบในการจัดหาโรงไฟฟ้าชุมชน และราคารับซื้อไฟฟ้า โดยนำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำ และนำเสนอคณะอนุกรรมการฯ ก่อนเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานจัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ และมอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป
2.มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานร่วมกันจัดทำรายละเอียดในการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก รูปแบบในการจัดหาโรงไฟฟ้าชุมชน และราคารับซื้อไฟฟ้า โดยนำความเห็นของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปพิจารณาประกอบการจัดทำ และนำเสนอคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากเพื่อพิจารณา ก่อนนำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 3. การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 โครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด เพื่อทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งราย เตรียมตัวไปสู่การเปิดเสรีในอนาคตที่จะให้มีผู้ประกอบการหลายราย ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต่อมาเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบให้ กฟผ. เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 และเริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 และเห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ภายใต้เงื่อนไข กฟผ. ต้องเลือกโรงไฟฟ้าที่ที่มีประสิทธิภาพสูงสุด ราคาที่จัดหาต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาการจัดหา LNG ระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
2.เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 กบง. ได้พิจารณาการนำเข้า LNG ของ กฟผ. และได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบแนวทางการบริหารจัดการการนำเข้า LNG กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และ ปตท. เสนอภายใต้การกำกับของ กกพ. (2) รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และความก้าวหน้าของการเจรจาสัญญา Global DCQ ที่จะดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2562 (3) เห็นชอบให้ กฟผ. จัดหา LNG แบบ Spot ปริมาณไม่เกิน 200,000 ตัน สำหรับการทดสอบระบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยมอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กฟผ. ไปพิจารณาความเหมาะสมทั้งด้านปริมาณ และช่วงเวลาในการจัดหา LNG แบบ Spot สำหรับการทดสอบระบบ แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป (4) มอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาหาข้อยุติในการนำเข้า LNG กับ บริษัท PETRONAS LNG Ltd. โดยไม่ให้เกิดการเรียกร้องค่าเสียหายหรือค่าใช้จ่ายใดๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ในเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอ (Request for Proposal: RFP)(5) มอบหมายให้ ปตท. และ กฟผ. ไปบริหารจัดการการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซธรรมชาติภายใต้ การกำกับของ กกพ. ให้เหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ และ (6) มอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
3.สำนักงาน กกพ. ได้หารือร่วมกับ สนพ. ปตท. กฟผ. และบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เพื่อหารือการดำเนินการตามมติ กบง. วันที่ 30 สิงหาคม 2562 จำนวน 3 ครั้ง และเมื่อวันที่16 ตุลาคม 2562 ได้หารือร่วมกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน โดยมีข้อสรุปเห็นควรให้พิจารณาเป็นทางเลือก 2 แนวทาง พร้อมทั้งจัดทำผลกระทบที่เกิดขึ้น เพื่อนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) แนวทางที่ 1 กฟผ. นำเข้า LNG แบบ Spot 2 Cargoes ติดต่อกันภายในเดือนธันวาคม 2562 มีข้อดีคือ ดำเนินการตามเจตนารมณ์ของ กพช. และ กบง. มีระยะเวลาการดำเนินงานสั้น สามารถสรุปผลเพื่อนำไปสู่การพิจารณาการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติระยะต่อไปได้รวดเร็ว มีการทดสอบการบริหารจัดการ LNG ในถังเก็บ ของ PTTLNG และทดสอบการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในท่อของ Transmission System Operator (TSO) ส่วนข้อเสียคือ มีความเสี่ยงภาระ Take or Pay แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และราคา LNG แบบ Spot ในเดือนธันวาคมมีแนวโน้มสูงและกระทบอัตราค่าไฟฟ้าสูงกว่าการนำเข้าเดือนเมษายน และ (2) แนวทางที่ 2 กฟผ. นำเข้า LNG แบบ Spot Cargo ที่ 1 ในเดือนมกราคม 2563 และ Cargo ที่ 2 ในเดือนเมษายน 2563 มีข้อดีคือ ราคา LNG แบบ Spot เดือนเมษายนมีแนวโน้มต่ำกว่าและกระทบอัตราค่าไฟฟ้าต่ำกว่าการนำเข้าเดือนธันวาคม มีการทดสอบการบริหารจัดการ LNG ในถังเก็บของ PTTLNG และทดสอบการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในท่อของ TSO โดยมีระยะเวลาในการสรุปผลก่อนการทดสอบ Cargo ที่ 2 ส่วนข้อเสียคือ ขั้นตอนการดำเนินงานทั้งหมดใช้เวลา 3 ถึง 4 เดือน ส่งผลให้การสรุปผลการทดสอบและการพิจารณาการส่งเสริมโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติระยะต่อไปล่าช้าออกไป
4. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 กกพ. ได้พิจารณาแนวทางการนำเข้า LNG แบบ Spot ทั้งสองแนวทาง และเห็นควรให้เสนอแนวทางที่ 3 ด้วยสมมติฐานการนำเข้า LNG เดือนละ 1 Cargo ในเดือนธันวาคม 2562 ถึงเดือนเมษายน 2563 โดยสำนักงาน กกพ. ได้วิเคราะห์ผลกระทบของแต่ละแนวทางและช่วงเวลาในการนำเข้า LNG สรุปได้ดังนี้ (1) ช่วงเวลาการนำเข้า อยู่ในช่วงเดือนธันวาคม 2562 ถึงเมษายน 2563 (2) ปริมาณ แนวทางที่ 1 และ 2 รวม 2 Cargoes ไม่เกิน 200,000 ต้น ส่วนแนวทางที่ 3 เลือกนำเข้า 1 Cargo ประมาณ 65,000 ตัน (3) โรงไฟฟ้าที่กำหนด ทั้ง 3 แนวทางเลือกใช้ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 (WN4) โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK5) และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (SBRP1) (4) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าทั้ง 3 แนวทาง มูลค่ารวมและราคา LNG กฟผ. เสนอต่ำกว่า TPA Code ทั้งนี้ ไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน (ค่าใช้จ่ายที่ ปตท. เรียกเก็บ) และ Margin และ (5) ผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า (คิดเฉพาะส่วนต่างเนื้อก๊าซ) แนวทางที่ 1 คิดเป็น 156 ล้านบาท แนวทางที่ 2 นำเข้าเดือนมกราคมและเมษายน 2563 คิดเป็น 108 และ -222 ล้านบาท ตามลำดับ และแนวทางที่ 3 เดือนธันวาคม 2562 ถึงเดือนเมษายน 2563 คิดเป็น 78 108 25 -116 และ -222 ล้านบาท ตามลำดับ ทั้งนี้ เปรียบเทียบราคา LNG กับ ราคา Swing gas ที่ LNG ไปแทนที่ (อ้างอิงราคา LNG JKM Spot (Forecast) ณ วันที่ 16 ตุลาคม 2562) และที่อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ
5.กฟผ. ได้นำเสนอแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot เพื่อขอความเห็นชอบจาก กบง. ดังนี้ (1) Slot Available ขอให้ PTTLNG แจ้ง Slot ล่วงหน้า 3-5 Slots/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ Use-It-Or-Lose-It (UIOLI) โดยแนวทางที่ 1 กฟผ. สามารถใช้ทุก slot ได้ โดยไม่กระทบ Inventory (2) เงื่อนไข UIOLI ของ Terminal กำหนดอัตรา Send-out Rate ตามแผนการใช้จริงของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และชำระเงินตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง (3) การชำระค่าบริการระบบท่อ ขอชำระค่าบริการตามหลัก Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริง และชำระค่าผ่านท่อสำหรับจุดส่งมอบโรงไฟฟ้าบางปะกงและพระนครใต้ โดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ./ปตท. ฉบับปัจจุบัน (4) โครงสร้างราคา ขอใช้หลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. เช่นเดียวกับหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ของ ปตท. ที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 คือกำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้าไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็น Must take และให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ โดยใช้สูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในการนำเข้าของ กฟผ. เพื่อทดสอบระบบ ตามที่ กบง. เห็นชอบ เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 ดังนี้ Wกฟผ = LNGกฟผ. + S + [Tzone 3] โดยที่ Wกฟผ. คือ ราคาขายก๊าซของ กฟผ. ให้กับลูกค้าโรงไฟฟ้าที่กำหนด LNGกฟผ. คือ ราคาเนื้อก๊าซ LNG ที่ กฟผ. จัดหา S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ Tzone 3 คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง โดยกำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) ให้เท่ากับ 0 บาทต่อล้านบีทียู เพื่อไม่ให้กระทบต่อค่าไฟฟ้า (5) ช่วงเวลาการนำเข้า คือช่วงเดือนธันวาคม 2562 จำนวน 2 Cargoes (6) โรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ใช้ Spot LNG ได้แก่ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 (WN4) โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK5) และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (SBRP1) และ (7) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าประกอบด้วย ราคาเนื้อ LNG ค่า Surveyor Fee ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ ค่าเดินพิธีศุลกากร ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ค่าใช้จ่ายทางการเงิน ค่าสถานี ค่าท่อ ค่าประกัน ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต และ Margin โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามข้อ (1) ถึง (3) ข้างต้น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยให้ กฟผ. ทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ (Cargoes) โดย Cargo ละประมาณ 65,000 ตัน ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 ตามกำหนดเวลา คือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไขดังนี้
