มติกบง. (121)
กบง. ครั้งที่ 62 - วันพุธที่ 18 กรกฎาคม พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2561 (ครั้งที่ 62)
เมื่อวันพุธที่ 18 กรกฎาคม พ.ศ. 2561 เวลา 16.00 น.
1. ความคืบหน้าประเด็นที่เกี่ยวข้องกับค่าผ่านท่อ
2. การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
3. แนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
4. กลไกบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
5. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 ความคืบหน้าประเด็นที่เกี่ยวข้องกับค่าผ่านท่อ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ ในหลักการการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างราคาก๊าซฯ โดยนำระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) ไปรวมในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (พื้นที่ 1) และค่าผ่านท่อให้เฉลี่ยรวมกัน รวมทั้งประเมินผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และให้นำเสนอ กพช. ทั้งนี้ ความคืบหน้าการดำเนินงาน กกพ. ได้ดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ตามมติของ กบง. และได้นำส่งนำส่งร่างวาระการประชุมให้กับ ฝ่ายเลขานุการฯ เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2561 และร่างวาระการประชุมฉบับแก้ไข เมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2561 เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) โดยประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติจากโครงสร้างราคาใหม่สำหรับกลุ่มโรงแยกก๊าซจะเพิ่มขึ้น 5.0501 บาทต่อล้านบีทียู และสำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. จะลดลง 1.9799 บาทต่อล้านบีทียู
2. ศาลปกครองสูงสุดได้มีคำพิพากษาตามคดีหมายเลขดำที่ ฟ.47/2549 และคดีหมายเลขแดงที่ ฟ.35/2550 ว่าทรัพย์สินที่เป็นท่อส่งก๊าซธรรมชาติและอุปกรณ์ที่ประกอบกันเป็นระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งใช้อำนาจมหาชนของรัฐดำเนินการ เป็นสาธารณสมบัติของแผ่นดินประเภททรัพย์สินที่ใช้เพื่อประโยชน์ของแผ่นดินโดยเฉพาะตามมาตรา 1304 (3) ซึ่งผู้ถูกฟ้องที่ 1 (คณะรัฐมนตรี) มีหน้าที่ต้องโอนทรัพย์สินดังกล่าวกลับไปเป็นของกระทรวงการคลังตามที่บัญญัติไว้ในมาตรา 24 วรรคหนึ่ง แห่งพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 ทั้งนี้ กระทรวงการคลัง โดยกรมธนารักษ์ และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้จัดทำสัญญาให้ใช้ที่ราชพัสดุ ที่แบ่งแยกให้กระทรวงการคลังในการดำเนินกิจการของ ปตท. โดยมีค่าตอบแทน ลงวันที่ 3 มิถุนายน 2551 โดยการคิดคำนวณค่าตอบแทนการใช้ทรัพย์สินให้คิดจากส่วนแบ่งรายได้ (Revenue Sharing) ของค่าบริการ ส่งก๊าซธรรมชาติของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง (รายได้ค่าผ่านท่อ) ในแต่ละปฏิทิน (ปี) ซึ่งเป็นการคำนวณค่าตอบแทนแบบขั้นบันได (Sliding scale) โดย ปตท. ได้ชำระค่าเช่าดังกล่าวให้กระทรวงการคลังตั้งแต่ ปี 2551 – 2560 ที่ค่าเช่าสูงสุด 550 ล้านบาทต่อปี (ชำระค่าเช่าสูงสุดได้ตั้งแต่ปีที่ 2 ของสัญญาฯ) กระทรวงการคลัง จึงได้มีการดำเนินการทบทวนค่าตอบแทนในการใช้ทรัพย์สินดังกล่าว โดยปรับปรุงสูตรคำนวณแบบขั้นบันได ตามสัญญาให้ใช้ที่ราชพัสดุฯ โดยตัดเงื่อนไขค่าตอบแทนขั้นสูง 550 ล้านบาทต่อปีออก ทั้งนี้ ความคืบหน้าการดำเนินงาน กรมธนารักษ์ ได้เชิญประชุมหารือร่วมกับ ปตท. สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ สกพ. เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2561 โดยที่ประชุมมีความเห็นพ้องในหลักการทบทวนค่าตอบแทน โดยตัดเงื่อนไขค่าตอบแทนขั้นสูง 550 ล้านบาทที่ระบุในสัญญาให้ใช้ฯ เพื่อให้อัตราค่าตอบแทนมีความเหมาะสมและเป็นธรรม และให้ ปตท. นำเสนอผู้บริหารและดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง ซึ่งปัจจุบัน ปตท. อยู่ระหว่างการพิจารณาเพื่อหาข้อสรุป โดยฝ่ายเลขานุการฯ จะได้ติดตามผลและรายงาน กบง. ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เต็มรูปแบบ โดยในส่วนของการส่งออกก๊าซ LPG จะต้องขออนุญาตต่อกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และการส่งออกก๊าซ LPG ไม่ว่าจะเป็นก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า จะมีการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน ยกเว้นกรณีที่ก๊าซ LPG นำเข้าได้มีการแจ้งแผนให้ ธพ. ทราบล่วงหน้าว่าเป็นการนำเข้าก๊าซ LPG เพื่อการส่งออก (Re-export) และเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กบง. มีมติเห็นชอบกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับกรณีการส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศ หรือก๊าซ LPG นำเข้า ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) จาก 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน เป็น 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับกลไกราคาก๊าซ LPG โดย (1) กำหนดกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ให้ติดลบได้ไม่เกิน 3,000 ล้านบาท ในการรักษาเสถียรภาพราคา (2) ลดกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขันในกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จาก 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐต่อตัน) เป็น 0.03 บาทต่อกิโลกรัม (1 เหรียญสหรัฐต่อตัน) (3) ขอความร่วมมือ ปตท. งดส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ในเชิงพาณิชย์ ยกเว้นกรณีที่มีความจำเป็นด้านเทคนิค และให้รายงานการส่งออกต่อ ธพ. ทุกสัปดาห์
2. ประเทศไทยมีความต้องการก๊าซ LPG สูงกว่าความสามารถของการผลิตในประเทศที่ประมาณ 20,000 ตันต่อเดือน ทั้งนี้ ในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2561 ประเทศไทยมีการนำเข้าก๊าซ LPG เฉลี่ย 42,120 ตันต่อเดือน ซึ่งสูงกว่าความต้องการดังกล่าวทำให้เกิดการส่งออกจากผู้ผลิตในประเทศหากไม่สามารถ หาตลาดได้ โดยการส่งออกเฉลี่ยช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 22,876 ตันต่อเดือน ทั้งนี้ การส่งออกก๊าซ LPG ที่มาจากโรงแยกก๊าซฯ ส่งผลให้รายได้เข้าบัญชีก๊าซ LPG ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนฯ#1) น้อยลง ประกอบกับการห้ามโรงแยกก๊าซฯ ส่งออก LPG โดยตรงมีข้อจำกัดในทางกฎหมาย ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอแนวทางปรับหลักเกณฑ์อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการส่งออกก๊าซ LPG (Export Surcharge) สำหรับการส่งออกก๊าซ LPG ที่มาจากโรงแยกก๊าซ จากเดิมที่กำหนด 0.70 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐต่อตัน) เป็นกำหนดให้เท่ากับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ#1 ของ LPG โรงแยกก๊าซฯ ที่จำหน่าย เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในประเทศแทน โดยอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ#1 ของโรงแยกก๊าซฯ ปตท. ระหว่างวันที่ 16-20 กรกฎาคม 2561 อยู่ที่ 7.9128 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้ต้นทุนการส่งออกของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับราคานำเข้า และไม่จูงใจให้เกิดการส่งออก โดยจะเสนอให้ กพช. ในการประชุมวันที่ 3 สิงหาคม 2561 มอบหมายการพิจารณาค่า Export Surcharge ให้อยู่ภายใต้การพิจารณาของ กบง. เพื่อให้เกิดความคล่องตัวในการบริหารจัดการกลไกราคาก๊าซ LPG ให้ทันต่อสถานการณ์ที่มีการเปลี่ยนแปลงของธุรกิจก๊าซ LPG
3. ปัจจุบันราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ซึ่งอ้างอิงด้วยราคานำเข้า มีการเปลี่ยนแปลงเป็นรายสัปดาห์ โดยมีหลักเกณฑ์การกำหนดราคาว่า ราคานำเข้า เท่ากับ ราคาก๊าซตลาดโลก บวก ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (ค่า X) โดย ราคาก๊าซตลาดโลก หมายถึงราคา LPG Cargo อ้างอิงข้อมูลจาก Platts และค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (ค่า X) ประกอบด้วยค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายอื่นๆในการนำเข้า ทั้งนี้ ค่า X ปัจจุบันอยู่ในระดับ 40 - 50 เหรียญสหรัฐต่อตัน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่ายังคงอยู่ในระดับที่เหมาะสม เนื่องจากเป็นค่าใช้จ่ายที่ทำให้เกิดการนำเข้าจริงได้ ซึ่งจะสนับสนุนให้มีผู้นำเข้าและเกิดการแข่งขันกับผู้ผลิต ในประเทศเพิ่มขึ้นอันเป็นผลดีต่อประชาชนโดยรวม อย่างไรก็ดี ราคาก๊าซตลาดโลกช่วงที่ผ่านมามีการปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วและต่อเนื่อง โดย กบง. ได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก ในประเทศให้อยู่ในระดับคงที่ (363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) ทำให้การปรับเปลี่ยนราคานำเข้าทุกสัปดาห์ อาจไม่เหมาะสม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอปรับการอ้างอิงราคานำเข้าและราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น จากเดิมเปลี่ยนแปลงรายสัปดาห์ เป็นเปลี่ยนแปลงทุกสองสัปดาห์ โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังสองสัปดาห์ก่อนหน้าในการคำนวณค่าที่จะใช้ในสองสัปดาห์ถัดไป
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ให้ความเห็นชอบการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกรณีก๊าซ LPG ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ด้วยหลักเกณฑ์ดังนี้
1.1 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกรณีก๊าซ LPG ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ในอัตราคงที่ที่ 0.70 บาทต่อกิโลกรัม ยกเว้นการส่งออกก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ
1.2 กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกรณีก๊าซ LPG โดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออกไปนอกราชอาณาจักร ให้เท่ากับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง (กองทุนฯ #1) ทั้งนี้ ไม่รวมถึงก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักร หรือก๊าซที่ผลิตจากก๊าซที่นำเข้ามาในราชอาณาจักร ตามที่ได้แจ้งขอส่งออกต่อกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ก่อนนำเข้ามาในราชอาณาจักร
2. เห็นชอบปรับหลักเกณฑ์ราคานำเข้า ดังนี้
ราคานำเข้า = ราคาก๊าซตลาดโลก + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าโดยราคาก๊าซตลาดโลก หมายถึง ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (LPG Cargo) อ้างอิงข้อมูลจาก Platts ด้วยค่าเฉลี่ยของ Propane Cargo และ Butane Cargo (FOB Arab Gulf) ของสองสัปดาห์ก่อนหน้า และคำนวณจากสัดส่วนของก๊าซโปรเปน และก๊าซบิวเทนในอัตราส่วนเท่ากับ 50:50 มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลกรัม ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า หมายถึง ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าก๊าซ มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลกรัม ดังต่อไปนี้ (1) ค่าขนส่ง (Freight) คือ ค่าใช้จ่ายเฉลี่ยในการขนส่งก๊าซของสองสัปดาห์ก่อนหน้า จากราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบีย มายังอำเภอศรีราชา ประเทศไทย (2) ค่าประกันภัย (Insurance) เท่ากับ ร้อยละ 0.005 ของราคาก๊าซตลาดโลกและค่าขนส่ง (Cost and Freight: CFR) (3) ค่าการสูญเสีย (Loss) เท่ากับ ร้อยละ 0.5 ของราคาก๊าซตลาดโลก ค่าประกันภัย และค่าขนส่ง (Cost, Insurance and Freight: CIF) (4) ค่าใช้จ่ายอื่น ๆ ในการนำเข้า เช่น Surveyor/witness Fee, Lab Expense, Management Fee, Demurrage, Depot, Import Duty และค่าใช้จ่ายอื่น (5) อัตราแลกเปลี่ยนให้ใช้อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยรายวันในสองสัปดาห์ก่อนหน้า ที่ธนาคารพาณิชย์ขายเงินตราต่างประเทศที่ธนาคาร แห่งประเทศไทยได้คำนวณไว้
ทั้งนี้ ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 31 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
3. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ประสานผู้แทนเลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกา ตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับก๊าซ และ ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซ
ฝ่ายเลขานุการฯ ขอถอนวาระการประชุม
เรื่องที่ 4 กลไกบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โดยตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ ทั้งนี้ หากมีความจำเป็นที่จะต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ดำเนินการดังนี้ (1) ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) ที่ประกาศโดย สนพ. (2) กรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และ สกพ. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. เห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 และมีมติที่สำคัญ ดังนี้ (1) มอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็นผู้นำเข้า (Shipper) รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี (MTPA) ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด (2) การบริหารจัดการการจัดหา ก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ ผู้จัดหารายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และผู้จัดหารายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะผู้จัดหา (3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้ หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ดังกล่าวทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator: TSO) ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ (4) มอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และ กกพ. ศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Compitative Supply and Demand) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2561
3. สนพ. ได้ตั้งคณะทำงานศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Compitative Supply and Demand) โดยมีผู้แทน สนพ. ชธ. และ กกพ. เป็นองค์ประกอบ โดยมีรายละเอียดของร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังนี้
3.1 การกำหนดสัญญาการจัดหา (Supply) จำแนกเป็น (1) Legacy Supply คือ ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ซึ่งหมายรวมถึงก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากอ่าวไทยในปัจจุบัน และปริมาณก๊าซจากอ่าวไทยที่กำลังเปิดสัมปทาน ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมา และปริมาณ LNG ตามสัญญาระยะยาวที่มีสัญญาผูกพันแล้ว (2) Competitive Supply คือ ก๊าซธรรมชาติที่จัดหาจากการนำเข้า LNG ที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Legacy Supply ซึ่งหมายความรวมถึง LNG ที่อาจจัดหาจากประเทศโมซัมบิค และรวมถึง LNG 1.5 ล้านตันต่อปี ที่มอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้นำเข้า
3.2 การกำหนดสัญญาจากความต้องการใช้ (Demand) จำแนกเป็น (1) Legacy Demand ได้แก่ ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในส่วนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) ที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรี รวมถึงโรงไฟฟ้า SPP ที่มีสัญญากับรัฐอยู่ในปัจจุบัน (2) Competitive Demand ได้แก่ ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ใหม่ และโรงไฟฟ้า SPP ที่จะลงนามสัญญาใหม่ รวมถึงความต้องการก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรม และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อมีผู้นำเข้าก๊าซธรรมชาติในตลาดการแข่งขันมากกว่า 1 ราย
3.3 การกำหนดตลาดเพื่อเปิดให้มีการแข่งขัน สามารถจำแนกได้ 3 ตลาด คือ (1) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Legacy Supply ซึ่งเป็นตลาดที่ ปตท. เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติ และนำมารวมใน Pool ราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อส่งขายให้กับกลุ่ม Legacy Demand ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน ขนาดตลาดจะเล็กลง ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่น้อยลงไป (2) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่ต้องนำ LNG มาเพื่อป้อนในส่วนที่ไม่เพียงพอต่อความต้องการของผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่ม Legacy Demand ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน ซึ่งสามารถส่งผ่านราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้เข้าไปที่ Pool Gas หรือ Power Pool ได้ ซึ่งการนำเข้า LNG ของ กฟผ. จะเป็นการทดลองตลาดนี้ด้วย (3) ตลาดสำหรับ Competitive Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่เปิดให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี ราคาจะเป็นไปตามความตกลงระหว่างผู้จัดหาและผู้ใช้ในกลุ่มของ Competitive Demand โดยมีการกำกับจาก กกพ. ซึ่งในอนาคตตลาดนี้ จะขยายตัวขึ้น
4. ข้อเสนอกลไกบริหารการจัดหา LNG จำแนกเป้าหมายการจัดหาเป็น 2 ลักษณะ คือ (1) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (Portfolio) เป็นการจัดหาก๊าซสำหรับตลาด Competitive Demand และ Competitive Supply โดยผู้จัดหาสามารถจัดหา LNG ได้ตามปริมาณและราคาที่ต้องการ เพื่อประโยชน์ ในการค้าของตน ซึ่งอาจเป็นตลาดในประเทศหรือต่างประเทศก็ได้ ทั้งนี้ ผู้จัดหาสามารถจัดหาก๊าซด้วยสัญญา Spot สัญญาระยะสั้น หรือสัญญาระยะยาวได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. แต่ไม่สามารถขอนำปริมาณและราคา LNG ดังกล่าวมาคิดรวมในราคา Pool ได้ (2) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง เป็นการจัดหาก๊าซเพื่อป้อนตลาด Legacy Demand และ Competitive Supply ซึ่งเป็นกรณีที่ประเทศมีความต้องการใช้ LNG และสามารถส่งผ่านราคาไปคิดรวมในราคา Pool Gas หรือ Power Pool ได้ ทั้งนี้ ผู้จัดหาต้องได้รับความเห็นชอบจากภาครัฐก่อนดำเนินการ โดยมีแนวทางดำเนินการดังนี้ (2.1) การจัดหาด้วยสัญญาแบบ Spot หรือสัญญาระยะสั้น ให้หน่วยงานที่ได้รับมอบหมายเป็นผู้ดำเนินการจัดหา โดยมีเงื่อนไขกรณีราคา LNG ไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S ให้ดำเนินการนำเข้าได้โดยไม่ต้องขออนุมัติ สำหรับกรณีอื่นๆ ให้เสนอ สนพ. และ สกพ. พิจารณาอนุมัติ (2.2) การจัดหาด้วยสัญญาระยะยาว ให้กระทรวงพลังงานเสนอขอความเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซ และเงื่อนไขประกอบการจัดหา LNG (ปริมาณและระยะเวลาในสัญญา) ต่อ กพช. โดยให้หน่วยงานของรัฐดำเนินการจัดหา ซึ่งอาจใช้วิธีการเจรจา หรือวิธีการประมูลคัดเลือก (Bidding) (2.3) กรณีที่ประเทศเกิดความจำเป็นต้องใช้ LNG เป็นการเร่งด่วน ให้หน่วยงานที่จัดซื้อ LNG เชิงพาณิชย์นำ LNG มาใช้ในประเทศเป็นลำดับแรก ภายใต้เงื่อนไขการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซ และราคาเป็นไปตามราคาตลาดโลก
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Compitative Supply and Demand) และการกำหนดตลาดเพื่อเปิดให้มีการแข่งขัน
2. เห็นชอบหลักการกลไกบริหารการจัดหา LNG โดยในส่วนของการจัดหา LNG ระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา ดังนี้
2.1 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง (ให้นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
2.2 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (ไม่นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้รายงาน กพช. เพื่อทราบ
เรื่องที่ 5 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 17 กรกฎาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 70.43 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 79.64 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 83.23 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยนอยู่ที่ 33.4451 บาทต่อเหรียญสหรัฐ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 16 – 22 กรกฎาคม 2561 ลิตรละ 26.44 บาท และราคาเอทานอล ณ เดือน กรกฎาคม 2561 ลิตรละ 23.40 บาท จากปัจจัยดังกล่าวส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 18 กรกฎาคม 2561 มีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อยู่ที่ 28.59 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 อยู่ที่ 25.59 บาทต่อลิตร
2. ปัจจุบันรัฐยังคงชดเชยราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 ทั้งนี้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีรายจ่ายในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 68 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่มีรายจ่ายจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 983 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนมีสภาพคล่องติดลบ 1,040 ล้านบาทต่อเดือน
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันมีแนวโน้มลดลง ส่งผลให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมัน อยู่ในระดับสูง ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จาก 0.50 บาทต่อลิตร เป็น 0.13 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 จาก 3.51บาทต่อลิตร เป็น 3.10 บาทต่อลิตร เพื่อลดภาระชดเชยของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันอยู่ในระดับที่เหมาะสม โดยจะส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีสภาพคล่องเพิ่มขึ้นประมาณ 724 ล้านบาทต่อเดือน (24 ล้านบาทต่อวัน) หรือจากมีรายจ่าย 1,040 ล้านบาทต่อเดือน (35 ล้านบาทต่อวัน) เป็นมีรายจ่าย 315 ล้านบาทต่อเดือน (11 ล้านบาทต่อวัน)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
น้ำมันเบนซิน เดิม 6.68 บาทต่อลิตร ใหม่ 6.68 บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 เดิม 0.72 บาทต่อลิตร ใหม่ 0.72 บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 เดิม 0.72 บาทต่อลิตร ใหม่ 0.72 บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เดิม -2.63 บาทต่อลิตร ใหม่ -2.63บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 เดิม -8.98 บาทต่อลิตร ใหม่ -8.98บาทต่อลิตร ไม่เปลี่ยนแปลง
น้ำมันดีเซล เดิม -0.50 บาทต่อลิตร ใหม่ -0.13บาทต่อลิตร เปลี่ยนแปลง +0.37
น้ำมันดีเซล บี 20 เดิม -3.51 บาทต่อลิตร ใหม่ -3.10บาทต่อลิตร เปลี่ยนแปลง +0.41
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 19 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
2.1 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง (ให้นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
2.2 หาก กบง. พิจารณาว่าเป็นการจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (ไม่นำปริมาณและราคาไปรวมในราคา Pool) ให้รายงาน กพช. เพื่อทราบ
กบง. ครั้งที่ 61 - วันพฤหัสบดีที่ 5 กรกฎาคม พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 14/2561 (ครั้งที่ 61)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 5 กรกฎาคม พ.ศ. 2561 เวลา 15.00 น..