1. Slot Available : PTTLNG แจ้ง Slot ล่วงหน้า 3-5 Slots/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ Use-It-Or-Lose-It (UIOLI) เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมที่สุด เนื่องจากผู้ค้าต้องมีความยืดหยุ่นในการเลือกเวลาส่งมอบ (Slot Flexibility)
2. เงื่อนไข UIOLI ของ Terminal : กำหนดอัตรา Send Out Rate ตามแผนการใช้จริง ของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และให้ กฟผ. ชำระเงินตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง
3. การชำระค่าบริการระบบท่อ : ให้ กฟผ. ชำระค่าผ่านท่อตามหลัก Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริง โดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. ฉบับปัจจุบัน
4. โครงสร้างราคา :
(1) เกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ คือกำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้าไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S โดย กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้าได้ โดยไม่ต้องผ่าน กบง. อีกครั้ง
(2) ให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้
(3) หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็น Must take
5. โรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ใช้ Spot LNG : คือ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 (WN4) โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK5) และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (SBRP1)
6. ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า :
ค่าใช้จ่ายนำเข้า = ราคาเนื้อ LNG + Surveyor Fee + ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ + ค่าเดินพิธีศุลกากร + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า + ค่าใช้จ่ายทางการเงิน+ ค่าสถานี+ ค่าท่อ + ค่าประกัน + ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต + Margin
โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิด ค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามข้อ 1 - 3 ข้างต้น
7. ให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรก ต่อ กบง. เพื่อทราบผลกระทบจากการดำเนินการ รวมถึงการเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
เรื่องที่ 4. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
1.วันที่ 11 มีนาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง การแก้ไขปัญหาชีวมวลสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ โดยทำการปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน
2. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 ชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้ยื่นหนังสือ ต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์) เพื่อขอให้แก้ไขปัญหาความไม่เป็นธรรม และความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลโดยเร่งด่วนให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรม เช่นเดียวกับที่ได้มีการแก้ไขปัญหาให้แก่ VSPP ชีวมวลไปแล้ว ต่อมา เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยมีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นฝ่ายเลขานุการ คณะทำงานฯ มีอำนาจหน้าที่ในการตรวจสอบและศึกษาข้อเท็จจริง ตลอดจนชี้แจงทำความเข้าใจกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งจัดทำข้อเสนอแนวทางแก้ไขปัญหาต่อข้อร้องเรียนหรือข้อเสนอของผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวล เพื่อให้ได้มาซึ่งข้อยุติร่วมกัน ทั้งนี้ให้รวมถึงกรณีโครงการประเภท SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ไม่ได้รับการเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ด้วยเหตุผลว่าไม่ใช่ระบบ Adder ทั้งนี้ คณะทำงานฯ ได้มีการประชุมวันที่ 14 กรกฎาคม 2560 และวันที่ 16 สิงหาคม 2560 เพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล และเสนอ กบง. พิจารณา เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดย กบง. มีมติเห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล โดยให้สามารถสมัครใจในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ โดยมีเงื่อนไขตามที่กำหนดจำนวน 6 ข้อ ทั้งนี้ ในข้อ 6 ให้ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ เช่น เงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม การวางหลักประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน การส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า การคำนวณระยะเวลาปรับลดกรณีโครงการที่มีปัญหาด้านเทคนิคในการปฏิบัติตามสัญญา Firm เกินกว่ากรอบระยะเวลาที่กำหนด และอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