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
4. การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว LPG
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนมิถุนายน 2561 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จากการประชุมร่วมของกลุ่ม OPEC และ Non-OPEC
ซึ่งจะเพิ่มกำลังการผลิตอย่างน้อย 1 ล้านบาร์เรลต่อวัน ซาอุดิอาระเบียประกาศเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบและปริมาณการผลิตน้ำมันดิบของสหรัฐฯ ที่ยังเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง การคาดการณ์ปริมาณน้ำมันดิบในช่วงเดือนกรกฎาคม 2561 มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นจากปริมาณน้ำมันดิบเข้าสู่ตลาดลดลง เนื่องจากเวเนซูเอล่าส่งออกน้ำมันดิบลดลงจากปัญหาภายในประเทศ อิหร่านถูกมาตรการคว่ำบาตรจากสหรัฐฯ ปัญหาการเมืองในลิเบีย เป็นต้น ทั้งนี้ ราคาน้ำมันตลาดโลกคาดว่าจะทรงตัวอยู่ในระดับเดียวกับเดือนที่ผ่านมา (2) ราคาก๊าซ LPG มีทิศทางปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยราคาก๊าซ LPG (ราคา CP (Contract Price) เดือนกรกฎาคม 2561 อยู่ที่ 562.5 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มีปัจจัยมาจากบิวเทน (C4) ปรับตัวเพิ่มขึ้น ปัจจัยที่ส่งผลต่อราคาก๊าซ LPG นอกจากราคาน้ำมันดิบตลาดโลกแล้ว ยังมีผลการเจรจาปลดอาวุธนิวเคลียร์ระหว่างสหรัฐฯ กับเกาหลีเหนือและทิศทางของสงครามทางการค้าของสหรัฐฯ กับประเทศจีน (3) โครงสร้างราคาน้ำมันและค่าการตลาดในประเทศ ณ วันที่ 5 กรกฎาคม 2561 ค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันทุกชนิดอยู่ที่ 1.95 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 1.64 และ 1.75 บาทต่อลิตร สำหรับค่าการตลาดเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 2.02 บาทต่อลิตร (4) ราคา LNG Asian Spot เดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 10.39 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น 1.707 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู หรือคิดเป็นร้อยละ 16 จากราคาน้ำมันดิบที่สูงขึ้นและความต้องการใช้ในภูมิภาคเอเชียยังอยู่ในระดับสูงโดยเฉพาะประเทศจีนที่คาดว่าจะอยู่ในระดับสูงต่อเนื่องจนถึงปลายปี 2561 ในขณะที่ราคา LNG ภูมิภาคยุโรป (NBP) อยู่ที่ 7.218 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ปรับตัวลดลง 0.154 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และราคา Henny Hub ของสหรัฐฯ อยู่ที่ 2.942 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ปรับตัวเพิ่มขึ้น 1.112 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ส่วนปัจจัยที่กดดันราคา LNG มาจากโครงการ LNG ขนาดใหญ่ของประเทศออสเตรเลีย 2 โครงการ และโครงการของไนจีเรียซึ่งจะเริ่มดำเนินการหลังจากปิดซ่อมบำรุงแล้วเสร็จ (5) ราคาถ่านหินในช่วงเดือนกรกฎาคม 2561 ลดลงเล็กน้อยจากเดือนก่อนหน้าแต่ยังคงมีความต้องการใช้มากจากประเทศจีน ออสเตรเลีย และไทย (6) สถานการณ์ไฟฟ้า
ในประเทศ ช่วงเดือนมกราคมถึงเดือนมิถุนายน 2561 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ของประเทศอยู่ที่ 34,317 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 24 เมษายน 2561 ซึ่งคาดว่าจะเป็นความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ของประเทศในปี 2561
มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ สรุปสาระสำคัญ การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2579 (Oil Plan 2015) ไตรมาสที่ 2 ปี 2561 สรุปความก้าวหน้าการดำเนินงานได้ดังนี้ 1) มาตรการบริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม ประกอบด้วย (1) ในส่วนของ NGV ได้จัดตั้งศูนย์พักรถขนส่งสินค้าพร้อมสถานีบริการก๊าซธรรมชาติ (NGV Terminal Hub) โดยเปิดให้บริการแล้ว 1 สถานี คือที่ อำเภอแก่งคอย จังหวัดสระบุรี อยู่ระหว่างการก่อสร้างที่จังหวัดขอนแก่น 2 สถานี และเปิดสถานีบริการก๊าซธรรมชาติเฉพาะตามแนวท่อก๊าซ 1 สถานี (สยามเบสท์ จังหวัดชลบุรี) ก่อสร้างแล้วเสร็จและอยู่ระหว่างทดสอบระบบความปลอดภัย 1 สถานี (จังหวัดปทุมธานี) (2) การลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง โดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประชาสัมพันธ์เกี่ยวกับการยกเลิกน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 และส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เพื่อเตรียมความพร้อมของผู้บริโภค (3) การกำหนดมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงในภูมิภาคอาเซียน ในเดือนกุมภาพันธ์ 2561 สำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ (สรป.) สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน ได้ส่งข้อคิดเห็นที่สำนักงานเลขาธิการอาเซียนได้รับจากประเทศเมียนมาให้ ธพ. พร้อมกับเสนอแนะว่าควรนำเรื่องการกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงอาเซียน ย้ายจากเดิมที่อยู่ภายใต้การพิจารณาของ Regional Energy Policy and Planning Sub-sector Network (REPP-SSN) ไปไว้ภายใต้การพิจารณาของ Energy Efficiency and Conservation (EE&C) ซึ่ง สรป. อยู่ระหว่างการสอบถามเหตุผลสำหรับข้อเสนอแนะดังกล่าว
2) มาตรการสนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย การพัฒนาระบบขนส่งน้ำมันทางท่อไปไปยังภาคเหนือ ดำเนินการโดยบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) ได้ดำเนินการก่อสร้างคลังน้ำมัน 2 แห่งแล้ว คือที่จังหวัดพิจิตรและจังหวัดลำปาง มีความคืบหน้าร้อยละ 63.38 และ 20.09 ตามลำดับ ส่วนระบบขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ดำเนินการโดยบริษัท ไทย ไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค จำกัด (TPN) อยู่ระหว่างจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) มีความก้าวหน้าร้อยละ 55.20 และสำหรับการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ โดยเมื่อวันที่ 5 มกราคม 2561 ธพ. ได้ดำเนินการคัดเลือกที่ปรึกษาเพื่อดำเนินโครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย แต่ไม่มีผู้ยื่นข้อเสนอที่มีคุณสมบัติถูกต้องตามขอบเขตและรายละเอียดของงาน (TOR) ที่กำหนด และได้ยกเลิกการจ้างที่ปรึกษาโดยให้มีการทบทวน TOR อีกครั้ง และเมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2561 ได้มีการประชุมเพื่อทบทวน TOR แล้ว
มติของที่ประชุม ที่ประชุมรับทราบ สรุปสาระสำคัญ 1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และมีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยความเห็นชอบของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) กำหนดอัตราราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยคำนึงถึงความเป็นธรรมและเพียงพอในการรองรับวัตถุประสงค์ของแนวนโยบาย “โรงไฟฟ้า-ประชารัฐ” ต่อมากรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ โดยนำความเห็นของหน่วยงาน
ที่เกี่ยวข้องมาประกอบการพิจารณา โดยมีหลักการดังนี้ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้าต้องเป็นธรรมและเพียงพอที่จะทำให้โครงการสามารถดำเนินการได้อย่างยั่งยืน และทำให้บริษัทชุมชนประชารัฐ/วิสาหกิจชุมชน มีรายได้อย่างต่อเนื่อง และเป็นธรรมกับผู้ประกอบการในพื้นที่ใกล้เคียง (2) สร้างรายได้ในส่วนของการจัดหาเชื้อเพลิงอย่างมั่นคง เพื่อให้เกิดการสร้างงาน เพิ่มรายได้ของชุมชน และ (3) สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558-2579 (AEDP2015) ที่มีเป้าหมายจะผลิตพลังงานไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนให้ได้ร้อยละ 20 ของการผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2560 กบง. ได้มีมติเห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (ในส่วนของชีวมวล) ตามข้อเสนอของ พพ.
2. เมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2561 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กพช. และ กบง. เพื่อสอบถามการกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการโรงฟ้าประชารัฐฯ เนื่องจากสำนักงาน กกพ.
อยู่ระหว่างจัดทำระเบียบหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากของโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ แต่มติ กพช. และ มติ กบง. มิได้ระบุวัน SCOD ไว้ สนพ. จึงได้ประสานเรื่องดังกล่าวไปยัง พพ. ซึ่งเมื่อวันที่
13 มิถุนายน 2561 พพ. ได้มีหนังสือชี้แจงว่า อัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ ที่ กบง. เห็นชอบวันที่ 7 มิถุนายน 2560 เป็นอัตราที่คำนวณสำหรับการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ภายในเดือนมกราคม 2563 และ สนพ. ได้แจ้งเรื่องดังกล่าวไปยัง สำนักงาน กกพ. เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2561 ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือ
ถึง สนพ. เมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2561 แจ้งว่า บริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ได้แจ้งกำหนดการ SCOD ของโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าประชารัฐในพื้นที่อำเภอเมืองนราธิวาส จังหวัดนราธิวาส ขอ SCOD ภายในเดือนกรกฎาคม 2564 และ (2) โรงไฟฟ้าประชารัฐในพื้นที่อำเภอบันนังสตา จังหวัดยะลา และอำเภอแม่ลาน จังหวัดปัตตานี ขอ SCOD ในเดือนธันวาคม 2563 ซึ่งบริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ ได้ชี้แจงว่า คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2561 ให้จัดตั้ง/ร่วมทุนบริษัทในเครือบริษัท พีอีเอ เอ็นคอมฯ จำนวน 3 บริษัท เพื่อดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ ปัจจุบันอยู่ระหว่างขั้นตอนการเชิญชวนวิสาหกิจชุมชนในพื้นที่ร่วมลงทุนเพื่อจดทะเบียนจัดตั้งบริษัทร่วมทุนดำเนินการก่อสร้างโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ
มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ในส่วนของการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวล ตามที่บริษัท พีอีเอ เอ็นคอม อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด เสนอ ดังนี้
1.1 โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ ในพื้นที่อำเภอบันนังสตา จังหวัดยะลา ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 3.00 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบจำหน่ายของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค 2.85 เมกะวัตต์ กำหนดวัน SCOD ภายในเดือนธันวาคม 2563
1.2 โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ ในพื้นที่อำเภอแม่ลาน จังหวัดปัตตานี ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 3.00 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบจำหน่ายของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค 2.85 เมกะวัตต์ กำหนดวัน SCOD ภายในเดือนธันวาคม 2563
1.3 โครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐฯ ในพื้นที่อำเภอเมืองนราธิวาส จังหวัดนราธิวาส ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง 9.90 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบจำหน่ายของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค 6.30 เมกะวัตต์ มีกำหนด วัน SCOD ภายในเดือนกรกฎาคม 2564
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าประชารัฐ สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ โดยมีเงื่อนไขว่าต้องรับซื้อไม้ในพื้นที่เพื่อใช้ เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเป็นลำดับแรก และเชื้อเพลิงชีวมวลที่จะนำมาใช้ต้องเป็นเศษไม้จากวัสดุเหลือทิ้ง ไม่เป็นไม้หวงห้ามและไม่ได้มาจากการตัดไม้ทำลายป่า รวมทั้งกำกับดูแลการดำเนินงานโครงการโรงไฟฟ้า ประชารัฐฯ ให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ตามมติของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 และมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2561 อย่างเคร่งครัด
เรื่องที่ 4 การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2561 มีฐานะสุทธิ 30,242 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 30,143 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG 99 ล้านบาท โดยบัญชีก๊าซ LPG ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ#1) มีรายรับ 34.77 ล้านบาทต่อวัน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 47.93 ล้านบาทต่อวัน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย 13.15 ล้านบาทต่อวัน ซึ่งคาดว่าสามารถใช้เงินในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ได้อีกประมาณ 7 วัน
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ประกอบด้วย (1) ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกรกฎาคม 2561 อยู่ที่ 562.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 2.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน (2) ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 542.55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 1.15 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) เฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 47.7334 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 3.6182 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน อัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 32.6354 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากเดือนก่อน 0.4905 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาก๊าซ LPG นำเข้า (LPG Cargo + X) เฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 19.1683 บาทต่อกิโลกรัม ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 1.0351 บาทต่อกิโลกรัม จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นเพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้บริโภค กบง. ได้มีมาตรการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกโดยการชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ #2 ให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท สำหรับในเดือนมิถุนายน 2561 ปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 520,526 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศลดลงอยู่ที่ประมาณ 541,516 ตัน เนื่องจากความต้องการใช้ในภาคปิโตรเคมีลดลง ปริมาณก๊าซ LPG ส่วนที่ขาดประมาณ 20,990 ตัน จะชดเชยด้วยการนำเข้า โดยการนำเข้าเพื่อจำหน่ายในประเทศอยู่ประมาณ 71,000 ตัน การส่งออกจากปริมาณการผลิตภายในประเทศประมาณ 58,900 ตัน
3. แนวทางการแก้ไขปัญหาฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG ที่ใกล้ติดลบ โดยปัจจุบันสภาพคล่องยังติดลบวันละประมาณ 13.15 ล้านบาท สามารถใช้เงินในการรักษาเสถียรภาพราคาได้อีกประมาณ 7 วัน ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางดำเนินการดังนี้ (1) กรณีให้กองทุนน้ำมันฯ ติดลบได้ เห็นควรให้บัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 3,000 ล้านบาท และมอบหมายให้สถาบันบริการกองทุนพลังงาน (สบพน.) จัดทำรายงาน รายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG รายงานให้ กบง. ทราบทุกเดือน (2) ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามต้นทุนที่ปรับเพิ่มขึ้น โดย ณ วันที่ 3 กรกฎาคม 2561 กองทุนน้ำมันฯ ยังคงชดเชยอยู่ที่ 4.2866 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม หรือ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หากสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ใกล้เคียงศูนย์ จะทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับเพิ่มอยู่ที่ 23.46 บาทต่อกิโลกรัม หรือ 387 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทั้งนี้ ในช่วงไตรมาส 4 ของปี 2561 คาดว่าราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกจะปรับตัวสูงขึ้นจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นในช่วงฤดูหนาว โดยได้มีการคาดการณ์ว่าราคาขายปลีกก๊าซ LPG จะอยู่ในช่วง 396 – 417 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ที่ระดับราคา LPG Cargo ในช่วง 600 – 700 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) ลดกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขัน โดยกลุ่มโรงแยกก๊าซฯ มีกรอบการแข่งขันอยู่ที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ซึ่งที่ผ่านมาระดับราคาก๊าซ LPG นำเข้าไม่เคยอยู่ในกรอบระดับการแข่งขัน ดังนั้น เห็นควรลดกรอบการแข่งขันลงเป็นอยู่ที่ 0.03 บาทต่อกิโลกรัม (1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ซึ่งจะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับเพิ่มขึ้นประมาณเดือนละ 130 ล้านบาท ทั้งนี้ หากราคานำเข้าก๊าซ LPG มีราคาใกล้เคียงกับโรงแยกก๊าซฯ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรมีการพิจารณาลดกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขันที่เหมาะสมอีกครั้ง (4) ปรับค่าขนส่งจากซาอุดิอาระเบียถึงกรุงเทพฯ ปรับเป็น สิงคโปร์ถึงกรุงเทพฯ เพื่อปรับระบบการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG ให้เหมือนกับระบบน้ำมันเชื้อเพลิง และ (5) การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ส่งออก จากเดิมเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2561 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับการส่งออกก๊าซ LPG ทั้งที่ผลิตในประเทศหรือก๊าซ LPG นำเข้า ในอัตราคงที่ (Fixed Rate) ที่ 20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือ 0.70 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อส่งเสริมให้มีการจำหน่ายก๊าซ LPG ภายในประเทศเป็นลำดับแรก แต่จากรายงานข้อมูลจากกรมธุรกิจพลังงานพบว่ายังมีก๊าซที่ผลิตในประเทศส่งออกประมาณเดือนละ 34,000 ตัน ดังนั้น เห็นควรเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ส่งออกให้สูงขึ้น เพื่อให้โรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงขายก๊าซ LPG ในลำดับแรกก่อน
4. จากข้อมูลการส่งออกก๊าซ LPG ซึ่งอยู่ระดับสูงใกล้เคียงกับการนำเข้า โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงพฤษภาคม 2561 ปริมาณการส่งออกอยู่ที่ 24,000 – 43,388 ตันต่อเดือน ในขณะที่มีการนำเข้า 39,624 – 91,227 ตันต่อเดือน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าควรให้ผู้ผลิตก๊าซ LPG ในประเทศจำหน่ายก๊าซ LPG ให้ประชาชนในประเทศมากกว่าส่งออก โดยมีแนวทางแก้ไขปัญหา คือ (1) เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ส่งออกให้สูงขึ้น และ (2) กรมธุรกิจพลังงานห้ามโรงแยกก๊าซฯ ส่งออกก๊าซ LPG นอกจากนี้ ในปัจจุบันมีผู้ค้า ก๊าซ LPG จดทะเบียนเป็นผู้ค้ามาตรา 7 จำนวน 22 ราย โดยมี บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และ บริษัท สยามแก๊ส แอนด์ ปิโตรเคมีคัลส์ จำกัด (มหาชน) เพียง 2 บริษัทนำเข้าก๊าซ LPG ซึ่งมีผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นต้องการนำเข้าก๊าซ LPG แต่ยังคงติดปัญหาในการนำเข้า เช่น ไม่มีท่าเรือและคลัง ระบบการจ่าย/ชดเชย/ขอคืน ภาษีและกองทุน คลังเขาบ่อยามีเงื่อนไขมาก เป็นต้น ดังนั้น เพื่อให้มีการแข่งขันในส่วนการนำเข้ามากขึ้น ควรให้ ปตท. กำหนดกติกาให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นสามารถเข้ามาใช้บริการคลังนำเข้าก๊าซ LPG ของ ปตท. ที่เขาบ่อยา จังหวัดชลบุรี บนหลักการที่ผู้ค้าก๊าซ LPG ทุกรายมีสิทธิใช้อย่างเป็นธรรมและเท่าเทียมกันและให้มีการเจรจาอัตราค่าบริการเป็นเชิงพาณิชย์ โดยกติกาการใช้คลังจะเผยแพร่ให้สาธารณชนทราบด้วย
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของก๊าซ LPG ดังนี้ (1) การใช้กองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 3,000 ล้านบาท และมอบหมายให้สถาบันบริการกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) จัดทำรายงานรายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG เพื่อรายงาน กบง. ทราบทุกเดือน และ (2) เสนอให้ปรับลดกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขันของก๊าซ LPG ในกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จาก 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 0.03 บาทต่อกิโลกรัม (1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 6 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) วิเคราะห์ข้อดี ข้อเสียของแนวทางการแก้ไขปัญหาเพื่อเสนอ กบง. ในการประชุมครั้งต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG และสถานการณ์การผลิต การจัดหา การใช้ และการส่งออกก๊าซ LPG
2. เห็นชอบการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 3,000 ล้านบาท และมอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) จัดทำรายงานรายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี ก๊าซ LPG เพื่อรายงานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบทุกเดือน
3. เห็นชอบให้ลดกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขันของก๊าซ LPG ในกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จาก 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 0.03 บาทต่อกิโลกรัม (1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 6 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
4. ขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) งดการส่งออกก๊าซ LPG ที่ผลิตจากกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติในเชิงพาณิชย์ ยกเว้นในกรณีที่มีความจำเป็นด้านเทคนิค และให้รายงานการส่งออกต่อกรมธุรกิจพลังงานทุกสัปดาห์
5. มอบหมายกรมธุรกิจพลังงานและสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำการวิเคราะห์แนวทางนโยบายในประเด็นการส่งออกและการปรับเปลี่ยนค่าใช้จ่ายในการนำเข้าก๊าซ LPG
กบง. ครั้งที่ 60 - วันศุกร์ที่ 29 มิถุนายน 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 13/2561 (ครั้งที่ 60)
เมื่อวันศุกร์ที่ 29 มิถุนายน 2561 เวลา 15.30 น..
1.การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 8 มิถุนายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซล บี 20 ดังนี้ (1) สนับสนุนการผลิตและการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้มีราคาต่ำ จึงมีมติให้
กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง พิจารณาลดอัตราเรียกเก็บภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ลงเหลือ 5.152 บาทต่อลิตร (2) เพื่อลดผลกระทบของการลดอัตราเรียกเก็บภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซล
หมุนเร็ว บี20 ต่อประมาณการรายรับของงบประมาณแผ่นดิน ประจำปี 2561 และ 2562 จึงมีมติให้กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง พิจารณาเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.13 บาทต่อลิตร เป็น 5.98 บาทต่อลิตร และ (3) เพื่อไม่ให้ผู้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้รับผลกระทบจากการเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิต จึงให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จ่ายเงินชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในอัตรา 0.13 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ชนิดน้ำมัน (หน่วย: บาทต่อลิตร) ปัจจุบัน 29 มิถุนายน 2561 ใหม่ วันที่มีผลบังคับใช้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว -0.13 -0.50 วันที่ 30 มิถุนายน 2561 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 - -3.51 วันที่ 2 กรกฎาคม 2561
2. เห็นชอบร่าง ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
กบง. ครั้งที่ 59 - วันจันทร์ที่ 25 มิถุนายน 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 12/2561 (ครั้งที่ 59)
เมื่อวันจันทร์ที่ 25 มิถุนายน 2561 เวลา 09.30 น.
1.โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20
2.แผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานทุนหมุนเวียน
3.ร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2562 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4.รายงานผลคำพิพากษาของศาลปกครองกลาง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 24 พฤษภาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบแนวทางบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันดีเซล โดยมีเงื่อนไขว่าหากราคาขายปลีกขยับสูงเกินกว่า 30 บาทต่อลิตร จึงจะให้มีการดำเนินงาน ดังนี้ (1) กำหนดค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.75 บาทต่อลิตร (2) ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเข้าช่วยบริหารราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร (3) หากอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมากกว่า 1.00 บาทต่อลิตร ฝ่ายเลขานุการฯ จะนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาอัตราเงินชดเชยที่เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบกฎกระทรวงกำหนดพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิต ฉบับที่ 4 พ.ศ. 2561 และประกาศ คณะกรรมการบริหารนโยบาย ฉบับที่ 40 พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 20 มิถุนายน 2561
2. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ดังนี้ โดยที่ X = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ร้อยละ 19 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว = (MOPS Gasoil 50 ppm + พรีเมียม) ที่ 600F x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 ไบโอดีเซล = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ
3. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 ถูกกว่าราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 บาทต่อลิตร ดังนี้ อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ชนิดน้ำมัน (หน่วย: บาทต่อลิตร) ปัจจุบัน วันที่ 25 มิถุนายน 2561 ใหม่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว -0.13 0.01 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 - -3.22
4. เห็นชอบร่าง ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 2 แผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานทุนหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2561 กรมบัญชีกลางได้จัดส่งรายงานผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2560 (ฉบับสมบูรณ์) ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยผลคะแนนที่ได้รับอยู่ที่ 4.2926 คะแนน จากคะแนนเต็ม 5.0000 คะแนน ซึ่งกรมบัญชีกลางมีเกณฑ์วัดผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน 4 ด้าน คือ ด้านการเงิน ด้านการสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ด้านการปฏิบัติการ และด้านการบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน โดยกำหนดเกณฑ์
การให้คะแนนไว้ 3 ระดับ ดังนี้ (1) ไม่ผ่านเกณฑ์มาตรฐาน (ต่ำกว่า 3.0000 คะแนน) (2) ระดับมาตรฐาน – ดี (3.0000 – 3.9999 คะแนน) (3) ระดับดี – ดีมาก (4.0000 – 5.0000 คะแนน)
2. ผลการประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปีบัญชี 2560 มีดังนี้ ด้านที่ 1 การเงิน 5.0000 คะแนน ด้านที่ 2 การสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย 4.2200 คะแนน ด้านที่ 3 การปฏิบัติการ 4.9940 คะแนน และด้านที่ 4 การบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน 2.9120 คะแนน ต่อมาเมื่อวันที่ 4 พฤษภาคม 2561 กรมบัญชีกลางได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่า กองทุนน้ำมันฯ มีผลการประเมินผลการดำเนินงาน ประจำปีบัญชี 2560 เข้าหลักเกณฑ์การจัดทำแผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานทุนหมุนเวียน เนื่องจากมีผลการประเมินด้านที่ 4 การบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียนบางตัวชี้วัดไม่ผ่านเกณฑ์มาตรฐาน ประกอบด้วย (1) บทบาทคณะกรรมการทุนหมุนเวียน (2) การบริหารจัดการสารสนเทศ และ (3) การบริหารทรัพยากรบุคคล ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ ต้องจัดทำแผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานทุนหมุนเวียน และเสนอให้คณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียนพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนจัดส่งให้กรมบัญชีกลางต่อไป
3. เมื่อวันที่ 6 มิถุนายน 2561 สนพ. ได้หารือกับสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) เพื่อยกร่างแผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานทุนหมุนเวียนด้านการบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียนในตัวชี้วัดที่มีผลคะแนนไม่ผ่านเกณฑ์มาตรฐาน ดังนี้ (1) บทบาทคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน คะแนนที่ได้รับ 2.6100 คะแนน เนื่องจากคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียนไม่มีการทบทวนแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการประจำปี รวมทั้งไม่มีการรายงานผลการปฏิบัติงานตามภารกิจทุนหมุนเวียนต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และมีผลการดำเนินงานโดยรวมต่ำกว่าปีที่ผ่านมา โดยแนวทางการปรับปรุง กองทุนน้ำมันฯ จะทบทวนจัดทำแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการประจำปีของกองทุนน้ำมันฯ ตามหลักเกณฑ์การประเมินที่กรมบัญชีกลางกำหนด และนำเสนอคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) ก่อนเสนอต่อ กบง. เพื่อให้ความเห็นชอบต่อไป รวมทั้ง จะจัดทำแนวทางการติดตามระบบบริหารจัดการและผลการปฏิบัติงานด้านการเงิน ระบบบริหารจัดการสารสนเทศ และระบบบริหารทรัพยากรบุคคล และปรับปรุงผลการดำเนินงานที่ต่ำกว่าเกณฑ์มาตรฐานให้อยู่ในระดับมาตรฐาน ซึ่งจะส่งผลให้ผลคะแนนการประเมินโดยรวมสูงกว่าปีที่ผ่านมา (2) การบริหารจัดการสารสนเทศ คะแนนที่ได้รับ 2.9000 คะแนน เนื่องจากแผนสารสนเทศของกองทุนน้ำมันฯ ไม่ตอบสนองและสนับสนุนต่อแผนยุทธศาสตร์ของกองทุนน้ำมันฯ และแผนปฏิบัติการสารสนเทศประจำปี มีองค์ประกอบหลักที่ดีแต่มีรายละเอียดไม่ครบถ้วนตามที่กรมบัญชีกลางกำหนด เช่น แผนงาน/โครงการ และเป้าหมาย เป็นต้น โดยแนวทางการปรับปรุง กองทุนน้ำมันฯ จะทบทวนแผนสารสนเทศให้ตอบสนอง และสนับสนุนต่อแผนยุทธศาสตร์ของกองทุนน้ำมันฯ และทบทวนแผนปฏิบัติการสารสนเทศโดยระบุองค์ประกอบให้ครบถ้วนและชัดเจน และ (3) การบริหารทรัพยากรบุคคล คะแนนที่ได้รับ 1.0000 คะแนน เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ มีปัจจัยพื้นฐาน (Fundamental) ในการบริหารทรัพยากรบุคคลไม่ครบถ้วน รวมทั้ง ไม่มีระบบประเมินผลการปฏิบัติงานของบุคลากรของทุนหมุนเวียน และไม่มีการกำหนดแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการด้านทรัพยากรบุคคลประจำปี โดยแนวทางการปรับปรุง กองทุนน้ำมันฯ จะจัดทำโครงสร้างบริหารงานบุคลากร โดยมีรายละเอียดที่ครอบคลุมทั้งด้านนโยบายและแผนงาน ด้านการเงินและบัญชี และด้านกฏหมาย รวมทั้ง จัดทำระบบประเมินผลการปฏิบัติงานของบุคลากรของกองทุนน้ำมันฯ และจัดทำแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการด้านทรัพยากรบุคคล
4. เพื่อให้เกณฑ์วัดผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ในปี 2561 ผ่านเกณฑ์การประเมินตามที่กรมบัญชีกลางกำหนด จึงจำเป็นต้องดำเนินการตามแผนปรับปรุงฯ โดยต้องมีการทบทวนและจัดทำแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการประจำปี 2561 และนำเสนอคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียนให้ความเห็นชอบ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการทบทวนแผนยุทธศาสาตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2558 – 2562 และจัดทำแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการกองทุนน้ำมันฯ ประจำปี 2561 ซึ่งประกอบด้วย แผนปฏิบัติการ แผนสารสนเทศ และแผนทรัพยากรบุคคล โดยเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2561 คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) ได้เห็นชอบร่างแผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานทุนหมุนเวียน แผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการกองทุนน้ำมันฯประจำปี 2561 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบก่อนจัดส่งกรมบัญชีกลางต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างแผนปรับปรุงและพัฒนาประสิทธิภาพการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (เดือนกรกฎาคม 2561 ถึงเดือนกันยายน 2562)
2. เห็นชอบร่างแผนยุทธศาสตร์และแผนปฏิบัติการของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปี 2561
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมบัญชีกลางได้พิจารณาเห็นชอบให้ทุนหมุนเวียนที่อยู่ในกำกับของกระทรวงพลังงาน คือ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เข้าสู่ระบบประเมินผลฯ ตั้งแต่ปีบัญชี 2551 เป็นต้นไป โดยการจัดทำหลักเกณฑ์การประเมินผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ มีหน่วยงานที่รับผิดชอบ 2 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ซึ่งที่ผ่านมาในการจัดทำตัวชี้วัด กรมบัญชีกลางจะประสานกับ 2 หน่วยงาน เพื่อจัดทำร่างตัวชี้วัดประจำปี และเสนอคณะอนุกรรมการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน กรมบัญชีกลาง ให้ความเห็นชอบก่อนมีการทำบันทึกข้อตกลงวัดผลการดำเนินงานระหว่างกระทรวงการคลังกับประธานทุนหมุนเวียน (รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน) ของกองทุนน้ำมันฯ
2. เมื่อวันที่ 4 พฤษภาคม 2561 กรมบัญชีกลาง ได้มีหนังสือถึง สนพ. เรื่อง การประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน โดยขอให้กองทุนน้ำมันฯ จัดส่งร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2562 ตามกรอบหลักเกณฑ์การประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2562 ให้กรมบัญชีกลาง เพื่อให้กรมบัญชีกลางนำไปจัดทำเป็นเกณฑ์การประเมินผลฯ เสนอคณะกรรมการประเมินผลฯ พิจารณาให้ความเห็นชอบ โดยในปี 2562 กรมบัญชีกลางมีการกำหนดกรอบหลักเกณฑ์การประเมินผลฯ ประกอบด้วย 6 ด้าน คือ ด้านการเงิน ด้านการสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ด้านการปฏิบัติการ ด้านการบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน ด้านการปฏิบัติงานของคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน พนักงาน และลูกจ้าง และด้านการดำเนินงานตามนโยบายภาครัฐ/กระทรวงการคลัง และต่อมาเมื่อวันที่ 22 พฤษภาคม 2561 กรมบัญชีกลาง ได้มีหนังสือถึง สนพ. ขอให้นำเสนอร่างตัวชี้วัดการประเมินผลฯ ประจำปี 2562 ต่อคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียนเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนจัดส่งให้กรมบัญชีกลาง เพื่อใช้ในการประชุมหารือร่างตัวชี้วัดการประเมินผลฯ ต่อไป และขอให้คณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียนแต่งตั้ง/มอบหมายคณะอนุกรรมการหรือคณะทำงานที่มีองค์ประกอบของคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน ไม่น้อยกว่า 3 ท่าน เพื่อประชุมหารือตัวชี้วัดการประเมินผลฯ ประจำปี 2562 ร่วมกับกรมบัญชีกลาง และที่ปรึกษาด้านการประเมินผล (บริษัท ทริส คอร์ปอเรชั่น จำกัด) ในช่วงเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2561 ก่อนมีการทำบันทึกข้อตกลงวัดผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ประจำปี 2562 ระหว่างกระทรวงการคลังกับประธานทุนหมุนเวียนของกองทุนน้ำมันฯ
3. เมื่อวันที่ 6 มิถุนายน 2561 สนพ. ได้หารือกับ สบพน. เพื่อจัดทำร่างตัวชี้วัดผลการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ประจำปีบัญชี 2562 โดยเกณฑ์การประเมินผลฯ จะคิดคะแนนรวมร้อยละ 100 ประกอบด้วย ด้านที่ 1 การเงิน (ร้อยละ 10) ได้แก่ ตัวชี้วัดที่ 1.1 การบริหารสภาพคล่องกองทุนฯ (ร้อยละ 10) ด้านที่ 2 การสนองประโยชน์ต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย (ร้อยละ 15) ได้แก่ ตัวชี้วัดที่ 2.1 การสำรวจความพึงพอใจผู้รับบริการ (ร้อยละ 5) และตัวชี้วัดที่ 2.2 ระดับความสำเร็จในการบริหารจัดการข้อร้องเรียน (ร้อยละ 10) ด้านที่ 3 การปฏิบัติการ (ร้อยละ 30) ได้แก่ ตัวชี้วัดที่ 3.1 ร้อยละของการจ่ายเงินชดเชยให้แก่หน่วยงานที่เบิกภายในระยะเวลามาตรฐาน (ร้อยละ 15) และตัวชี้วัดที่ 3.2 ร้อยละความสำเร็จของการดำเนินการตามแผนปรับปรุงพัฒนาการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (ร้อยละ 15) ด้านที่ 4 การบริหารพัฒนาทุนหมุนเวียน (ร้อยละ 21) ได้แก่ ตัวชี้วัดที่ 4.1 การบริหารความเสี่ยงและควบคุมภายใน (ร้อยละ 7) ตัวชี้วัดที่ 4.2 การตรวจสอบภายใน (ร้อยละ 7) และตัวชี้วัดที่ 4.3 การบริหารจัดการสารสนเทศและดิจิทัล (ร้อยละ 7) ด้านที่ 5 การปฎิบัติงานของคณะกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน พนักงาน และลูกจ้าง (ร้อยละ14) ได้แก่ ตัวชี้วัดที่ 5.1 บทบาทคณะกรรมการทุนหมุนเวียน (ร้อยละ 7) และตัวชี้วัดที่ 5.2 การบริหารทรัพยากรบุคคล (ร้อยละ 7) และด้านที่ 6 การดำเนินงานตามนโยบายภาครัฐ/กระทรวงการคลัง (ร้อยละ 10) ได้แก่ ตัวชี้วัดที่ 6.1 การดำเนินงานตามนโยบายรัฐบาล/กระทรวงการคลัง (ร้อยละ 10) ทั้งนี้ การเจรจาตัวชี้วัดการประเมินผลฯ ร่วมกับกรมบัญชีกลางในช่วงระหว่างเดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2561 ควรมอบหมายให้ อบน. เป็นผู้แทนในการประชุมหารือร่างตัวชี้วัดฯ ดังกล่าว เนื่องจากมีอนุกรรมการ 3 คน เป็นกรรมการบริหารทุนหมุนเวียน (กบง.) ตามหลักเกณฑ์ที่กรมบัญชีกลางกำหนด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียน ประจำปีบัญชี 2562 ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดส่งร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนให้กรมบัญชีกลางต่อไป
2. มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นผู้แทนในการประชุมหารือร่างตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนร่วมกับกรมบัญชีกลาง โดยมีผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน เข้าร่วมประชุมหารือด้วย
3. มอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) เป็นหน่วยงานหลักในการจัดทำตัวชี้วัดการประเมินผลการดำเนินงานทุนหมุนเวียนของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 4 รายงานผลคำพิพากษาของศาลปกครองกลาง
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 6 มิถุนายน 2561 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้มีหนังสือขอให้ศาลปกครองกลางออกหนังสือรับรองคดีถึงที่สุด ในคดีหมายเลขดำที่ ส.30/2558 คดีหมายเลขแดงที่ ส.145/2560 ระหว่าง
นายสมคิด หอมเนตร ที่ 1 กับพวกรวม 27 คน ผู้ฟ้องคดี นายกรัฐมนตรี ที่ 1 กับพวกรวม 6 คน ผู้ถูกฟ้องคดี ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2561 สำนักงานศาลปกครองกลาง ได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่า ศาลปกครองกลางได้ออกหนังสือรับรองคดีถึงที่สุดให้แล้ว เพื่อแสดงว่าคดีหมายเลขดำที่ ส.30/2558 คดีหมายเลขแดงที่ ส.145/2560 ระหว่าง
นายสมคิด หอมเนตร ที่ 1 กับพวกรวม 27 คน ผู้ฟ้องคดี นายกรัฐมนตรี ที่ 1 กับพวกรวม 6 คน ผู้ถูกฟ้องคดี เรื่อง คดีพิพาทเกี่ยวกับการที่หน่วยงานทางปกครองหรือเจ้าหน้าที่ของรัฐกระทำการโดยไม่ชอบด้วยกฎหมาย
ในการออกกฎ และคดีพิพาทเกี่ยวกับการกระทำละเมิดของหน่วยงานทางปกครองหรือเจ้าหน้าที่ของรัฐอันเกิดจากการใช้อำนาจตามกฎหมาย ได้ถึงที่สุดแล้ว ในชั้นศาลปกครองชั้นต้นโดยศาลปกครองกลางได้อ่านคำพิพากษาของศาลปกครองกลางเมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2560 และไม่มีการอุทธรณ์คำพิพากษา
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 58 - วันศุกร์ที่ 8 มิถุนายน 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 11/2561 (ครั้งที่ 58)
เมื่อวันศุกร์ที่ 8 มิถุนายน 2561 เวลา 13.30 น.
1.สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3.แนวทางการดำเนินโครงการระบบโซล่า – ลอยน้ำของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
6.กลไกบริหารการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
8.การส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
9.แนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากสถานการณ์ความไม่สงบในตะวันออกลาง และความตึงเครียดทางการเมืองจากการที่สหรัฐฯ มีมาตรการคว่ำบาตรประเทศอิหร่านและประเทศเวเนซุเอลา
แต่ทั้งนี้ ในช่วงต้นเดือนมิถุนายน 2561 ราคาน้ำมันดิบมีแนวโน้มที่จะปรับตัวลดลงเนื่องจากกลุ่ม OPEC และ Non-OPEC มีท่าทีว่าจะเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบ รวมทั้งปริมาณการผลิตน้ำมันดิบของประเทศสหรัฐฯ
เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง (2) โครงสร้างราคาน้ำมันและค่าการตลาดในประเทศ ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซล เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2561 อยู่ที่ 2.10 และ 1.84 บาทต่อลิตร เฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 1.86 และ 1.80 บาทต่อลิตร ส่วนค่าการตลาดเฉลี่ยในช่วงต้นเดือนมิถุนายน 2561 ปรับลดลงมาอยู่ที่ 1.70 และ 1.58 บาทต่อลิตร ในขณะที่ค่าการตลาดที่เหมาะสมอยู่ที่ 1.85 และ 1.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (3) ราคาก๊าซ LPG มีทิศทางปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยราคาก๊าซ LPG (ราคา CP (Contract Price) เดือนมิถุนายน 2561 อยู่ที่ 560 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มีปัจจัยมาจากราคาโพรเพน (C3) และบิวเทน (C4) ปรับตัวเพิ่มขึ้น ประกอบกับผลกระทบจากราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น ราคาแนปทาปรับตัวเพิ่มขึ้นทำให้ปริมาณความต้องการ LPG เพิ่มขึ้น และโรงกลั่นในประเทศอิหร่านปิดซ่อมบำรุงทำให้ปริมาณการส่งออกน้อยลง (4) ราคาถ่านหินในช่วงเดือนมิถุนายน 2561 มีการปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยมาจากปริมาณความต้องการของประเทศจีน ออสเตรเลีย และไทยเพิ่มสูงขึ้น (5) ราคาก๊าซ LNG ในช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากราคาน้ำมันดิบสูงขึ้น และความต้องการของประเทศจีน อินเดีย และสหรัฐฯ เพิ่มขึ้น รวมทั้งผลกระทบจากมาตรการคว่ำบาตรประเทศอิหร่านของสหรัฐฯ และโครงการ LNG หลายโครงการเกิดความล่าช้ากว่าแผน และ (6) สถานการณ์ไฟฟ้าในประเทศ ช่วงเดือนมกราคม – พฤษภาคม 2561 ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) อยู่ที่ 29,968 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 24 เมษายน 2561 ซึ่งต่ำกว่า Peak ของปีที่แล้วอยู่ร้อยละ 1 โดย Peak ของเดือนพฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 28,500 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (Gas Plan 2015)
ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 และตามการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 โดยวางเป้าหมายดำเนินการ 4 ด้าน คือ (1) ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีต้นทุนสูงขึ้นอย่างรวดเร็วจากการนำเข้า LNG (2) รักษาระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศไทยให้ยาวนานขึ้น (3) หาแหล่งและบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ และ (4) มีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน ทั้งทางกายภาพ (โครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติและท่าเรือรับ LNG) และกติกาที่สอดรับกับแผนจัดหา (Third Party Access, TPA)
2. ความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผน Gas Plan 2015 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ไตรมาสที่ 2 ปี 2561 สรุปได้ดังนี้ (1) อัตราการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ยของปี 2560 อยู่ที่ระดับ 4,721 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ในแผนร้อยละ 6 และสัดส่วนการใช้ก๊าซฯ ภาคไฟฟ้าเปรียบเทียบกับเชื้อเพลิงชนิดอื่นของปี 2560 เฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 57.2 ระหว่างเดือนมกราคม – มีนาคม 2561 อัตราการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ยอยู่ที่ 4,536 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวันต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ร้อยละ 10 และสัดส่วนการใช้ก๊าซฯ ในภาคไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ที่ร้อยละ 35 ส่วนเรื่องการบริหารจัดการแปลงสัมปทานที่จะหมดอายุในปี 2565 – 2566 ได้มีพระราชบัญญัติปิโตรเลียมและพระราชบัญญัติภาษีเงินได้ปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 มีผลบังคับใช้แจ้งเมื่อวันที่ 23 มิถุนายน 2560 ประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียมซึ่งเป็นเรื่องประกาศหลักเกณฑ์ได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2560 ส่วนกฎกระทรวงที่เกี่ยวกับ PSC (สัญญาแบ่งปันผลผลิต) 4 ฉบับ ประกาศ ลงราชกิจจาฯ แล้วจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 9 มีนาคม 2561 ส่วนกฎกระทรวง เกี่ยวกับ SC (สัญญาจ้างผลิต) 4 ฉบับ รูปแบบสัญญาจ้างสำรวจและผลิต คณะรัฐมนตรีเห็นชอบแล้วเมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2561 และอยู่ระหว่างการพิจารณาขอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในส่วนของการเตรียมการเปิดประมูลได้ดำเนินการเปิดประมูลขอสิทธิสำรวจ และผลิตปิโตรเลียมแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 และ G2/61 โดยประกาศเชิญชวนผ่านทางเว็บไซต์ ชธ. (http://www.dmf.go.th/bidding2018) ตั้งแต่วันที่ 25 เมษายน 2561 เป็นต้นไป โดยกำหนดให้ยื่นแบบฟอร์มแสดงความจำนงในการเข้าร่วมพิจารณาคุณสมบัติเบื้องต้น (Pre-Qualification Evaluation) ในวันที่ 4 พฤษภาคม 2561 และยื่นหลักฐานแสดงคุณสมบัติเบื้องต้นในวันที่ 15 – 16 พฤษภาคม 2561 ชธ. ได้ประกาศผู้ผ่าน PQ เมื่อวันที่ 28 พฤษภาคม 2561 และผู้ผ่าน PQ ลงทะเบียน Bidder Conference วันที่ 28 – 31 พฤษภาคม 2561 (2) การเปิดให้ยื่นขอสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมรอบใหม่ จะดำเนินการหลังจากได้ข้อสรุปเรื่องการจัดการกับแหล่งสัมปทานจะสิ้นอายุ แล้วเสร็จ (3) การบริหารจัดการก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกก๊าซฯ เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด โดยในปี 2560 อัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกก๊าซฯ อยู่ที่ 451 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ ในปี 2561 ระหว่างเดือนมกราคม – มีนาคม 2561 อัตราก๊าซฯ ที่ไม่ผ่านโรงแยกอยู่ที่ 497 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เฉลี่ยต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ และต่ำกว่าค่าเฉลี่ยในช่วงเดียวกันของปี 2559 สำหรับความก้าวหน้าเรื่องหาแหล่งการบริหารจัดการ LNG อย่างมีประสิทธิภาพ ชธ. ได้ดำเนินโครงการศึกษานโยบายด้านราคาและสัดส่วนของ LNG ที่เหมาะสมกับประเทศไทย โดยเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2560 ได้มีการรับฟังความคิดเห็นผลการศึกษาและอยู่ระหว่างจัดทำแผนพัฒนา LNG สำหรับความคืบหน้างานด้านการมีโครงสร้างพื้นฐานและแนวทางด้านการแข่งขัน โดยในส่วนของการขยายกำลังการผลิตของ LNG Terminal เดิมของ ปตท. เพิ่มเป็น 1.5 ล้านตันต่อปี คาดว่าแล้วเสร็จเดือนกรกฎาคม 2561 สำหรับการก่อสร้าง LNG Terminal แห่งใหม่ของ ปตท. ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2565 ปัจจุบัน EIA ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการชำนาญการแล้วอยู่ระหว่างเสนอคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ ในส่วนของการก่อสร้างและติดตั้ง FSRU ของ กฟผ. (ขนาด 5 ล้านตันต่อปี) ในอ่าวไทยตอนบน ภายในปี 2567 สำหรับป้อนโรงไฟฟ้าพระนครเหนือและพระนครใต้ เพื่อเพิ่มการแข่งขันในธุรกิจ LNG และเสนอต่อยุทธศาสตร์ความมั่นคงในการจัดหาพลังงานปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดทำ EIA
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แนวทางการดำเนินโครงการระบบโซล่า – ลอยน้ำของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประชุมหารือกับรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ซึ่งที่ประชุมมีความเห็นให้ กฟผ. สนับสนุนผู้ประกอบการผลิตเซลล์แสงอาทิตย์ในประเทศ และให้ กฟผ. พิจารณาควบรวมโครงการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์เป็นโครงการทุ่นลอยน้ำขนาดใหญ่ ให้ราคาค่าไฟฟ้าจากโครงการฯ อยู่ที่ 2.40 - 2.50 บาทต่อหน่วย ต่อมา เมื่อวันที่
7 พฤษภาคม 2561 กฟผ. ได้ประชุมหารือกับ สนพ. และได้เสนอแนวทางการดำเนินโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำ ขนาดใหญ่ จำนวน 3 โครงการ ซึ่งที่ประชุมเห็นชอบในหลักการ โดยแนวทางดำเนินโครงการการแบ่งเป็น 3 ระยะ ประกอบด้วย ระยะที่ 1 : EGAT-SCG Collaboration Project เป็นความร่วมมือระหว่าง กฟผ. กับบริษัท SCG เคมิคอลส์ จำกัด ระยะที่ 2 : Pilot Solar Floating Project กำลัง
การผลิตมากกว่า 30 เมกะวัตต์ เพื่อต่อยอดผลการศึกษา โดยพัฒนาโครงการขนาดใหญ่ (Economy of scale) ในเขื่อนของ กฟผ. และระยะที่ 3 : Commercial Project เพื่อกำหนดศักยภาพพื้นที่ติดตั้งทั่วประเทศ เช่น เขื่อน กฟผ. เขื่อนกรมชลประทาน และอ่างเก็บน้ำสาธารณะขนาดใหญ่ เพื่อให้โครงการฯ สามารถแข่งขัน แบบ Firm ราคา 2.40 บาทต่อหน่วย พร้อมต่อยอดนวัตกรรม และขยายผลการพัฒนาโครงการสู่ภาคเอกชน สรุปสาระสำคัญของแต่ละโครงการได้ดังนี้
1. โครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์เขื่อน กฟผ. ระยะความร่วมมือ สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์ เพื่อศึกษาออกแบบและติดตั้งระบบทุ่นลอยน้ำและระบบยึดโยง จัดทำมาตรฐานระบบยึดโยง สำหรับระบบผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำ และรวบรวมข้อมูลที่เกี่ยวกับสิ่งแวดล้อมหลังจากการติดตั้ง แลกเปลี่ยนความรู้ในแต่ละพื้นที่ และศึกษาวิจัยระบบทุ่นลอยน้ำและระบบยึดโยงที่จะเกิดขึ้นในอนาคต (2) มีขนาดกำลังผลิตไฟฟ้า 300 - 500 kWac ติดตั้งในพื้นที่เขื่อนท่าทุ่งนา จ. กาญจนบุรี โดยมีเนื้อที่ประมาณ 5 ไร่ คาดว่าจะติดตั้งแล้วเสร็จเดือนธันวาคม 2561 กระแสไฟฟ้าที่ผลิตได้สามารถนำไปลดการใช้ไฟฟ้าในบริเวณ Camp Areas ของ กฟผ. (3) ระยะเวลาความร่วมมือตาม MOU: 2 ปี ตั้งแต่มิถุนายน 2561 ถึง พฤษภาคม 2563 (4) ใช้ทุนวิจัยและพัฒนา นวัตกรรม และสิ่งประดิษฐ์ของ กฟผ. เป็นหลัก โดย SCG Chemical จะมีการสนับสนุนค่าใช้จ่ายบางส่วน ส่วนภารกิจงาน EGAT: รับผิดชอบพื้นที่สำหรับพัฒนาโครงการ ออกแบบ จัดหา ติดตั้งระบบไฟฟ้าและระบบควบคุม SCG: ออกแบบ จัดหา ติดตั้งระบบของทุ่นลอยน้ำ และอุปกรณ์เสริมต่างๆ ส่วนการออกแบบจัดหา ติดตั้งระบบยึดโยงดำเนินงานร่วมกัน (5) ค่าใช้จ่ายทั้งโครงการ ประมาณ 20 - 32 ล้านบาท (6) ประโยชน์ที่ได้รับจากการดำเนินโครงการ ประกอบด้วย สนับสนุนผู้ประกอบการแผงเซลล์แสงอาทิตย์ในประเทศ และกระตุ้นให้เกิดการพัฒนาผลิตภัณฑ์ที่มีมาตรฐานทัดเทียมกับต่างประเทศ มาตรฐานระบบยึดโยง สำหรับระบบผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำ เป็นแหล่งเรียนรู้ศึกษาของนักเรียน นักศึกษา และประชาชนทั่วไป และเป็นการส่งเสริมการท่องเที่ยว
2. โครงการผลิตไฟฟ้าเซลแสงอาทิตย์เขื่อน กฟผ. ระยะนำร่อง ตามที่ กฟผ. ได้ดำเนินการขออนุมัติคณะรัฐมนตรีเพื่อดำเนินโครงการการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ กฟผ. ระยะที่ 1 โครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ติดตั้งบนทุ่นลอยน้ำอ่างเก็บน้ำโรงไฟฟ้าวังน้อย และโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ติดตั้งบนพื้นดินสถานีไฟฟ้าแรงสูงจอมบึง ขนาดกำลังผลิตรวมทั้งหมด 32 MWac ทั้งนี้เพื่อให้สอดคล้องกับ ข้อหารือเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 กฟผ. จึงได้ปรับเปลี่ยนโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ที่อยู่ระหว่างการขออนุมัติจาก ครม. ทั้งหมด เป็นโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ติดตั้งบนทุ่นลอยน้ำขนาดใหญ่ เขื่อนสิรินธร ขนาดกำลังผลิต 45 MWac (32 MWac+13 MWac) โดยกำลังผลิต 13 MWac ที่เพิ่มเติมเป็นโครงการในแผน PDP 2015 คือโครงการแสงอาทิตย์แม่เมาะ ขนาด 1 MWac COD ปี 2561 โครงการแสงอาทิตย์สิรินธร ขนาด 2 MWac COD ปี 2564 และโครงการแสงอาทิตย์สิรินธร ขนาด 10 MWac COD ปี 2565 สรุปสาระสำคัญของโครงการฯ ได้ดังนี้ (1) วัตถุประสงค์ เพื่อสนับสนุนผู้ประกอบการแผงเซลล์แสงอาทิตย์ในประเทศ เป็นต้นแบบการศึกษาแนวทางการพัฒนา Hydro - Solar Floating Hybrid Firm ช่วยรักษาระดับอัตราค่าไฟฟ้าให้เหมาะสมช่วยเสริมความต้องการไฟฟ้าในระบบ ลดการซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ และลดการพึ่งพาการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ (2) โครงการฯ มีกำลังผลิต 45 MWac (58.5 MWdc) ใช้พื้นที่ทั้งหมด 450 ไร่ กำหนด COD ปี 2564 (3) ทุ่นลอยน้ำทำจากวัสดุประเภทพลาสติก (HDPE:High Density Polyethylene) หรือวัสดุคอมโพสิต (Composite) มีการติดตั้งเครื่องแปลงกระแสไฟฟ้า และหม้อแปลงปรับแรงดันไฟฟ้าเพื่อให้มีระดับแรงดันที่เหมาะสมกับจุดเชื่อมต่อทางไฟฟ้า จุดเด่นของโครงการฯ คือการใช้พื้นที่ผิวน้ำให้เกิดประโยชน์และลดปัญหาการแย่งใช้พื้นที่เพาะปลูกกับภาคการเกษตร ช่วยลดการระเหยของน้ำ ระบบผลิตไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงขึ้นประมาณร้อยละ 10 เมื่อเปรียบเทียบกับโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ติดตั้งบนพื้นดินติดตั้งเซลล์แสงอาทิตย์ชนิดผลึกซิลิคอน (c-Si) ซึ่งเป็นผลิตภัณฑ์ภายในประเทศที่ได้รับใบอนุญาตแสดงเครื่องหมายมาตรฐานอุตสาหกรรม (มอก.) กระทรวงอุตสาหกรรม ติดตั้งแบบคงที่บนทุ่นลอยน้ำ ส่วนชุดโครงสร้างทุ่นลอยน้ำจะใช้ทุ่นลอยน้ำที่เป็นมาตรฐานสากลทั่วไปสำหรับรองรับแผงเซลล์แสงอาทิตย์เนื่องจากมีผู้ผลิตภายในประเทศน้อยราย โครงการฯ สามารถผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยประมาณ 89.53 ล้านหน่วยต่อปี (Capacity Plant factor 18.74%) กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. ภายในเดือนพฤษภาคม 2564 (4) ค่าใช้จ่ายโครงการฯ ประกอบด้วย ค่าลงทุนอุปกรณ์หลัก ระบบควบคุม และอุปกรณ์ประกอบ ตลอดจนค่าใช้จ่ายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องในงานก่อสร้าง ในวงเงินรวมทั้งสิ้นประมาณ 2,268.99 ล้านบาท เทียบเท่า 65.77 ล้านเหรียญสหรัฐฯ เป็นเงินตราต่างประเทศ 728.23 ล้านบาท และเงินบาท 1,540.76 ล้านบาท โดยมีแผนประมาณการเบิกจ่ายรายปีระหว่างปี 2562 – 2564 แบ่งเป็น 426.99 851.87 990.13 ล้านบาท ตามลำดับ โดยแหล่งเงินทุน ใช้จากเงินรายได้ของ กฟผ. และจากการออกพันธบัตร หรือการกู้เงินจากสถาบันการเงินตามความเหมาะสม และจากการวิเคราะห์ความเหมาะสมด้านเศรษฐศาสตร์และการเงิน สรุปได้ว่า โครงการฯ มีราคาขายไฟฟ้าที่ 2.41 บาทต่อหน่วย มีอัตราผลตอบแทนการลงทุน (IRR) ร้อยละ 7.27 อัตราผลตอบแทนต่อเงินลงทุน (ROE) ร้อยละ 8.76 และมีระยะเวลาคืนทุน 15 ปี (5) ประโยชน์ที่ได้รับ ประกอบด้วย โครงการผลิตพลังงานไฟฟ้าได้ประมาณ 89.53 ล้านหน่วยต่อปี ทดแทนการใช้น้ำมันเตา 25.07 ล้านลิตรต่อปี หรือประมาณ 253.44 ล้านบาทต่อปี ช่วยลดการใช้เชื้อเพลิงจากก๊าซธรรมชาติในส่วนการผลิตไฟฟ้า ได้ประมาณ 753.37พันล้านบีทียูต่อปี หรือคิดเป็นมูลค่าประมาณ 171.35 ล้านบาทต่อปี และลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์รวมได้ 48,956 ตันต่อปี และลดการระเหยของน้ำภายในอ่างเก็บน้ำของโรงไฟฟ้าได้ประมาณ 460,839 ลูกบาศก์เมตรต่อไป
3. โครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ เขื่อน กฟผ. ระยะขยายผลเชิงพาณิชย์ กฟผ. มีเขื่อนสำหรับผลิตไฟฟ้าที่อยู่ภายใต้ความรับผิดชอบกระจายอยู่ทั่วทุกภูมิภาค กว่า 11 เขื่อน มีกำลังการผลิตรวมกว่า 2,773.4 เมกะวัตต์ หากสามารถพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ติดตั้งบนทุ่นลอยน้ำในพื้นที่เขื่อนดังกล่าวได้ จะเป็นการใช้พื้นที่ผิวน้ำให้เกิดประโยชน์สูงสุดโดยไม่เป็นการแย่งพื้นที่เกษตรกรรมอีกทั้งประสิทธิภาพแผงเซลล์แสงอาทิตย์เพิ่มขึ้น เนื่องจากอุณหภูมิที่ลดลงจากการอยู่ใกล้ผิวน้ำ โดยปัจจุบัน กฟผ. ได้ดำเนินโครงการวิจัยทุ่นลอยน้ำเซลล์แสงอาทิตย์ เขื่อนสิรินธร 250 kW เป็นสถานีทดสอบอ้างอิง (Base Test) เพื่อศึกษาตัวแปรทางด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ ศึกษาผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าจากเซลล์แสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำ รวมถึง การเก็บข้อมูลเพื่อเปรียบเทียบประสิทธิภาพระหว่างติดตั้งบนพื้นดินและติดตั้งบนทุ่นลอยน้ำ โดยได้เริ่มทดสอบการเดินเครื่องผลิตไฟฟ้าอย่างเป็นทางการตั้งแต่วันที่ 2 พฤษภาคม 2561 เป็นต้นมา และ กฟผ. มีความตั้งใจที่จะขยายผลการดำเนินงานไปยังเขตเขื่อนต่างของ กฟผ. ซึ่งคาดว่าจะสามารถพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าบนทุ่นลอยน้ำได้มากกว่า 1,000 MW ในอนาคต
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำ เขื่อนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ระยะที่ 1 : โครงการความร่วมมือขนาดเล็กร่วมกับ SCG ระยะที่ 2 : โครงการนำร่องขนาดใหญ่พื้นที่เขื่อน กฟผ. โดยไม่เป็นภาระต่อระบบไฟฟ้าเดิม ระยะที่ 3 : โครงการขนาดใหญ่ (Commercial Project) ตามศักยภาพพื้นที่เขื่อน กฟผ. ซึ่ง มีศักยภาพเบื้องต้นมากกว่า 1,000 เมกะวัตต์ โดยต้นทุนสามารถแข่งขันได้
2. รับทราบการพัฒนาโครงการนำร่อง Hydro – Floating Solar Hybrid ขนาด 45 MWac ที่เขื่อนสิรินธร ซึ่งเป็นการควบรวมโครงการที่บรรจุใน PDP 2015 และเห็นชอบให้เปิดประมูลแข่งขันแบบนานาชาติ เพื่อให้ได้ค่าไฟฟ้าต่ำที่สุด และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
3. รับทราบศักยภาพเบื้องต้นในพื้นที่เขื่อน กฟผ. สำหรับการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าเซลล์แสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำ เพื่อให้ กฟผ. เตรียมการเพื่อเสนอให้พิจารณาบรรจุใน PDP ฉบับใหม่
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ เรื่อง การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยเปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo (FOB Arab Gulf) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทน โดยกำหนดให้ราคานำเข้า เท่ากับ LPG cargo บวก X (ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า) รวมทั้ง เมื่อวันที่ 30 มกราคม 2561 กบง. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ LPG นำเข้าอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo (FOB Arab Gulf) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์ต่อไปอีก 3 เดือน (เดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2561)
2. สถานการณ์ตลาดก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน โดยในเดือนพฤศจิกายน 2560 ก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมของผู้ค้าแต่ละรายยังคงมีราคาเดียวกัน ซึ่งเท่ากับราคาจำหน่ายปลีกแนะนำของกรมการค้าภายใน (คน.) กระทรวงพาณิชย์ (353 บาท) ไม่เปลี่ยนแปลงตามราคา LPG cargo รายสัปดาห์ แต่ในเดือนธันวาคม 2560 และเดือนมกราคม 2561 กลไกตลาดเริ่มเข้ามามีบทบาท ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมเริ่มมีการเคลื่อนไหวสอดคล้องกับทิศทางของราคา LPG cargo รายสัปดาห์ที่กระทรวงพลังงานใช้อ้างอิง สำหรับในเดือนมกราคมถึงเมษายน 2561 ราคาตลาดโลกลดลงต่อเนื่องตามลำดับจาก 580 สู่ระดับ 470 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน แต่ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศอยู่ในระดับทรงตัวไม่ลดลงตามเนื่องด้วยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงลดอัตราเงินชดเชยลงอย่างต่อเนื่อง โดยต้นเดือนมกราคม 2561 ชดเชยอยู่ที่ 6.3525 บาทต่อกิโลกรัม ปลายเดือนมกราคม 2561 ชดเชยอยู่ที่ 4.7880 บาทต่อกิโลกรัมเดือนกุมภาพันธ์ 2561 ชดเชยอยู่ที่ 3.3754 บาทต่อกิโลกรัม และเดือนมีนาคมและเมษายน 2561 ชดเชยอยู่ที่ 2.7424 บาทต่อกิโลกรัม