3. มีการปรับคณะรัฐมนตรี และเปลี่ยน รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายศิริ จิระพงษ์พันธ์) จึงมีการทบทวนใหม่ โดย กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคารับซื้อไฟฟ้าและแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมา กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2561 มีมติเห็นชอบเสนอ กบง. พิจารณาโดยใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดยขอแก้ไขมติ กบง. ใน 3 ประเด็น ดังนี้ (1) ปรับปรุงการคำนวณในตารางระยะเวลาที่ปรับลดอายุสัญญาจากที่ กบง. มีมติเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 (2) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ไม่ควรที่จะมีการต่ออายุสัญญาอีก และ (3) ขอเพิ่มกรณีโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบ เมื่อเปลี่ยนสัญญาไปใช้อัตรา FiT (ประเภท Firm) ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ
4. กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 มีมติเห็นชอบในหลักการตามแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล ตามที่สำนักงาน กกพ. เสนอ และมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ไปตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติมในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอีกครั้ง
5. เมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2561 กกพ. มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานสรุปผลการตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติม ในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm ตาม มติ กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ต่อมา เมื่อวันที่ 12 กันยายน 2561 สำนักงาน กกพ. ได้เข้าร่วมประชุมหารือระหว่าง รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และชมรม SPP ชีวมวล โดย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มอบหมาย ดังนี้ (1) ให้ ชมรม SPP ชีวมวล มีหนังสือสอบถามสมาชิก SPP เป็นรายๆ ว่ารายใดบ้างที่ประสงค์จะเปลี่ยนเป็น FiT ภายใต้สมมติฐานเริ่มได้รับอัตรา FiT วันที่ 1 มกราคม 2562 และ (2) ให้สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึงผู้ที่ผ่านการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล เพื่อขอรับทราบความคิดเห็นและข้อกังวล กรณีที่ SPP ชีวมวล ที่มีสัญญาเดิม จะเปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าเป็นรูปแบบ FiT 4.24 บาทต่อหน่วย (ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์) และ 3.66 บาทต่อหน่วย (มากกว่า 10 เมกะวัตต์) โดยจะต้องเปลี่ยนเป็นสัญญาแบบ Firm เมื่อได้รับอัตราแบบ FiT และจะไม่มีการต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายหลังครบอายุสัญญา และ วันที่ 18 ธันวาคม 2561 กกพ. มีหนังสือถึง รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อส่งผลการสำรวจ SPP ชีวมวลที่ประสงค์จะเปลี่ยนเป็น FiT และความเห็นของ SPP Hybrid Firm (ชีวมวล 15 โครงการ)
6. กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 มีความเห็นให้สำนักงาน กกพ. ชี้แจง กบง. ดังนี้ (1) ในเรื่องนี้เป็นประเด็นเชิงนโยบาย โดย กบง. มีมติเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 เห็นชอบหลักการแก้ไขปัญหาด้วยวิธี NPV ตามมติ กบง. เดิมเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ซึ่งขณะนี้ยังไม่ได้มีการเปลี่ยนแปลงหลักการดังกล่าว (2) กกพ. ได้ดำเนินการตามที่ กบง. และกระทรวงพลังงานมอบหมาย แต่ กกพ. ไม่มีอำนาจเปลี่ยนแปลง หลักการตามมติ กบง. ดังกล่าวได้ เว้นแต่ กบง. จะมีมติเปลี่ยนแปลงหลักการใหม่ กกพ. ขอเวลาในการศึกษาและจะนำเรียน กบง. ต่อไป และ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 กบง. ได้มีมติมอบหมายสำนักงาน กกพ. ไปพิจารณาทางเลือกอื่นในการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล กรณีไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