3. เดือนพฤษภาคม 2561 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นต่อเนื่องตามราคาน้ำมันดิบ ส่งผลให้ราคาขายปลีกในประเทศปรับตัวขึ้นตาม เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ คงการอุดหนุนไว้ในระดับเดิม (2.7424 บาทต่อกิโลกรัม) ต่อมาเมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2561 คณะกรรมการกลางว่าด้วยราคาสินค้าและบริการได้ประกาศยกเลิกราคาจำหน่ายปลีกแนะนำก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ปรับตัวสูงถึง 395 บาท กบง. จึงได้มีมติเพิ่มอัตราเงินชดเชยจาก 2.7424 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 4.6584 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกขนาดถัง 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 363 บาท ตั้งแต่วันที่ 28 พฤษภาคม 2561 เป็นต้นมา ทั้งนี้ กรมการค้าภายในได้ติดตามตรวจสอบและกำกับดูแลให้ผู้จำหน่ายปลีกปิดป้ายแสดงราคาจำหน่ายปลีก ค่าบริการขนส่งถึงสถานที่ของผู้ซื้อ และค่าใช้จ่ายอื่นๆ ให้ชัดเจน หากผู้จำหน่ายปลีกมิได้ปิดป้ายราคา หรือจำหน่ายสูงกว่าราคาที่แสดงไว้ หรือจำหน่ายราคาสูงเกินสมควรผู้บริโภคสามารถแจ้งร้องเรียนได้ โดยกรมการค้าภายในจะมีการจัดส่งเจ้าหน้าที่สายตรวจออกตรวจสอบและดำเนินการตามกฎหมายอย่างเข้มงวด เมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2561 กลุ่มผู้ค้าก๊าซ LPG (บ. สยามแก๊สฯ บ.ยูนิคแก๊สฯ บ. ดับบลิวพีฯ บ. PAP บ. บิ๊กแก๊สฯ บ. ไทยแก๊สฯ บ. ยูไนเต็ดแก๊สฯ บ. อูโน่แก๊สฯ และ บ. ทาคูนิฯ) ได้มีหนังสือถึง สนพ. ขอให้ทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคา ก๊าซ LPG รายสัปดาห์ และเสนอให้เปลี่ยนกลับมาใช้การอ้างอิงรายเดือนดังเดิม โดยให้เหตุผลว่าการปรับราคาเป็นรายสัปดาห์ไม่ได้เอื้อประโยชน์ต่อผู้บริโภคทั้งภาคครัวเรือนและขนส่ง ในขณะที่ภาคอุตสาหกรรมได้รับผลกระทบในการประกอบกิจการ ควบคุมต้นทุนการผลิตได้ยากขึ้นจากความผันผวนของราคารายสัปดาห์ รวมถึง เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2561 กลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียมมีหนังสือถึง สนพ. ขอให้พิจารณายกเลิกการเรียกเก็บค่า surcharge (0.70 บาทต่อกิโลกรัม) สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศและได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักรฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาสถานการณ์ตลาดก๊าซ LPG และความเห็นของผู้ค้าก๊าซ LPG แล้วมีความเห็น ดังนี้ (1) การใช้ราคาตลาดโลกอ้างอิงเป็นรายเดือนหรือรายสัปดาห์ต่างมีข้อดีและข้อเสีย โดยการอ้างอิงเป็นรายเดือนทำให้การปรับราคาจะไม่บ่อยครั้งเท่ากับรายสัปดาห์ ส่งผลให้การบริหารจัดการของผู้ค้าและการตรวจสอบราคาของภาครัฐทำได้ง่ายขึ้น ปัญหาราคาขายปลีกขึ้นเร็วลงช้าเกิดขึ้นน้อยกว่า การรับรู้ข้อมูลด้านราคาของประชาชนผู้บริโภคมีความสับสนน้อยลง ในขณะที่การอ้างอิงเป็นรายสัปดาห์เป็นหลักเกณฑ์ที่สนับสนุนการแข่งขันในธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ผู้ค้ามีโอกาสในการกำหนดราคาบ่อยครั้งขึ้น และในช่วงราคาขาขึ้น ก็จะเป็นการทยอยปรับราคาขึ้นในแต่ละสัปดาห์ สร้างความคุ้นเคยให้กับประชาชน แต่ถ้าปรับราคาเดือนละครั้ง การปรับราคาขึ้นทันทีกิโลกรัมละหลายบาทก็อาจจะดำเนินการได้ยาก นอกจากนี้หลักเกณฑ์ดังกล่าวยังให้ความยืดหยุ่นต่อการปรับอัตรากองทุนน้ำมันฯ ที่สามารถปรับระหว่างเดือนได้ ทั้งนี้ เพื่อบรรเทาผลกระทบค่าครองชีพของประชาชนในช่วงราคา ก๊าซ LPG ขาขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ด้วยหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท ให้คำนวณโดยใช้สูตร อัตราเงินเท่ากับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นลบ (ภาษีสรรพสามิตบวกภาษีเพื่อราชการส่วนท้องถิ่นบวกอัตราเงินกองทุนอนุรักษ์ บวก ราคา ณ โรงกลั่น) ทั้งนี้ ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยก๊าซ LPG อยู่ที่ระดับ (4.6584 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเป็นภาระ 414 ล้านบาท ต่อเดือน ในขณะที่ฐานะกองทุนน้ำมันสำหรับก๊าซ LPG ณ วันที่ 3 มิถุนายน 2561 อยู่ที่ 493 ล้านบาท คาดว่าจะใช้ได้อีก 1 เดือน ก่อนที่กองทุนน้ำมันฯ จะมีสถานะติดลบ และ (2) ได้เสนอให้คงค่า surcharge ต่อไป สำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศและได้รับอนุญาตให้ส่งออกนอกราชอาณาจักร เนื่องจากค่า surcharge เป็นกลไกของกองทุนฯให้ผู้ผลิต ในประเทศไม่ส่งออกหากไม่จำเป็น และช่วยเพิ่มระดับการแข่งขันของตลาดในประเทศ และเห็นว่าอาจจะยกเลิกมาตรการดังกล่าวเมื่อ พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้แล้ว (ประมาณปลายปี 2561 หรือ ต้นปี 2562)
มติของที่ประชุม
1. รเห็นชอบให้คงหลักเกณฑ์โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. เห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 ซึ่งอ้างอิงราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo (FOB Arab Gulf) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์ ต่อไปในเดือนมิถุนายน – กรกฎาคม 2561
2. เห็นชอบให้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงด้วยระบบ Managed Float โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป โดยใช้หลักเกณฑ์ ดังนี้ ˝การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชย สำหรับก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ทั้งนี้ไม่รวมถึงก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร ให้คำนวณโดยใช้สูตรดังต่อไปนี้ อัตราเงิน = ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น – (ภาษีสรรพสามิต + ภาษีเพื่อราชการส่วนท้องถิ่น + อัตราเงินกองทุนอนุรักษ์ + ราคา ณ โรงกลั่น) โดย อัตราเงิน หมายถึง อัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซ LPG ทั้งนี้ในกรณีที่ผลการคำนวณอัตราเงินมีค่าเป็นบวกให้หมายถึงอัตราเงินส่งเข้ากองทุน และหากผลการคำนวณมีค่าเป็นลบให้หมายถึงอัตราเงินชดเชย มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลกรัม ราคาขายส่ง หน้าโรงกลั่น หมายถึง ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับการซื้อขายก๊าซ LPG ซึ่งเท่ากับ 17.1795 บาท/กก. ภาษีสรรพสามิต หมายถึง ภาษีสรรพสามิตที่เรียกเก็บจากสินค้าและบริการ ตามกฎหมายว่าด้วย ภาษีสรรพสามิต ภาษีเพื่อราชการ ส่วนท้องถิ่น หมายถึง ภาษีที่จัดเก็บเพิ่มขึ้นเพื่อราชการส่วนท้องถิ่นตามกฎหมายว่าด้วย ภาษีสรรพสามิต อัตราเงินกองทุน อนุรักษ์ หมายถึง อัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของก๊าซ LPG ราคา ณ โรงกลั่น หมายถึง ราคา ณ โรงกลั่นของก๊าซ LPG ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ˝
3. มอบหมายสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและกรมธุรกิจพลังงานวิเคราะห์ผลกระทบของการปรับเปลี่ยน Export Surcharge จากค่าปัจจุบัน ซึ่งอยู่ที่ 20 เหรียญสหรัฐต่อตัน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเรื่องการขยายระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อไปยังภาคเหนือและภาคตะวันออกเฉียงเหนือ และมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้รับผิดชอบในการกำกับดูแลค่าบริการขนส่งน้ำมันทางท่อ เพื่อป้องกันการมีอำนาจเหนือตลาด ป้องกันการผูกขาด ให้ความคุ้มครองผู้ค้าน้ำมันและประชาชนให้สามารถเข้าถึงและได้รับบริการที่เป็นธรรม จนกว่าคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะทำการกำหนด ปรับปรุง หรือแก้ไขกฎหมายให้ครอบคลุมการกำกับดูแลระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อแล้วเสร็จ เนื่องจากยังไม่มีหน่วยงานของรัฐที่ทำหน้าที่กำกับดูแลเกี่ยวกับค่าบริการขนส่งน้ำมันทางท่อ การป้องกันการผูกขาดทางการค้า และการคุ้มครองผู้ค้าน้ำมันและประชาชนให้ได้รับบริการที่เป็นธรรม จึงเห็นควรให้ กกพ.
2. กกพ. ได้ดำเนินการแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยเพิ่มเติมอำนาจหน้าที่ในการกำกับดูแลค่าบริการขนส่งน้ำมันทางท่อตามมิต กพช. ดังกล่าว และได้นำร่างกฎหมายที่มีการแก้ไขไปรับฟังความคิดเห็นจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง รวมถึงผู้ค้าน้ำมันและผู้ประกอบกิจการน้ำมันตามขั้นตอนของการเสนอร่างกฎหมายตามบทบัญญัติมาตรา 77 แห่งรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย สรุปผลการรับฟังความคิดเห็นได้ว่าบริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จำกัด (THAPPLINE) และบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) ซึ่งเป็นผู้ประกอบกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อมีการแข่งขันกันเองในกิจการดังกล่าวอยู่แล้ว และยังต้องแข่งขันกับผู้ประกอบกิจการขนส่งน้ำมันด้วยวิธีการอื่น ได้แก่ รถ เรือ และรถไฟ และเมื่อเกิดข้อพิพาทในเรื่องที่เกี่ยวข้องกับการแข่งขันทางการค้า กิจการขนส่งน้ำมันเข้าข่ายที่จะต้องบังคับตามกฎหมายว่าด้วยการแข่งขันทางการค้า และปัจจุบันได้มีการบังคับใช้พระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า พ.ศ. 2560 จึงถือว่ามีหน่วยงานที่กำกับดูแลในเรื่องดังกล่าวอยู่แล้ว จึงไม่มีความจำเป็นที่จะต้องแก้ไขพระราชบัญญัติ การประกอบกิจการพลังงานฯ แต่อย่างใด ส่วนอัตราค่าบริการในการขนส่งน้ำมันทางท่อ บริษัททั้งสองได้มี การประกาศราคากลางซึ่งเป็นไปตามกลไกตลาดที่จะควบคุมค่าบริการให้มีความเหมาะสม รวมทั้งมีการเปรียบเทียบกับอัตราค่าบริการของการขนส่งโดยวิธีการอื่น (รถ เรือ และรถไฟ) นอกจากนี้ ลูกค้าของบริษัทเป็นกลุ่มของผู้ค้าน้ำมัน ซึ่งส่วนใหญ่จะเป็นผู้ถือหุ้นอยู่ในบริษัท จึงเป็นคนกำกับทั้งในเรื่องของอัตราค่าบริการและมาตรฐานในการให้บริการ ดังนั้น จึงไม่มีความจำเป็นที่จะต้องให้หน่วยงานภาครัฐกำกับดูแลเรื่องดังกล่าว และเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 กบง. ได้พิจารณาเรื่องดังกล่าวแล้วมีความเห็นว่า เมื่อมีการจัดตั้งสำนักงานคณะกรรมการการแข่งขันทางการค้า ตามพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า พ.ศ. 2560 จึงถือว่ามีหน่วยงานของรัฐทำหน้าที่ในการกำกับดูแลการแข่งขันทางการค้าของการประกอบกิจการขนส่งน้ำมันทางท่ออยู่แล้ว แต่เพื่อความรอบคอบในการพิจารณาเสนอเรื่องต่อ กพช. จึงเห็นควรให้ กกพ. หารือเรื่องดังกล่าวต่อสำนักงานคณะกรรมการการแข่งขันทางการค้าและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป
3. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือหารือสำนักงานคณะกรรมการการแข่งขันทางการค้าเกี่ยวกับอำนาจหน้าที่และขอบเขตการบังคับใช้กฎหมายตามพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้าฯ ได้ข้อสรุปผลการหารือว่า ธุรกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อเป็นธุรกิจที่อยู่ภายใต้พระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า พ.ศ. 2560 เนื่องจากปัจจุบันยังไม่มีกฎหมายใดกำหนดอำนาจหน้าที่ดังกล่าวไว้เป็นการเฉพาะ โดยตามพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้าฯ มีการกำกับดูแลพฤติกรรมด้านการแข่งขันทางการค้า ดังนี้ (1) การใช้อำนาจเหนือตลาดโดยมิชอบ (2) การรวมธุรกิจที่อาจก่อให้เกิดการลดการแข่งขันในตลาดอย่างมีนัยสำคัญ หรืออาจก่อให้เกิดการผูกขาด หรือเป็นผู้มีอำนาจ เหนือตลาด (3) การกระทำร่วมกันระหว่างคู่แข่งขันที่ทำลายการแข่งขันอย่างรุนแรง (Hardcore cartel) และการกระทำร่วมกันที่ลดหรือจำกัดการแข่งขันที่ไม่ร้ายแรง (Non - Hardcore cartel) (4) การประกอบธุรกิจ ที่ไม่เป็นธรรม (5) การทำนิติกรรมหรือสัญญากับผู้ประกอบธุรกิจในต่างประเทศอย่างไม่มีเหตุผลอันสมควรที่ส่งผลกระทบอย่างร้ายแรงต่อเศรษฐกิจและผลประโยชน์ของผู้บริโภคโดยรวม และตามมาตรา 50 แห่งพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า พ.ศ. 2560 ได้มีข้อกำหนดห้ามมิให้ผู้ประกอบธุรกิจซึ่งมีอำนาจเหนือตลาด กระทำการในลักษณะอย่างหนึ่งอย่างใดไว้ชัดเจนแล้ว ดังนั้น ในกรณีที่ปรากฏข้อเท็จจริงว่า ผู้ประกอบกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อ ซึ่งถือเป็นธุรกิจที่เข้าข่ายมีอำนาจเหนือตลาด มีการกำหนดหรือรักษาระดับค่าบริการอย่างไม่เป็นธรรม หรือใช้อำนาจเหนือตลาด โดยไม่ชอบด้วยกฎหมายตามที่กล่าวมาข้างต้น จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการการแข่งขันทางการค้าตามบทบัญญัติแห่งพระราชบัญญัติการแข่งขันทางการค้า พ.ศ. 2560
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) รับไปศึกษาแนวทางที่จะส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันสมบูรณ์ ในธุรกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อและแนวทางการใช้ทรัพยากรของประเทศในการวางโครงสร้างพื้นฐานของธุรกิจขนส่งน้ำมันทางท่อที่เกิดประโยชน์สูงสุดต่อบริโภค และเกิดการแข่งขันในวงกว้างของธุรกิจขนส่งทางน้ำมันทางท่อ โดยให้ ธพ. นำขอบเขตการศึกษามาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ภายใน 2 เดือนต่อจากนี้ และให้ดำเนินการศึกษาให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
เรื่องที่ 6 กลไกบริหารการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ในช่วงปี 2558 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ดำเนินการเพื่อจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามี
ข้อยุติ อย่างไรก็ตาม หากมีความจำเป็นที่จะต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น โดยให้ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่น
รายเดือน) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. ได้มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบ เป็นระยะๆ ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ระยะยาว โดยให้ ปตท. ดำเนินการจัดหาและนำเข้า LNG ตามแผนจัดหาก๊าซฯ ระยะยาว เพื่อตอบสนองความต้องการก๊าซฯ ของประเทศ โดย ปตท.จะจัดหา LNG ส่วนใหญ่ ในรูปแบบสัญญาระยะยาว และส่วนที่เหลือจะจัดหา ในรูปแบบสัญญา Spot และ/หรือ สัญญาระยะสั้น เพื่อลดโอกาสที่ปริมาณการจัดหาเกินความต้องการ ซึ่งอาจส่งผลให้เกิด Take or Pay (ผู้จัดหาต้องชำระเงินล่วงหน้าไปก่อน) และเพื่อประโยชน์ในการกระจายความเสี่ยงเรื่องราคา ทั้งนี้ เมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG แล้วให้ ปตท. รายงานผลการจัดหา ต่อ สนพ. เพื่อทราบต่อไป
3. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 (Gas Plan 2015) และเห็นชอบกรอบหลักการการบริหารจัดการด้านการนำเข้า LNG ให้มีการแข่งขันและ การลงทุนด้านโครงสร้างพื้นฐานในอนาคต และ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ได้พิจารณาเรื่องแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงาน ระยะที่ 1 : ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมอบหมาย กฟผ. ปตท. ชธ. และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง (2) มอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับ ชธ. และ กกพ. ศึกษาและจัดทำหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซฯ เก่า/ใหม่ (Old/New Supply and Demand) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2561 และ (3) รับทราบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 2 และระยะที่ 3 ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปศึกษาการดำเนินการ เพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับต่อไป และเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 กบง. มีมติได้มอบหมายให้ ชธ. ร่วมกับ สนพ. พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอ ที่ประชุม กบง. อีกครั้ง
p>4. การกำหนดหลักเกณฑ์จำแนกสัญญาซื้อและขายก๊าซฯ เก่า/ใหม่ (Old/New Supply and Demand) ซึ่งคณะทำงานยกร่างหลักเกณฑ์ฯ ได้พิจารณาตามสัญญาซื้อและขายของ ปตท. โดยยึดการจัดหา (Supply) เป็นหลัก และกำหนดให้ Old Demand/Supply คือ การกำหนดราคาก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas และ New Demand/Supply คือ ราคาตลาด LNG นำเข้า เพื่อให้สัดส่วนของราคา Pool Gas ค่อยๆ ลดลงตามสัญญาเก่าที่ทยอยหมดอายุ และผู้ใช้ก๊าซฯ จะทยอยเข้าสู่ระบบแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ซึ่งมีรายละเอียดของร่างหลักเกณฑ์ฯ ดังนี้ (1) การพิจารณาจากปริมาณการจัดหา (Supply) โดยการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันแล้วระยะยาวถือเป็น Old Gas ซึ่งรวมถึงก๊าซฯ ที่ผลิตได้จากแหล่งปัจจุบันในอ่าวไทยและก๊าซฯ จากแหล่งสัมปทานที่จะสิ้นอายุก๊าซฯ ที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก สัญญากับ Qatar (2 MTPA) Shell (1 MTPA) BP (1 MTPA) Petronas (1.2 MTPA) และปริมาณ LNG ที่จะจัดหาใหม่เพื่อความมั่นคงของประเทศ (ในอนาคต) ส่วนปริมาณ LNG ที่จะจัดหาเพิ่มเติมให้ถือเป็น New Gas ซึ่งรวมถึง LNG ที่อาจจัดหาจากโมซัมบิก และ LNG 1.5 MTPA ที่มอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้นำเข้า (2) การพิจารณาจากปริมาณความต้องการใช้ (Demand) ประกอบด้วย ความต้องการในส่วนของโรงแยกฯ (Old Gas) ความต้องการก๊าซฯ ในภาคอุตสาหกรรมและก๊าซฯ สำหรับยานยนต์ (NGV) ซึ่งมีสัญญาผูกพัน (New Gas) โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อมีผู้นำเข้าก๊าซฯ ในตลาดการแข่งขันมากกว่า 1 ราย ส่วนความต้องการก๊าซฯ ในภาคไฟฟ้าแยกว่า Old Gas : โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ตามสัญญา Global DCQ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) ที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีแล้วและ SPP ที่มีสัญญาแล้ว และ New Gas : โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ใหม่และโรงไฟฟ้า SPP ที่มีสัญญาใหม่โดยคาดว่าสามารถเริ่มดำเนินการเมื่อมีผู้นำเข้าก๊าซธรรมชาติในตลาดการแข่งขันมากกว่า 1 ราย ทั้งนี้ ส่วนต่างระหว่างปริมาณการจัดหาก๊าซฯ ที่มีสัญญาแล้วและจากแหล่งสัมปทานสิ้นอายุ กับความต้องการก๊าซฯ โดยรวมทั้งหมดตามแผนการจัดหาก๊าซฯระยะยาว ถือเป็น Unmet Demand ที่สามารถนำมาเปิดให้มีการแข่งขัน (New Market) ได้ p>5. กลไกบริหารการนำเข้า LNG ปัจจุบันการจัดหา LNG ทั้งรูปแบบสัญญา spot/short – term/ long – term กพช. มีมติกำหนดให้ ปตท. เป็นผู้จัดหาแต่เพียงรายเดียว และสถานการณ์ปัจจุบันในปี 2560 และในไตรมาสที่ 1 ของปี 2561 มีการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 4,721 และ 4,640 พันล้านบีทียูต่อวัน ซึ่งต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ประมาณร้อยละ 6 และ 10 ตามลำดับ ปริมาณก๊าซฯ จากอ่าวไทย (ที่มีสัญญาในปัจจุบันและคาดว่าจะมีสัญญาในอนาคต) ยังเพียงพอสำหรับโรงแยกก๊าซฯ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน ส่วนการนำเข้า LNG ในอนาคตเป็นการนำเข้าเพื่อสนับสนุนโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน โรงไฟฟ้า SPP ภาคอุตสาหกรรมและ NGV ส่วนราคา LNG นำเข้าส่วนใหญ่จะมีราคาสูงกว่าการจัดหาก๊าซฯ จากแหล่งอื่นๆ โดยประเทศไทยเริ่มนำเข้า LNG ตั้งแต่ปี 2554 และได้จัดทำ ข้อเสนอกลไกบริหารการนำเข้า LNG ดังนี้ (1) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (Portfolio) โดยปริมาณและราคา LNG จะไม่สามารถนำมา คิดรวมในราคา Pool ผู้จัดหา (Shipper) ต้องเป็นผู้รับความเสี่ยงทั้งด้านปริมาณและราคาเอง และผู้จัดหาสามารถจัดหาก๊าซฯ ด้วยสัญญา Spot สัญญาระยะสั้น หรือสัญญาระยะยาวได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. ทั้งนี้ ให้ผู้จัดหารายงานผลการจัดหาต่อ กบง./กพช. เพื่อทราบเป็นระยะๆ ต่อไป (2) การจัดหา LNG เพื่อความมั่นคง สามารถนำปริมาณและราคามาคิดรวมในราคา Pool โดยสัญญา Spot และสัญญา ระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา ทั้งนี้ราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S ในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และ สกพ. เป็นผู้พิจารณาอนุมัติ ส่วนสัญญาระยะยาว ให้กระทรวงพลังงานเสนอขอ ความเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซฯ และเงื่อนไขประกอบการจัดหา LNG (ปริมาณและระยะเวลาในสัญญา)ต่อ กพช. และให้หน่วยงานของรัฐ เช่น ชธ. กกพ. ปตท. กฟผ. ดำเนินการจัดหาด้วยวิธีการประมูลคัดเลือก (Bidding) โดยมีเงื่อนไขให้หน่วยงานของรัฐ เช่น ปตท. (หรือ กฟผ.) เป็นผู้ทำสัญญารับซื้อขาย LNG ระยะยาวกับผู้ชนะการประมูล ทั้งนี้ ในกรณีที่ผู้จัดหา (Shipper) มีการหารือถึงกรณีการจัดหานั้นเข้าข่ายเป็นการจัดหาเพื่อความมั่นคงหรือเพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ ให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นเบื้องต้นก่อนเสนอ กพช. และ ครม. เพื่อพิจารณาตามลำดับต่อไป และในกรณีที่ประเทศเกิดความจำเป็นต้องใช้ LNG แล้ว ให้หน่วยงานที่จัดซื้อ LNG เชิงพาณิชย์นำ LNG มาใช้ในประเทศเป็นลำดับแรก ภายใต้เงื่อนไขการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซฯ และราคาเป็นไปตามราคาตลาดโลก p>6. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 กบง. ได้มอบหมายให้ ชธ. ร่วมกับ สนพ. พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอที่ประชุม กบง. อีกครั้ง ต่อมาเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2561 ปตท. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานขอให้พิจารณาการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวจากโครงการ Mozambique LNG Area 1 ประเทศโมซัมบิกของ ปตท. ว่าจะให้เป็นการจัดหาเพื่อความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ (ให้นำราคาไปรวมในราคา Pool) หรือเป็นการจัดหาและซื้อ LNG เพื่อการพาณิชย์ (Portfolio) และขอให้นำเสนอ กพช. พิจารณากำหนดแนวทางการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวของ ปตท. ดังกล่าว ซึ่ง สนพ. ชธ. และ กกพ. ได้หารือในประเด็นที่ ปตท. ร้องขอ โดยได้พิจารณาข้อมูลที่เกี่ยวข้องแล้ว จึงเห็นควรให้การจัดหา LNG จากโครงการ Mozambique LNG Area 1 ประเทศโมซัมบิกเป็นการจัดหาเชิงพาณิชย์ของ ปตท. เองโดยไม่นำมาคิดรวมในราคา Pool p>7. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. มีมติมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเตรียมความพร้อม ทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด ซึ่งมีความก้าวหน้าการดำเนินงาน โดย กฟผ. ได้กำหนดแผนการดำเนินงาน 3 ด้านหลัก ประกอบด้วย (1) การขอใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG มาบตาพุด ตามสัญญาการให้บริการสถานีแอลเอ็นจี มาบตาพุด (Terminal Use Agreement: TUA) (2) การขอใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซฯ ตามสัญญา Pipeline Capacity Contract (PCC) ระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. และ (3) งานจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Cargo) เพื่อทดสอบระบบ Third Party Access (TPA) ปี 2561 โดยจัดหาในรูปแบบตลาดจร (spot market) สำหรับปี 2562 เป็นต้นไป จัดหาในรูปแบบสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว (Sale and Purchase Agreement: SPA) และรูปแบบตลาดจรเพิ่มเติม (ถ้ามี) ทั้งนี้ มีประเด็นข้อจำกัดและผลกระทบในการดำเนินการตามมติ กพช. ประกอบด้วย (1) การทดลองนำเข้า LNG สำหรับโครงการนำร่อง (1st Cargo) ปตท. ต้องลดการจ่ายก๊าซฯ จากอ่าวไทยลง และเพิ่มอัตราการส่งก๊าซ LNG อีก 1,500 MMscfd ในเดือนสิงหาคม 2561 เพื่อสำรองพื้นที่สถานี LNG ให้ กฟผ. ส่งผลให้ต้นทุนก๊าซฯ เพิ่มสูงขึ้น และการนำเข้า LNG ในระยะโครงการนำร่องตามกำหนดการเดิมจะส่งผลให้ราคา Pool Price และต้นทุนสำหรับค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเดือนสิงหาคมและกันยายน 2561 เพิ่มสูงขึ้น (2) การนำเข้า LNG ในปริมาณ 1.5 ล้านตัน ในปี 2562 ทำให้ปริมาณการจัดหาก๊าซฯ สูงกว่าความต้องการใช้ก๊าซฯ ส่งผลให้ต้องลดการรับก๊าซฯ จากอ่าวไทยลง ทำให้มีความเสี่ยงต่อการเกิดภาระ Take or pay ในส่วนของผลกระทบหากจัดหา LNG ตามกำหนดการเดิม ประกอบด้วย (1) การนำเข้า LNG สำหรับโครงการนำร่อง (1st Cargo) จะทำให้ค่า Ft ในเดือนสิงหาคมและกันยายน 2561 เพิ่มขึ้นประมาณ 0.57 สตางค์ต่อหน่วย และ (2) การนำเข้า LNG ในปริมาณ 1.5 ล้านตัน ในปี 2562 ส่งผลให้ก่อให้เกิดภาระ Take or Pay กับผู้ผลิตประมาณ 6,700 ล้านบาท รายได้ภาครัฐที่ได้รับจากผู้ผลิตก๊าซฯ ในอ่าวไทยลดลง และปริมาณ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ลดลง จึงเห็นควรกำหนดการนำเข้า LNG 1st cargo แบบ spot เพื่อการทดสอบการเตรียมความพร้อมของ กฟผ. จากเดือนกันยายน 2561 เป็นภายในปี 2562 และเห็นควรให้ กฟผ. เลื่อนการนำเข้า LNG 1.5 ล้านตันต่อปี ด้วยสัญญาระยะกลางหรือระยะยาวออกไปหลังปี 2563 p>8. เพื่อแยกงานนโยบาย งานกำกับดูแล และการประกอบกิจการพลังงานออกจากกันเพื่อสนับสนุนให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามนโยบายที่ กพช. ให้ความเห็นชอบไปแล้ว จึงกำหนดบทบาท อำนาจหน้าที่ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องใหม่ ดังนี้ (1) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน มีบทบาท อำนาจหน้าที่ดังนี้ 1) จัดทำนโยบาย เป้าหมาย มาตรการ และแผนพัฒนาด้านก๊าซธรรมชาติ รวมถึงกำกับ ติดตาม บริหารจัดการการนำเข้าก๊าซฯ จากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซฯ และจากการนำเข้าในรูปของ LNG และ 2) ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้า LNG หลายราย (2) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ มีบทบาทหน้าที่ทางด้านเทคนิคในการสำรวจและพัฒนาแหล่งเชื้อเพลิงธรรมชาติในประเทศ พื้นที่พัฒนาร่วม พื้นที่ทับซ้อนกับประเทศเพื่อนบ้านและประเทศอื่น และกำหนดแนวทางการจัดหาการพัฒนาและการจัดการปิโตรเลียมมติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ กฟผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยการบริหารจัดการจะต้องไม่ส่งผลให้เกิดภาระ Take or pay
2. มอบหมายให้ กกพ. ไปศึกษาแนวทางการส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. และให้เสนอ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียน (คณะกรรมการ) อาศัยอำนาจตามพระราชบัญญัติการบริหารทุนหมุนเวียน พ.ศ.2558 ได้ออกประกาศคณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียน เรื่อง มาตรฐานการเงิน การจัดซื้อจัดจ้าง การบริหารพัสดุ การบัญชี การรายงานทางการเงิน และการตรวจสอบภายในของทุนหมุนเวียน โดยประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2560 กำหนดให้ทุนหมุนเวียนดำเนินการเปิดบัญชีและนำเงินฝากที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง ในกรณีที่มีความจำเป็นต้องปฏิบัตินอกเหนือจากที่กำหนดให้ขออนุมัติต่อคณะกรรมการก่อน หรือ การนำเงินทุนหมุนเวียนไปดำเนินการเพื่อหาผลประโยชน์ อาทิ ฝากไว้ที่ธนาคารพาณิชย์ ต้องเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการกำหนด โดยความเห็นชอบของกระทรวงการคลัง เงินทุนหมุนเวียนใดที่ฝากไว้กับธนาคารพาณิชย์ก่อนประกาศฯนี้ และมีระบุเวลาฝากถอนไว้แน่นอน ให้นำกลับมาฝากที่กรมบัญชีกลาง เมื่อสิ้นสุดระยะเวลาการฝาก การนำเงินไปหาผลประโยชน์ และอื่นๆ ต้องเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการกำหนด
2. เมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2560 ในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงานชี้แจงว่า การออกประกาศฯ ดังกล่าว ทำให้กองทุนน้ำมันจะต้องเปิดบัญชีและนำเงินไปฝากไว้กับกรมบัญชีกลาง ต่อไปจะทำให้ไม่สามารถนำเงินกองทุนน้ำมันไปหาผลประโยชน์ในรูปของดอกเบี้ยเงินฝาก เพื่อนำมาเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ได้ ซึ่งประธาน กบง. ได้ให้ความเห็นเพิ่มเติมว่าควรหารือกับกรมบัญชีกลาง เพื่อยืนยันว่ากองทุนน้ำมัน เป็นทุนหมุนเวียนที่สามารถบริหารจัดการเงินด้วยตัวเองได้ ซึ่งเมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2560 สบพน. ได้มีหนังสือแจ้งกรมบัญชีกลาง เพื่อขอขยายระยะเวลาดำเนินการตามประกาศฯ ออกไปอีก 90 วัน นับแต่วันที่ประกาศมีผลบังคับใช้ เพื่อดำเนินการแก้ไขระเบียบที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกับประกาศฯ ก่อนการเปิดบัญชีและนำเงิน กองทุนน้ำมันฯ ไปฝากไว้ที่กรมบัญชีกลาง และต่อมาวันที่ 8 มกราคม 2561 ได้มีหนังสือขอขยายเวลาการปฏิบัติตามประกาศฯ ออกไปจนกว่าพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่กำลังร่างอยู่มีผลบังคับใช้ แทนการขอขยายเวลาออกไป 90 วัน ซึ่งกรมบัญชีกลาง ได้แจ้งว่าคณะกรรมการนโยบายการพิจารณาแล้วไม่อนุมัติให้ขยายเวลาการนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปฝากไว้ที่กรมบัญชีกลาง ให้เร่งดำเนินการตามประกาศฯ ทันที เว้นแต่เงินที่ฝากธนาคารพาณิชย์ที่มีกำหนดระยะเวลาการฝากถอนไว้อย่างแน่นอน ให้นำกลับมาฝากกรมบัญชีกลางเมื่อสิ้นสุดระยะเวลาการฝากถอน
3. เมื่อวันที่ 30 เมษายน 2561 สบพน. ได้เสนอร่างแก้ไขระเบียบกระทรวงพลังงาน ว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ต่อคณะกรรมการ สบพน. โดยที่ประชุมเห็นว่า สบพน. ควรขอยกเว้นการฝากเงินไว้ที่กรมบัญชีกลางตามประกาศฯ ด้วยเหตุผลว่า หากนำเงินไปฝากที่กรมบัญชีกลาง จะทำให้ไม่สามารถบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้เกิดดอกเบี้ยหรือดอกผลเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ซึ่งไม่สอดคล้องกับเจตนารมณ์ของประชาชนที่ต้องการให้นำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปใช้สำหรับการรักษาเสถียรภาพราคา รวมทั้งเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ ด้วย ซึ่งประชาชนอาจร้องเรียนหรือฟ้องร้องได้ ที่ประชุมจึงมีมติให้ชะลอการแก้ไขร่างระเบียบฯ ไปก่อนจนกว่าจะได้ข้อยุติในเรื่องนี้ สบพน. จึงได้เสนอ กบง. เพื่อพิจาณาขอยกเว้นการนำเงินฝากที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง ซึ่งสอดคล้องกับความเห็นของประธาน กบง. และคณะกรรมการ สบพน. โดยขอให้คณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียนพิจารณา ซึ่งอาศัยอำนาจตามข้อ 2 ของประกาศฯ ที่ว่า “ทุนหมุนเวียนใดมีความจำเป็นต้องปฏิบัตินอกเหนือจากที่กำหนดไว้ในประกาศนี้ให้ขออนุมัติต่อคณะกรรมการก่อน” โดยมีเหตุผลและความจำเป็น คือ เงินกองทุนน้ำมันฯ เป็นเงินที่จัดเก็บจากประชาชนผู้ใช้น้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อสะสมไว้ใช้ในการรักษาเสถียรภาพของราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน ซึ่งปัจจุบันสามารถบริหารเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้ได้รับดอกผลที่จะนำมาใช้จ่ายในการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ โดยไม่เป็นภาระกับประชาชนเพิ่มเติม ซึ่ง สบพน. ได้บริหารเงินโดยฝากไว้กับสถาบันการเงิน 5 แห่ง ประกอบด้วยธนาคารกรุงไทย จำกัด (มหาชน) และสถาบันการเงินเฉพาะกิจของรัฐประกอบด้วย ธนาคารออมสิน ธนาคารเพื่อการเกษตรและสหกรณ์การเกษตร ธนาคารอาคารสงเคราะห์ และธนาคารพัฒนาวิสาหกิจขนาดกลางและขนาดย่อม แห่งประเทศไทย โดยในปีงบประมาณ 2559 และ 2560 เกิดดอกผลจำนวน 761 และ 674 ล้านบาท ตามลำดับ รวมทั้งในช่วงที่ผ่านมามีการประเมินผลงานตามเกณฑ์ตัวชี้วัดของ ก.พ.ร. และกรมบัญชีกลาง ซึ่งมีผลการดำเนินงานอยู่ในเกณฑ์ดีมาโดยตลอด (ได้ 5 คะแนนเต็ม)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบตามที่ สบพน. เสนอ โดยให้ดำเนินการขอยกเว้นการเปิดบัญชีและนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปฝากที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง และขอฝากเงินกับธนาคารพาณิชย์และสถาบันการเงินเฉพาะกิจของรัฐ โดยมอบให้ สบพน. นำเรื่องเสนอขออนุมัติต่อคณะกรรมการนโยบายบริหารทุนหมุนเวียนต่อไป
เรื่องที่ 8 การส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานได้พิจารณา เรื่อง แนวทาง การส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปดำเนินการ
ในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ (2) เห็นชอบหลักการ การกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานประสานกับกระทรวงการคลังไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. กรมธุรกิจพลังงาน ได้ดำเนินการตามมติ กบง. ดังกล่าว ซึ่งมีความคืบหน้าโดยได้จัดทำสรุปผลการทดสอบการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในรถยนต์ รวมทั้งรายชื่อรุ่นและยี่ห้อรถยนต์ที่สามารถใช้ได้ และคำแนะนำในการบำรุงรักษารถยนต์ เพื่อสร้างความมั่นใจให้กับผู้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จัดทำรายชื่อ ผู้จำหน่ายและสถานที่ตั้งของจุดจำหน่ายจัดทำหลักเกณฑ์และข้อกำหนดในการจัดตั้งสถานีบริการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 รวมทั้ง ได้มีการประชุมหารือกับผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เพื่อชี้แจงทำความเข้าใจแนวทางการดำเนินการ และการกำหนดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และประชุมหารือผู้ประกอบการรถบรรทุกขนาดใหญ่ เพื่อสร้างความรับรู้ ประชาสัมพันธ์ และสร้างความมั่นใจให้กับผู้ประกอบการว่าสามารถใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ได้โดยไม่กระทบต่อเครื่องยนต์
3. กรมธุรกิจพลังงาน กรมสรรพสามิต สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้หารือร่วมกันเมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2561 และ เมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2561 และได้เห็นชอบในหลักการเรื่องการกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ซึ่งใช้หลักการเดียวกับน้ำมันแก๊สโซฮอล โดยจัดเก็บภาษีเฉพาะน้ำมันที่ผลิตจากฟอสซิล ในส่วนน้ำมันที่ได้จากเชื้อเพลิงชีวภาพ จะได้รับการยกเว้นภาษี รวมทั้งกรมสรรพสามิตเสนอให้คิดภาษีจากการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) เข้ารวมอยู่ในการปรับอัตราภาษีสรรพสามิตในครั้งนี้ด้วย โดยให้จัดเก็บภาษี CO2 สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เท่ากับ 0.15 บาทต่อลิตร และนำไปรวมกับอัตราภาษีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี0 ทำให้มีอัตราภาษีเท่ากับ 6.2903 บวก 0.15 เท่ากับ 6.4403 บาทต่อลิตร ซึ่งเมื่อคำนวณอัตราภาษีสรรพสามิตลดหลั่นตามอัตราส่วน ไบโอดีเซลที่ผสมเพิ่มขึ้นแล้ว อัตราภาษีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ปรับเพิ่มขึ้นจาก 5.8500 บาทต่อลิตร เป็น 5.9895 บาทต่อลิตร และกำหนดอัตราภาษีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เท่ากับ 5.1523 บาทต่อลิตร โดย กรมสรรพสามิตจะดำเนินการนำเสนอคณะรัฐมนตรี เพื่อกำหนดอัตราภาษีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่อไป ส่วนเรื่องการกำหนดโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และค่าการตลาดที่เหมาะสม โดยมีราคาขายปลีก ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร สนพ. จะเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. สนับสนุนการผลิตและการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 (ที่มีสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลไม่น้อยกว่าร้อยละ 19 และไม่เกินร้อยละ 20 โดยปริมาตร) ให้มีราคาต่ำ เพื่อลดภาระต้นทุนค่าบริการขนส่งและค่าโดยสารสาธารณะ จึงมีมติให้กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง พิจารณาเรียกเก็บภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในอัตรา 5.152 บาทต่อลิตร โดยใช้หลักเกณฑ์เดียวกับน้ำมันแก๊สโซฮอลซึ่งจัดเก็บภาษีเฉพาะน้ำมันที่ผลิตจากฟอสซิล ในส่วนน้ำมันที่ผลิตจากเชื้อเพลิงชีวภาพจะได้รับการยกเว้นภาษี
2. เพื่อลดผลกระทบของการลดอัตราเรียกเก็บภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ตามข้อ 1 ต่อประมาณการรายรับของงบประมาณแผ่นดินประจำปี 2561 และ 2562 จึงมีมติให้กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง พิจารณาเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.13 บาทต่อลิตร เป็น 5.980 บาทต่อลิตร
3. เพื่อไม่ให้ผู้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้รับผลกระทบจากการเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิต ตามข้อ 2 จึงมีมติให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จ่ายเงินชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 0.13 บาทต่อลิตร
เรื่องที่ 9 แนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในรายละเอียดภายใต้กรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยอยู่ที่ 1.85 บาทต่อลิตร
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก โดยราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 7 มิถุนายน 2561 น้ำมันดิบดูไบ 73.56 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 84.51 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซล 87.18 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยนอยู่ที่ 32.0728 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคา ไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 4 – 11 มิถุนายน 2561 ลิตรละ 27.11 บาท และราคาเอทานอล ณ เดือนมิถุนายน 2561 ลิตรละ 23.59 บาท จากปัจจัยดังกล่าแล้วส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 8 มิถุนายน 2561 มีราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 36.52 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 95 E10 อยู่ที่ 29.25 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 91 E10 อยู่ที่ 28.98 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 95 E20 อยู่ที่ 26.74 บาทต่อลิตร น้ำมันเบนซิน 95 E85 อยู่ที่ 21.14 บาทต่อลิตร
3. ปัจจุบันรัฐยังคงชดเชยราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 341 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมันเตาประมาณ 31 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ 309 ล้านบาทต่อเดือน สำหรับฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 5 มิถุนายน 2561 มีทรัพย์สินรวม 35,748 ล้านบาท หนี้สินรวม 5,372 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 30,376 ล้านบาท
4. ปัจจุบันภาครัฐมีการส่งเสริมให้มีการใช้เชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของพลังงานทดแทน (เอทานอล) โดยให้ราคาขายปลีกของเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเอทานอลมีราคาต่ำกว่าเชื้อเพลิงจากฟอสซิล และการใช้ ค่าการตลาดเป็นแรงจูงใจ โดยเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเอทานอลสูงจะมีค่าการตลาดที่สูงกว่าเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเอทานอลต่ำ ทั้งนี้เมื่อเปรียบเทียบกับค่าการตลาดที่เหมาะสมจากมติที่ กบง. เห็นชอบแล้ว พบว่าค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 สูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม รัฐจึงใช้กลไกของกองทุนน้ำมันฯ ในการรับภาระส่วนต่างราคา โดยมีรายได้จากกลุ่มน้ำมันดีเซลมาช่วยชดเชย และเพื่อไม่ให้เกิดการชดเชยข้ามกลุ่มระหว่างผู้ใช้เบนซินและแก๊สโซฮอล และกลุ่มผู้ใช้ดีเซล (Cross subsidy) จึงมีแนวทางการแก้ไขโดย ระยะสั้น ใช้กลไกของกองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 (E20) ที่ 2 บาทต่อลิตร และ แก๊สโซฮอล 95 (E85) ที่ 3.50 บาทต่อลิตร และปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้สภาพคล่องกองทุนในน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล มีค่าใกล้ศูนย์ (กลยุทธุ์ ศูนย์-สุทธิ) สำหรับในระยะยาว ปรับราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลให้สะท้อนค่าความร้อน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (ลดการชดเชย) ของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลโดยทยอยดำเนินการ 3 ครั้งในระยะเวลา 6 เดือน ซึ่งจะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องใกล้ศูนย์
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและ แก๊สโซฮอล ดังนี้ (1) ระยะสั้น ใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรักษาระดับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม และปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลให้สภาพคล่องกองทุนในน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลมีค่าใกล้ศูนย์ (กลยุทธ์ ศูนย์-สุทธิ) (2) ระยะยาว ปรับราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลให้สะท้อนค่าความร้อน
เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (หน่วย: บาทต่อลิตร) ชนิดน้ำมัน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ น้ำมันเบนซิน 6.68 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 0.72 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 0.72 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 -2.63 น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 -8.98
3. เห็นชอบร่าง ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 36 พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 9 มิถุนายน 2561 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบ
ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับผิดชอบโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน (ครัวเรือนรายได้น้อย ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และอื่นๆ) ตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป จนกว่าจะมีแนวทางอื่นมาทดแทน ต่อมา คณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2560 เห็นชอบการเสนอของกระทรวงการคลัง (กค.) แนวทางการจัดประชารัฐสวัสดิการ การให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยเห็นชอบวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มจากร้านค้าตามที่กระทรวงพลังงาน (พน.) กำหนดจำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ใช้ 1 ครั้งต่อ 3 เดือน)
ซึ่ง กค. กำหนดเริ่มใช้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2560 ทั้งนี้ การดำเนินการตามมติ ครม. ดังกล่าวซ้ำซ้อนกับแนวทางการให้ความช่วยเหลือเฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย ในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน ที่ ปตท.ให้ความช่วยเหลืออยู่ พน. จึงได้แจ้ง ปตท. ยกเลิกการช่วยเหลือและระงับการใช้สิทธิ์เฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย (18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน) ส่วนการช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (150 กิโลกรัมต่อเดือน) ปตท. ยังดำเนินการตามเดิม ในอัตรากิโลกรัมละ 2.50 บาท ทั้งนี้สรุปผลการช่วยเหลือของ ปตท. ตามมติ กบง. ในโครงการดังกล่าว ดังนี้(1) ครัวเรือนรายได้น้อย ระหว่างวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2560 มีปริมาณการใช้ 14.98 ล้านกิโลกรัม จำนวนเงินชดเชย 48.40 ล้านบาท (2) ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ระหว่างวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 ถึง วัน30 เมษายน 2561 มีปริมาณการใช้ 428.75 ล้านกิโลกรัม จำนวนเงินชดเชย 1,340.93 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปรายงานให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
2. เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2560 พน. แจ้ง ปตท. ขอความอนุเคราะห์ช่วยเหลือโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2561 ในวงเงิน 500 ล้านบาท และ ปตท. ได้แจ้งมติคณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2560 เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการสนับสนุนโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม ถึง 30 มิถุนายน 2561 ภายในกรอบวงเงิน 250 ล้านบาท ซึ่งระยะเวลาใกล้สิ้นสุดแล้ว รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน จึงเห็นชอบตามที่กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เสนอให้ขอความร่วมมือ ปตท. ให้ความอนุเคราะห์ช่วยเหลือโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารต่อไป ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2561 ในวงเงิน 500 ล้านบาท ซึ่ง ธพ. อยู่ระหว่างดำเนินการแจ้ง ปตท.
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 57 - วันพฤหัสบดีที่ 24 พฤษภาคม 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 10/2561 (ครั้งที่ 57)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 24 พฤษภาคม พ.ศ. 2561 เวลา 16.00 น.
1. แนวทางบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันดีเซล
2. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG
3. รายงานแนวทางการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามประกาศกระทรวงการคลัง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 แนวทางบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันดีเซล
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันดิบเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 74.07 และ 76.89 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.80 และ 4.86 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดย ณ วันที่ 23 พฤษภาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบปรับสูงขึ้นอีกไปอยู่ที่ 76.60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และน้ำมันดิบเบรนท์ปรับสูงขึ้นอีกไปอยู่ที่ 78.90 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ในขณะที่ตลาดสิงคโปร์ ราคาน้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 90.82 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 92.20 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2561อยู่ที่ 32.1172 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ซึ่งอ่อนค่าลงจากเดือนที่แล้ว 0.6290 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ และวันที่ 23 พฤษภาคม 2561 อัตราแลกเปลี่ยนอยู่ที่ 32.2510 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันเฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 21.35 บาทต่อลิตร โดยมีราคาเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 0.52 บาทต่อลิตร และวันที่ 23 พฤษภาคม 2561 ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิล เอสเตอร์ของกรดไขมันอยู่ที่ 24.17 บาทต่อลิตร โดยฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีน้ำมัน ณ วันที่ 20 พฤษภาคม 2561 มีฐานะสุทธิ 30,505 ล้านบาท
2. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 24 พฤษภาคม 2561 ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน น้ำมัน แก๊สโซฮอล 95E10 91E10 E20 E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อยู่ที่ 37.52 30.25 29.98 27.74 21.74 และ 29.79 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ โดยปัจจุบันน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 รัฐยังคงชดเชยราคาส่งผลให้กองทุนน้ำมันมีภาระในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 341 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนมีรายรับจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมันเตาประมาณ 31 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้นโดยภาพรวมกองทุนมีสภาพคล่องติดลบ 309 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งจากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบเบรนท์ในตลาดโลกผันผวนและปรับตัวมีราคาสูงเกิน 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศมีราคาปรับเพิ่มอย่างต่อเนื่อง โดยในวันที่ 1 พฤษภาคม 2561 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมีราคา 28.29 บาทต่อลิตร และปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องจนถึงปัจจุบัน (วันที่ 23 พฤษภาคม 2561) มีราคาที่ 29.79 บาทต่อลิตร ซึ่งมีราคาใกล้แตะที่ 30.00 บาทต่อลิตร รวมถึงน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 30.25 บาทต่อลิตร ซึ่งเกินระดับราคา 30.00 บาทต่อลิตรเล็กน้อย ภาครัฐ จึงมีแนวทางบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมัน ดังนี้ (1) โครงการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) เพื่อเป็นการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในประเทศและไม่ให้เกิดผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน รัฐจึงมีมาตรการในการช่วยเหลือให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลเกรดพิเศษหรือน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) ที่มีราคาต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) 3.00 บาทต่อลิตร เพื่อเป็นการลดต้นทุนค่าขนส่งสินค้าและบริการ โดยแบ่งระยะการช่วยเหลือ ดังนี้ ระยะที่ 1 ก่อนมีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) กระทรวงพลังงานจะใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยจะนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่สะสมอยู่ 30,505 ล้านบาท พยุงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกิน 30.00 บาทต่อลิตร ซึ่งจะเป็นมาตรการระยะสั้นในระหว่างที่น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) ยังไม่ออกมาจำหน่าย และระยะที่ 2 หลังมีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) หากเริ่มมีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) แล้ว แต่ราคาน้ำมันดิบเบรนท์ยังผันผวนในราคาสูงเกิน 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล รัฐจะใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ช่วยลดภาระราคาขายปลีกน้ำมันครึ่งหนึ่งของราคาขายปลีกที่ควรจะเพิ่มขึ้น และให้ราคาขายปลีกปรับขึ้นไปอีกครึ่งหนึ่ง เช่น หากราคาน้ำมันตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นจนส่งผลกระทบให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วต้องปรับเพิ่มโดยมีราคามากกว่า 30.00 บาทต่อลิตร เป็น 31.00 บาทต่อลิตร ในส่วนต่างราคาที่เพิ่มขึ้น 1 บาทนั้น กองทุนน้ำมันจะชดเชยให้ 0.50 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกจะปรับเพิ่มเพียง 0.50 บาทต่อลิตร ดังนั้นราคาขายปลีกจะเป็น 30.50 บาทต่อลิตร เป็นต้น แต่หากราคาขายปลีกดีเซลหมุนเร็ว ต่ำกว่า 30 บาทต่อลิตร รัฐจะยังใช้กลไกปกติ ทั้งนี้ คาดว่าเงินกองทุนน้ำมันฯ จำนวน 30,505 ล้านบาท จะสามารถรักษาระดับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกิน 30.00 บาทต่อลิตร ได้เป็นระยะเวลาประมาณ 10 เดือน (2) การเผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะประกาศราคาขายปลีกน้ำมันและค่าการตลาดล่วงหน้าผ่านเว็บไซต์ และผ่อนผันให้ผู้ค้าน้ำมันสามารถประกาศราคาขายปลีกล่วงหน้าได้เช่นเดิมจนกว่าจะผ่านพ้นช่วงราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกที่ผันผวนสูงกว่า 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เพื่อให้สามารถติดตามสถานการณ์ได้อย่างใกล้ชิด
3. หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในระยะที่ 1 ก่อนมีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) เพื่อใช้กองทุนน้ำมันฯ ดูแลราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร โดยอาศัยอำนาจตามความในมาตรา 3 แห่งพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะ การขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง 2516 ประกอบคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงลงวันที่ 23 ธันวาคม 2547 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 9/2549 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงลงวันที่ 7 ธันวาคม 2549 ข้อ 4 ให้ กบง. มีอำนาจหน้าที่ ดังต่อไปนี้ (1) กำหนดหลักเกณฑ์สำหรับการคำนวณราคา และกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร (2) กำหนดค่าการตลาดสำหรับการซื้อขายน้ำมันเชื้อเพลิง (4) กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร น้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร น้ำมันเชื้อเพลิงที่ส่งออก และ (6) กำหนดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นและคำนวณราคาขายปลีก โดยหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้าและชดเชยกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว คือ อัตราเงินส่งเข้าและชดเชยกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เท่ากับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ลบ (ภาษีสรรพสามิต บวก ภาษีมหาดไทย บวก อัตราเงินกองทุนอนุรักษ์บวก ค่าเฉลี่ยราคา ณ โรงกลั่น)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันดีเซล โดยมีเงื่อนไขว่าหากราคาขายปลีกอาจขยับสูง เกินกว่า 30 บาทต่อลิตร จึงจะให้มีการดำเนินงาน ดังนี้ 1.1) กำหนดค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.75 บาทต่อลิตร 1.2) ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเข้าช่วยบริหารราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร 1.3) หากอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมากกว่า 1.00 บาทต่อลิตร ฝ่ายเลขานุการฯ จะนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาอัตราเงินชดเชยที่เหมาะสมต่อไป
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานนำร่าง ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดค่าการตลาด ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น อัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุนและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามหลักเกณฑ์การคำนวณโครงสร้างราคา และให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจสอบความถูกต้องของร่างประกาศฯ ก่อนออกประกาศฯ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
3. เห็นชอบให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงผ่านเว็บไซต์ของ สนพ.
เรื่องที่ 2 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ เรื่อง การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) (1) เปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo ( FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทนโดย ราคานำเข้า เท่ากับ LPG cargo บวก X (2) กำหนดเพดานการอุดหนุนราคาก๊าซ LPG (Subsidy Cap) โดยจำกัดปริมาณเงินการชดเชยราคาสูงสุดในแต่ละเดือนให้ไม่เกินร้อยละ 5 ของฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของเดิม (ทั้งบัญชีน้ำมันและบัญชี LPG) และ (3) ปรับกลไกการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณด้วยโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นการใช้ราคาขายปลีกของผู้ค้าแทน ต่อมาเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2560 กบง. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตรากองทุน # 1 กรณีที่ราคานำเข้าแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ เกินกว่า 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ให้มีอัตรากองทุน # 1 ของโรงแยกก๊าซฯ ดังนี้ อัตรากองทุน #1 ของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับ ราคานำเข้า ลบ (ต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ บวก กรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขัน)
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG (1) ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนพฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 502.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 30.00 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (2) ราคาก๊าซ LPG Cargo ที่ใช้คำนวณราคาก๊าซ LPG นำเข้า ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 23 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 554.83 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากสัปดาห์ก่อนหน้า (14 ถึง 18 พฤษภาคม 2561) 8.77 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน อัตราแลกเปลี่ยน เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 23 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 32.3140 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าขึ้นจากสัปดาห์ก่อนหน้า (14 ถึง 18 พฤษภาคม 2561) 0.1481 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาก๊าซ LPG นำเข้า (LPG Cargo บวก X) เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 23 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 19.3352 บาทต่อกิโลกรัม ปรับตัวลดลงจากสัปดาห์ก่อนหน้า (14 ถึง 18 พฤษภาคม 2561) 0.1934 บาทต่อกิโลกรัม และต้นทุนราคาก๊าซ LPG ช่วงเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนกรกฏาคม 2561) ราคาก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ราคาก๊าซ LPG จาก ปตท. สผ.ฯ และราคาก๊าซ LPG จาก อยู่ที่ 13.3123 14.2044 และ 14.2044 บาทต่อกิโลกรัม ลดลงจากช่วงเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือนกรกฏาคม 2561) ที่0.3119 0.6336 และ 0.6336 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ
3. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 20 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 551 ล้านบาท โดยแนวทางการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ พิจารณา จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ได้ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศบรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม ณ วันที่ 24 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 395 บาท เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อ ค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรใช้กลไกราคากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกในประเทศ ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท หรือลดลงประมาณ 30 บาทต่อถัง แต่เนื่องจากยังไม่มีข้อมูลราคา LPG Cargo ในวันที่ 24 -25 พฤษภาคม 2561 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้จำลองเหตุการณ์ออกเป็น 2 กรณี ดังนี้ กรณี 1 ราคาเฉลี่ย LPG Cargo อยู่ที่ 520 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ราคา ก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 23 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 554.83 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยหากในวันที่ 21 ถึง 23 พฤษภาคม 2561 ราคา LPG Cargo ลดต่ำลงถึง 470 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน จะทำให้ราคา LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 25 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 519.70 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.6507 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7424 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 3.3932 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกลดลง 2.09 บาทต่อกิโลกรัม เป็นอยู่ที่ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม และค่าการตลาดอยู่ในระดับที่เหมาะสม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 496 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายรับ196 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายจ่าย 300 ล้านบาทต่อเดือน และกรณี 2 ราคาเฉลี่ย LPG Cargo อยู่ที่ 549 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 23 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 554.83 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน โดยหากในวันที่ 24 ถึง 25 พฤษภาคม 2561 ราคา LPG Cargo เท่ากับราคาวันที่ 23 พฤษภาคม 2561 ที่ 543 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน จะทำให้ราคา LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 21 ถึง 25 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 548.90 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.6507 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 2.7424 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 4.3360 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกลดลง 2.09 บาทต่อกิโลกรัม เป็นอยู่ที่ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม และค่าการตลาดอยู่ในระดับที่เหมาะสม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 629 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายรับ196 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายจ่าย 432 ล้านบาทต่อเดือน อย่างไรก็ตามราคา LPG Cargo ในวันที่ 24 และ 25 พฤษภาคม 2561 อาจจะไม่เป็นไปตามเหตุการณ์จำลองทั้ง 2 เหตุการณ์นี้ก็ได้ เช่น LPG Cargo อาจปรับตัวสูงขึ้น ซึ่ง กบง. ควรมีมติให้หลักการไว้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการในการกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซที่จำหน่าย เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับปัจจัยราคา LPG Cargo ของวันที่ 24 และ 25 พฤษภาคม 2561 ซึ่งจะส่งผลต่อ LPG Cargo เฉลี่ยทั้งสัปดาห์ โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 28 พฤษภาคม 2561 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 3 รายงานแนวทางการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามประกาศกระทรวงการคลัง
สรุปสาระสำคัญ
ผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (นายเสมอใจ ศุขสุเมฆ) ได้รายงานให้ที่ประชุมทราบเกี่ยวกับเงินกองทุนน้ำมันฯ ว่า เนื่องจากกระทรวงการคลัง ได้ออกประกาศมาตรฐานทางการเงิน โดยกระทรวงการคลังจะทำหน้าที่เหมือนธนาคารโดยให้ทุนหมุนเวียนต้องนำเงินไปฝากไว้ที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง และหากต้องการใช้ก็สามารถไปถอนออกมาได้ ทั้งนี้ การดำเนินการดังกล่าวจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ ไม่ได้รับดอกเบี้ยจากเงินฝาก ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ จึงได้ขอขยายระยะเวลาที่จะดำเนินการตามประกาศดังกล่าวต่อกระทรวงการคลังไปแล้ว โดยให้เหตุผลว่ากองทุนน้ำมันฯ ต้องมีการแก้ไขระเบียบให้สอดคล้องกับการดำเนินงานตามประกาศ แต่หลังจากเสนอเรื่องดังกล่าวต่อที่ประชุมคณะผู้บริหาร สบพน. ที่ประชุมได้มีความเห็นร่วมกันว่า กองทุนน้ำมันฯ สามารถบริหารสภาพคล่องและนำดอกเบี้ยเงินฝากมาใช้ในการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ได้ จึงไม่เห็นด้วยกับการนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปฝากไว้ที่กระทรวงการคลัง จึงได้มีความเห็นว่าจะเสนอต่อ กบง. เพื่อนำมติที่ได้ไปหารือกับกรมบัญชีกลางต่อไป นอกจากนี้ กระทรวงการคลังยังกำหนดให้ทุนหมุนเวียนคำนวณจำนวนเงินสะสมสูงสุดของทุนหมุนเวียนโดยคำนวณจากค่าใช้จ่ายในรอบ 3 ปี ซึ่งกองทุนน้ำมันฯ ได้มีการคำนวณแล้ว พบว่า ไม่มีเงินส่วนเกินที่ต้องนำส่งเข้ากระทรวงการคลังเป็นรายได้แผ่นดิน โดยเรื่องดังกล่าวกองทุนน้ำมันฯ ได้ทำหนังสือถึงกระทรวงการคลังและได้ข้อยุติแล้ว เหลือแต่ในส่วนของประกาศที่จะต้องมีการเสนอ กบง . เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่งผู้แทนผู้อำนวยการสำนักงานเศรษฐกิจการคลัง ได้ให้ความเห็นว่า เรื่องพระราชบัญญัติและประกาศฯ กรมบัญชีกลางกำหนดขึ้นเพื่อใช้เป็นเกณฑ์กลางสำหรับทุกกองทุนหมุนเวียน เพื่อให้การบริหารจัดการเป็นเอกภาพ ซึ่งประเด็นแรกเกี่ยวกับการนำเงินของกองทุนหมุนเวียนไปฝากไว้ที่กรมบัญชีกลางอาจจะยืดหยุ่นได้แต่คงต้องทำความตกลงกับคณะกรรมการกองทุนหมุนเวียน ส่วนประเด็นที่ 2 เรื่องการกำหนดเพดานวงเงินสูงสุด เนื่องจากบางกองทุนนำเงินไปเก็บโดยไม่เกิดประโยชน์ กรมบัญชีกลางจึงได้ออกเป็นพระราชกฤษฎีกาให้มีการคำนวณจำนวนเงินสะสมสูงสุดและนำเงินส่วนเกินของทุนหมุนเวียนส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดิน ซึ่งอาจจะต้องหารือกันด้วยข้อเท็จจริงหากมีเหตุผลและตัวเลขที่ชัดเจน ก็สามารถต่อรองได้ ซึ่งประธานฯ ได้สรุปว่า กองทุนน้ำมันฯ ได้มีการหารือกับกรมบัญชีกลางแล้ว ไม่มีเงินส่วนเกิน ที่จะต้องนำส่งกระทรวงการคลัง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่ 55 - วันศุกร์ที่ 20 เมษายน 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2561 (ครั้งที่ 55)
เมื่อวันศุกร์ที่ 20 เมษายน 2561 เวลา 11.00 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2. รายงานความเคลื่อนไหวราคาก๊าซ LPG ในรอบเดือนเมษายน 2561
3. หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบและราคาก๊าซ LNG ในตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนเมษายน 2561 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นจากเดือนก่อนหน้า เนื่องจากเหตุความไม่สงบในประเทศซีเรีย การลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบของกลุ่มโอเปค แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวลดลง ได้แก่ สงครามทางการค้า (Trade War) ระหว่างประเทศสหรัฐฯ กับประเทศจีน และการผลิตน้ำมันดิบจาก Shell Oil มีปริมาณเพิ่มขึ้น ส่วนปัจจัยที่ควรจับตามอง ได้แก่ การหารือด้านเศรษฐกิจระหว่างผู้นำของเกาหลีเหนือและเกาหลีใต้ และผลการตัดสินใจของประธานาธิบดีของประเทศสหรัฐฯ ในวันที่ 12 พฤษภาคม 2561 ว่าจะมีการลงนามสนับสนุน (Sanction) ประเทศอิหร่านต่อไปหรือไม่ โดยภาพรวมคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยในปี 2561 จะอยู่ที่ประมาณ 57 - 62 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนราคา ก๊าซ LNG ในช่วงเดือนเมษายน 2561 มีทิศทางปรับลดลงจากเดือนก่อนหน้า เนื่องจากปริมาณความต้องการของประเทศญี่ปุ่นลดลงภายหลังจากมีการเปิดโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ประเทศสหรัฐเพิ่มปริมาณการผลิต และโครงการผลิตก๊าซ LNG ในหลายประเทศซ่อมบำรุงแล้วเสร็จ แต่ทั้งนี้คาดการณ์ในช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 ราคาก๊าซ LNG จะปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากความต้องการของประเทศเกาหลีและทวีปยุโรปเพิ่มสูงขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความเคลื่อนไหวราคาก๊าซ LPG ในรอบเดือนเมษายน 2561
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ เรื่อง การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้ (1) เปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo (FOB Arab Gulf) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทนโดย ราคานำเข้า เท่ากับ LPG cargo บวก X (ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า) (2) กำหนดเพดานการอุดหนุนราคาก๊าซ LPG (Subsidy Cap) โดยจำกัดปริมาณเงินการชดเชยราคาสูงสุดในแต่ละเดือนให้ไม่เกินร้อยละ 5 ของฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเดิม (ทั้งบัญชีน้ำมันและบัญชี LPG) (3) ปรับกลไกการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณด้วยโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นการใช้ราคาขายปลีกของผู้ค้าแทน ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2560 มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณโครงสร้างราคาก๊าซ LPG กรณีที่ราคานำเข้าแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ เกินกว่า 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ดังนี้ อัตราเงินสำหรับก๊าซที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ 1 - 6 ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) หรือ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) ใช้สูตร อัตราเงิน เท่ากับ ราคานำเข้า ลบ (ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ + กรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขัน)
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนเมษายน 2561 สรุปได้ดังนี้ (1) ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 523,196 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 528,986 ตัน ทำให้มีส่วนที่ขาด อยู่ประมาณ 5,789 ตัน ซึ่งจะถูกชดเชยด้วยการนำเข้า โดยมีปริมาณการนำเข้าอยู่ที่ประมาณ 44,000 ตัน ส่วนการส่งออกจากปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 31,300 ตัน (2) สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในเดือนเมษายน 2561 ราคาก๊าซ LPG (CP) อยู่ที่ 472.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาไม่เปลี่ยนแปลงจาก เดือนมีนาคม 2561 ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 1-16 เมษายน 2561 อยู่ที่ 447.42 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 6.60 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG นำเข้า (LPG cargo + X) เฉลี่ยวันที่ 1-16 เมษายน 2561 อยู่ที่ 15.7616 บาทต่อกิโลกรัม ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 0.0477 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากกลุ่มโรงแยกฯ (เดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2561) ได้แก่ ต้นทุนของโรงแยก ก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 13.6242 บาทต่อกิโลกรัม (434.13 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ต้นทุนของบริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด อยู่ที่ 14.84 บาทต่อกิโลกรัม (472.80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และต้นทุนของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 14.84 บาทต่อกิโลกรัม (472.80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยวันที่ 1-16 เมษายน 2561 อยู่ที่ 31.3808 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากเดือนก่อนที่ 0.0565 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ
3. การคำนวณโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) วันที่ 1-16 เมษายน 2561 ปรับลดลง 0.0477 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.8093 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.7616 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ สนพ. ได้ออกประกาศ กบง. ฉบับที่ 22, 24, 25 พ.ศ. 2561 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซตามหลักเกณฑ์ การคำนวณโครงสร้างราคาก๊าซ โดยต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) ในช่วงสัปดาห์ที่ 2 (วันที่ 10 เมษายน 2561) อยู่ที่ 14.8380 บาทต่อกิโลกรัม (472.8716 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เมื่อบวกกับอัตราเงินสำหรับส่งเสริมให้เกิดการแข่งขัน ที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กรอบการกำหนดเพดานราคาขั้นสูงของ โรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 15.5080 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งสูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) 0.0593 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ เนื่องจากอยู่ในกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขัน กองทุนน้ำมันฯ จึงไม่เข้าไปยุ่ง เพื่อเป็นการส่งเสริมการแข่งขันเสรีในธุรกิจก๊าซ LPG ซึ่งส่งผลให้การกำหนดอัตราเงินกองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงแยก ก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อำเภอกงไกรลาศ จังหวัดสุโขทัยที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเท่ากับศูนย์
4. จากการคำนวณอัตราเงินเข้ากองทุนดังกล่าวข้างต้นส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ เดือนเมษายน 2561 ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ#1) มีรายรับ 150.18 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่าย ภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 618.65 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายสุทธิ 468.47 ล้านบาทต่อเดือน และจากการเปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้า เป็นการอ้างอิงด้วยราคา LPG Cargo (LPG Cargo +X) จากข้อมูล Spot Cargo (FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ไม่มีการเปลี่ยนแปลง และราคาขายปลีกมีการเปลี่ยนแปลง 2 ครั้ง ในสัปดาห์ที่ 1 อยู่ที่ 20.62 บาทต่อกิโลกรัม และสัปดาห์ที่ 2 อยู่ที่ 19.89 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับมติ กบง. ที่มอบหมายให้ผู้ค้ามาตรา 7 แจ้งราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคขนส่งต่อ สนพ. ผลปรากฏว่า ผู้ค้าก๊าซ LPG จำนวน 11 บริษัท แจ้งการเปลี่ยนแปลงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ซึ่งมีรายละเอียดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังและราคาขายปลีกก๊าซ LPG สถานีบริการบรรจุถัง แสดงอยู่บนหน้าเว็บไซด์ สนพ.
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้รับทราบหลักเกณฑ์ การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมัน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและ แผนพลังงาน (สนพ.) ทบทวนและนำเสนอในการประชุม กบง. ครั้งถัดไป ต่อมาเมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลงชนิดละ 0.15 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี และมอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2561 เพื่อให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป
2. ผลการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง พบว่า แนวทางการปรับปรุงการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามวิธีปัจจุบัน (Import Parity) มีดังนี้
2.1 ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง จากการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2561 คณะกรรมการเห็นด้วยกับหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ ดังนี้ (1) ราคา FOB ให้ใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก 2 วันย้อนหลัง โดยน้ำมันเบนซินอ้างอิง MOPS EURO 3 และน้ำมันดีเซลอ้างอิง MOPS EURO 4 (2) ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย (อ้างอิงอัตรา World Scale) ให้ใช้ AFRA ของเรือขนาด LR1 และคำนวณอัตราค่าขนส่งในแบบ long term charter โดยใช้ค่าขนส่งทางเรือสิงคโปร์-ศรีราชา (3) ค่าประกันภัย ใช้อัตราร้อยละ 0.084 ของ C&F เท่าเดิม (4) ค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่ง ใช้อัตราร้อยละ 0.3 ของ CIF ของน้ำมันทุกชนิด (5) ค่าเสียเวลาเรือ ให้ยกเลิกทั้งหมด (6) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน น้ำมันเบนซิน 95 และเบนซิน 91 อยู่ที่ 2.46 และ 0.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนน้ำมันดีเซลให้ยกเลิก (7) ค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง ให้อยู่ที่ 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) (8) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ให้มีค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา-กรุงเทพฯ ตามจริง (0.77 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรลหรือประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร) (9) ค่าปรับอุณหภูมิเป็น 86 องศาฟาเรนไฮต์ คงเดิมตามอัตราปัจจุบัน คือ น้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาอยู่ที่ 0.9814 0.9810 0.9870 และ 0.9896 ตามลำดับ และ (10) ค่าใช้จ่ายการผสมเอทานอลและไบโอดีเซล ให้ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงไปและนำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐานเป็นศูนย์จนกว่าผู้ค้าจะส่งข้อมูลมายืนยัน โดยเมื่อวันที่ 4 เมษายน 2561 กลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียมได้มีหนังสือถึง สนพ. โดยเสนอให้ภาครัฐไม่ต้องมีการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งราคา ณ โรงกลั่นน้ำมัน และราคาขายปลีกหน้าสถานีบริการ โดยให้ระบบราคาน้ำมันเชื้อเพลิงมีการแข่งขันอย่างเสรีและเป็นธรรม ให้แนวทางการตั้งราคาของโรงกลั่นเป็นไปตามกลไกตลาดที่สะท้อนตามอุปสงค์และอุปทานของตลาด โดยมีเหตุผลสรุปได้ดังนี้ (1) ตามหลักการนโยบายปล่อยลอยตัวราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและเปิดเสรีโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2534 ส่งเสริมให้มีการแข่งขันในประเทศอย่างเป็นรูปธรรม พร้อมทั้งเปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกน้ำมัน (2) การตั้งสมมติฐานการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นไม่สะท้อนความเป็นจริงของกลไกตลาด อาจเกิดความเสี่ยงและมีผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ เนื่องจากโรงกลั่นในประเทศขาดแรงจูงใจในการลงทุนปรับปรุงและเพิ่มประสิทธิภาพการผลิต อาจก่อให้เกิดการขาดแคลนในภาวะเศรษฐกิจขยายตัวความต้องการใช้น้ำมันเพิ่มสูงขึ้น หากผู้ค้าน้ำมันประสบภาวะขาดทุนและเลิกกิจการจะส่งผลให้การแข่งขันในตลาดลดลงและเกิดการผูกขาด และ (3) กลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นฯ ขอให้ สนพ. งดการเผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันที่ไม่สอดคล้องกับหลักการของกลไกตลาดการค้าเสรีเพื่อเสริมสร้างความมั่นใจต่อผู้ลงทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดยข้อเสนอปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง มีดังนี้ (1) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 เท่ากับ (1-X1) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 95 + (Y1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984)] + (X1) ของราคาเอทานอล (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 เท่ากับ (1-X2) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 91 + (Y2 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน/ 158.984)] + (X2) ของราคาเอทานอล (3) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 เท่ากับ (1-X3) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 95 + (Y3 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X3) ของราคาเอทานอล (4) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 เท่ากับ (1-X4) ของราคาเบนซินออกเทน 95 + (X4) ของราคาเอทานอล (5) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย เท่ากับ (MOPS Gasoil 50 ppm + พรีเมียม) ที่ 60 องศาฟาเรนไฮต์ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 (6) น้ำมันเตา 600 (2%S) FO 600 (2%S)t เท่ากับ [(FO 180 (2%)t x 0.836) + MOPS Gasoil 50 ppm) x 0.164] x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984 และ (7) น้ำมันเตา 1500 (2%S) FO 1500 (2%S)t เท่ากับ FO 180 (2%)t x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984
2.2 ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง จากการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2561 ผู้ตรวจราชการกระทรวงพาณิชย์ (นายสมศักดิ์ เกียรติชัยลักษณ์) ได้เสนอความเห็นว่า หมวดค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ผู้ค้ามาตรา 7 ในรายการค่าจ้างและสวัสดิการและค่าใช้จ่ายสำนักงาน จากเดิม (เสนอ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559) ให้ที่ 0.15 บาทต่อลิตร เสนอให้ปรับเป็น 0.24 บาทต่อลิตร ซึ่งเพิ่มขึ้น 0.09 บาทต่อลิตร หรือร้อยละ 60 และจากเหตุผลที่ว่าธุรกิจน้ำมันต้องอาศัยบุคลากรที่มีความเชี่ยวชาญนั้น เห็นว่ามีการใช้ผู้เชี่ยวชาญมานานแล้วไม่ได้เพิ่งมาใช้เมื่อ 1-2 ปีที่ผ่านมา ดังนั้น จึงไม่สมเหตุสมผลที่จะปรับเพิ่มขึ้นถึง 0.09 บาทต่อลิตรจากปี 2559 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้ปรับปรุงรายการค่าจ้างและสวัสดิการและค่าใช้จ่ายสำนักงานให้ลดลง 0.07 บาทต่อลิตร จากเดิมที่เสนอ 0.24 บาทต่อลิตร เหลือ 0.17 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงอยู่ที่ 1.85 บาทต่อลิตร ซึ่งจากผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง พบว่า ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมันฯ เท่ากับ 0.89 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้ามาตร 7 เท่ากับ 0.47 บาทต่อลิตร และค่าลงทุนสถานีบริการเท่ากับ 0.49 บาทต่อลิตร ดังนั้น ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่ได้จะเท่ากับ 1.85 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จะมีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณ ค่าการตลาดน้ำมันทุกๆ 4 ปี ตามการเปลี่ยนแปลงราคาประเมินที่ดินของสำนักประเมินราคาทรัพย์สิน กรมธนารักษ์
2.3 เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลงชนิดละ 0.15 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี โดย สนพ. ได้ดำเนินการเรื่องประกาศ กพช. โดยให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 เป็นต้นไป
3. ผลจากการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงและอัตรากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พบว่า หากมีการทบทวนหลักเกณฑ์ตามผลการศึกษา ที่เสนอจะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นฯของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับลดลงประมาณ 0.41 บาทต่อลิตร และค่าการตลาดน้ำมันปรับเพิ่มขึ้นประมาณ 0.28 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้โครงสร้างราคาน้ำมันสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้นเหมาะสมกับสภาวะตลาดในปัจจุบัน มีความโปร่งใสและเป็นธรรมต่อทุกภาคส่วนและเกิดประสิทธิภาพต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวม โดยเมื่อประกอบกับการปรับลดอัตรากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานลง 0.15 บาท ต่อลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลงได้ประมาณ 0.30 บาทต่อลิตร และจากการปรับค่าใช้จ่ายทั้งหมดจะได้ว่าราคา ณ โรงกลั่นน้ำมัน ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ลดลงจากปัจจุบัน 0.43 บาทต่อลิตร และราคา ณ โรงกลั่นน้ำมัน ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ลดลงจากปัจจุบัน 0.61 บาทต่อลิตร เมื่อคำนวณตามร้อยละการผสมจริง (น้ำมันเบนซินพื้นฐานร้อยละ 91 และเอทานอลร้อยละ 9) ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้ใช้ MOPS Gasoil 50 ppm แทน MOPS Gasoil 500 ppm ในการคำนวณราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย เนื่องจาก Platts ซึ่งเป็นหน่วยงานที่ให้บริการราคาอ้างอิง ได้ประกาศราคา Gasoil 50 ppm มาเป็นหลายปีแล้ว และราคา Gasoil 50 ppm ที่ประกาศก็สอดคล้องกับการเคลื่อนไหวของราคา Gasoil 500 ppm อีกทั้งส่วนต่างของราคาก็ไม่เปลี่ยนแปลงมากจนผิดสังเกตจึงไม่มีความจำเป็นที่จะอ้างอิงราคา Gasoil 500 ppm แล้วนำมาคำนวณค่าปรับคุณภาพให้ยุ่งยากอีกต่อไป ดังนั้นราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงฯ จะสูงขึ้น 0.0194 บาทต่อลิตร ขณะที่ค่าพรีเมียมจะปรับลดลง 0.4310 บาทต่อลิตร และราคา ณ โรงกลั่นน้ำมัน ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลงจากปัจจุบัน 0.41 บาทต่อลิตร เมื่อคำนวณตามร้อยละการผสมจริง (น้ำมันดีเซลพื้นฐานร้อยละ 93.5 และไบโอดีเซลร้อยละ 6.5)ซึ่งจากโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง จะเห็นว่าเมื่อปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น และค่าการตลาดรวมทั้งอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 20 เมษายน 2561 ลดลง 0.30 บาทต่อลิตร ทั้งนี้การเผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงผ่านเว็บไซต์ สนพ. จะเสนอเฉพาะส่วนที่เป็นราคาขายส่ง โดยไม่ต้องมีการแสดงค่าการตลาด แต่ให้มีการใช้ค่าการตลาดเฉพาะ ในหน่วยงานภาครัฐ เพื่อไม่ให้เกิดความสับสนและชี้นำตลาด สำหรับผู้บริโภคหรือประชาชนทั่วไปยังคงสามารถเข้าดูราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละแบรนด์ผ่านทางเว็บไซต์ สนพ. เช่นเดิม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
| น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 | = (1-X1) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 95 + (Y1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X1) ของราคาเอทานอล |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 | = (1-X2) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 91 + (Y2 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X2) ของราคาเอทานอล |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 | = (1-X3) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 95 + (Y3 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X3) ของราคาเอทานอล |
| น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 | = (1-X4) ของราคาเบนซินออกเทน 95 + (X4) ของราคาเอทานอล |
| โดยที่ | |
| X1 | = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 95 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
| Y1 | = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 95 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
| X2 | = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 91 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
| Y2 | = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 91 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
| X3 | = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
| Y3 | = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
| X4 | = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
| เอทานอล | = ราคาเอทานอลแปลงสภาพ ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ |
| เบนซินออกเทน 95 | = (ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 |
| โดยที่ | |
| พรีเมียม | = ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน 2.46 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล + ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือขนาด LR1 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าขนส่งทางท่อ (ศรีราชา – กรุงเทพฯ) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล |
| เบนซินออกเทน 91 | = (ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 |
| โดยที่ | |
| พรีเมียม | = ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน 0.26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล + ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือขนาด LR1 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าขนส่งทางท่อ (ศรีราชา – กรุงเทพฯ) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล |
| น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว | = (1-X5) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X5) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน |
| โดยที่ | |
| X5 | = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
| ไบโอดีเซล | = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (บาทต่อลิตร) เห็นชอบ |
| น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อ้างอิงราคากลางของ ตลาดภูมิภาคเอเชีย | = (MOPS Gasoil 50 ppm + พรีเมียม) ที่ 600F x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 |
| โดยที่ | |
| พรีเมียม | = ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือขนาด LR1 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าขนส่งทางท่อ (ศรีราชา – กรุงเทพฯ) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล |
| น้ำมันเตา 600 (2%S) | |
| FO 600 (2%S)t | = [(FO 180 (2%)t x 0.836) + MOPS Gasoil 50 ppm) x 0.164] x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984 |
| โดยที่ FO 180 (2%)t | = ราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t โดยคำนวณจาก 2 คูณด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-1 บวกด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-2 แล้วหารด้วย 3 |
| FO 180 (2%) | = คำนวณจากราคาน้ำมันเตาชนิด FO 180 CST 2.0% (อ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย) ที่ต่ำสุดบวกด้วยราคาที่สูงสุดในวันนั้นๆ แล้วหารด้วย 13.1784 |
| น้ำมันเตา 1500 (2%S) | |
| FO 1500 (2%S)t | = FO 180 (2%)t x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984 |
| โดยที่ FO 180 (2%)t | = ราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t โดยคำนวณจาก 2 คูณด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-1 บวกด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-2 แล้วหารด้วย 3 |
| FO 180 (2%) | = คำนวณจากราคาน้ำมันเตาชนิด FO 180 CST 2.0% (อ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย) ที่ต่ำสุดบวกด้วยราคาที่สูงสุดในวันนั้นๆ แล้วหารด้วย 13.1784 |
2. เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมที่ 1.85 บาทต่อลิตร โดยจะมีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันทุกๆ 4 ปี ตามการเปลี่ยนแปลงราคาประเมินที่ดินของสำนักประเมินราคาทรัพย์สิน กรมธนารักษ์ กระทรวงการคลัง
3. ขอความร่วมมือมิให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 สื่อสารผ่านช่องทางใดๆ ก่อนที่จะมีการปรับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงหน้าสถานีบริการ
4. ขอความร่วมมือกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ติดตามตรวจสอบกรณีผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 ให้ข่าวการปรับเพิ่มหรือปรับลดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงล่วงหน้า หรือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 ตั้งแต่ 2 รายขึ้นไป ปรับราคาในอัตราที่เท่ากันในเวลาเดียวกันอาจเข้าข่ายการกระทำผิดที่ไม่สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของนโยบายการส่งเสริมการแข่งขัน รวมทั้งอาจจะไม่ตรงกับเจตนารมณ์ของพระราชบัญญัติการแข่งขัน ทางการค้า พ.ศ 2560 เพื่อให้กลไกในธุรกิจการค้าน้ำมันเชื้อเพลิงสะท้อนการแข่งขันที่โปร่งใสและเป็นธรรมมากที่สุด
กบง. ครั้งที่ 54 - วันจันทร์ที่ 26 มีนาคม 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2561 (ครั้งที่ 54)
เมื่อวันจันทร์ที่ 26 มีนาคม 2561 เวลา 15.00 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. รายงานความคืบหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
4. ร่างแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน
5. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
1. เจ้าหน้าที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก และมุมมองจากการเข้าร่วมการประชุมด้านนบายของบริษัท ซาอุดิ อารามโก ณ ประเทศซาอุดิอาระเบีย ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนมีนาคม 2561 ยังมีความผันผวนเมื่อเทียบกับเดือนก่อนหน้า โดยปัจจัยที่ส่งผลต่อราคาน้ำมันดิบได้แก่ สำนักงานพลังงานสากล (IEA) วิเคราะห์ว่าไตรมาสที่ 4 ของปี 2561 ความต้องการนำมันดิบจะเพิ่มสูงขึ้น ทำให้การผลิตน้ำมันดิบจาก Shell Oil มีความคุ้มค่ามากขึ้นส่งผลให้ประเทศสหรัฐฯ เพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบจาก Shell Oil เพิ่มขึ้น ซึ่งจะทำให้เกิดความสมดุลระหว่างความต้องการและการผลิตมากยิ่งขึ้น รวมทั้งประธานาธิบดีของสหรัฐฯ ได้ประกาศนโยบายเพิ่มภาษีการนำเข้าเหล็กและอลูมิเนียมร้อยละ 25 ซึ่งจะทำให้มูลค่าในการลงทุนโครงสร้างพื้นฐาน เช่น อุตสาหกรรมยานยนต์ และอุตสาหกรรมการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มสูงขึ้น ซึ่งจากปัจจัยต่างๆ คาดว่าจะส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนมีนาคมอยู่ในระดับ 65 – 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG ในช่วงเดือนมีนาคม 2561 มีทิศทางปรับตัวลดลง โดยมีปัจจัยมาจากราคาโพรเพน (C3) และบิวเทน (C4) ปรับตัวลดลง สภาพภูมิอากาศที่เริ่มมีอุณหภูมิสูงขึ้น และประเทศญี่ปุ่นปรับลดปริมาณสำรองก๊าซ LPG จาก 50 วัน เป็น 40 วัน (3) ราคาถ่านหินในช่วงเดือนมีนาคม 2561 มีการปรับตัวลดลงเล็กน้อย โดยมีปัจจัยมาจากสภาพภูมิอากาศที่เริ่มมีอุณหภูมิสูงขึ้น ประเทศจีนเพิ่มปริมาณการผลิตถ่านหิน และประเทศญี่ปุ่นเพิ่มปริมาณการผลิตไฟฟ้านิวเคลียร์ทำให้ความต้องการถ่านหินลดลง (4) ราคาก๊าซ LNG ในช่วงเดือนมีนาคม 2561 มีแนวโน้มปรับตัวลดลง โดยมีปัจจัยมาจากสภาพภูมิอากาศที่เริ่มมีอุณหภูมิสูงขึ้น รวมทั้งประเทศญี่ปุ่นและประเทศใต้หวันเพิ่มปริมาณการผลิตไฟฟ้านิวเคลียร์มากขึ้น