7. วันที่ 24 เมษายน 2562 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน พร้อมทั้งปลัดประทรวงพลังงาน ได้เชิญ สนพ. พพ. สำนักงาน กกพ. และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เข้าร่วมประชุม โดย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้ให้ กฟผ. พิจารณารายละเอียดของ SPP ชีวมวลของแต่ละสัญญา โดยจะนัดหมายมาหารือกันคราวต่อไป และ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2562 มีมติให้สำนักงาน กกพ. จัดทำข้อวิเคราะห์ในการเสนอความเห็นการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวล ต่อ กบง. เพื่อพิจารณา ดังนี้ (1) โครงสร้างและสูตรการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าของ SPP สัญญาประเภท Firm ที่ผ่านมาถูกกำหนดโดยนโยบายของรัฐจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided cost) โดยผู้ประกอบการได้นำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาใช้ศึกษาความเป็นไปได้และความเหมาะสมก่อนตัดสินใจลงทุนโครงการ (2) การแก้ไขปัญหา SPP ชีวมวล เป็นประเด็นปัญหาเชิงนโยบายซึ่งเกี่ยวเนื่องมาจากการให้สิทธิ VSPP สามารถเลือกเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ตามมติ กพช. ซึ่งการแก้ไขปัญหาให้กับ SPP ชีวมวลนอกจากจะต้องพิจารณาความเป็นธรรมจากผลกระทบเชิงนโยบายแล้วจะต้องพิจารณาผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศในภาพรวม รวมทั้งผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นกับ SPP Hybrid Firm ที่ได้รับการคัดเลือกโดยวิธี Competitive Bidding
8. วันที่ 13 กันยายน 2562 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึง สนพ. เพื่อนำเสนอความเห็นการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ต่อ กบง. ฝ่ายเลขานุการจึงขอให้ที่ประชุม พิจารณาแนวทางการแก้ไขปัญหาของ SPP ชีวมวล ตามความเห็นของ กกพ. ซึ่งได้มีความเห็นว่า กบง. ได้พิจารณาเห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดยให้ SPP ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ตามเงื่อนไขที่กำหนด แต่ต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการและเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่ง กกพ. ได้เสนอ กบง. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ให้ใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามเดิมที่ กบง. เคยมีมติเห็นชอบไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ทั้งนี้ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2562 ได้พิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล แล้ว มีความเห็น ดังนี้ (1) โครงสร้างและสูตรการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ผ่านมากำหนดจากนโยบายของรัฐและกำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยอัตราค่าไฟฟ้าของ SPP ชีวมวลสัญญาประเภท Firm กำหนดจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided cost) มีโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า 2 ส่วนหลัก ประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment: CP) เป็นราคาต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) อ้างอิงราคาเชื้อเพลิง Fossil ประเภทต่างๆ เช่น น้ำมันเตา ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน โดยที่ผู้ประกอบการได้นำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาใช้ศึกษาความเป็นไปได้และความเหมาะสมก่อนตัดสินใจลงทุนในโครงการ ซึ่งที่ผ่านมาราคาเชื้อเพลิง Fossil มีทั้งสูงและต่ำตามสถานการณ์ตลาดโลก สำหรับสัญญาประเภท Non-Firm ในปัจจุบันอ้างอิงราคาค่าไฟฟ้าขายส่งและค่า Ft ขายส่ง (2) ในการแก้ไขปัญหา SPP ชีวมวล จึงเป็นประเด็นปัญหาเชิงนโยบายซึ่งเกี่ยวเนื่องมาจากการให้สิทธิผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 จึงทำให้เกิดปัญหาร้องเรียนความไม่ธรรมและเหลื่อมล้ำจาก VSPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วโดยเฉพาะเชื้อเพลิงชีวมวล ทำให้ VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลได้รับการแก้ไขปัญหาตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 โดยได้รับสิทธิให้สามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ในอัตรา 4.24 - 4.54 บาทต่อหน่วย (หลักการ Net Present Value: NPV โดยลดระยะเวลาอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าปัจจุบัน) ซึ่งในการแก้ไขปัญหาให้กับ SPP ชีวมวลนอกจากจะต้องพิจารณาความเป็นธรรมจากผลกระทบเชิงนโยบายแล้วจะต้องพิจารณาผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศในภาพรวม รวมทั้งผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นกับ SPP ชีวมวลแบบ FiT (โครงการ SPP Hybrid Firm) ที่ได้มีการประกาศรับซื้อและดำเนินคัดเลือกเมื่อปี 2560 โดยวิธี Competitive Bidding ควบคู่กันไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 และ วันที่ 2 พฤษภาคม 2561 โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้
2. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ร่วมกันพิจารณาปรับตารางระยะเวลาที่ปรับลด พร้อมทั้งทบทวนเงื่อนไขการปรับไปใช้อัตรา FiT ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้เป็นปัจจุบัน และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป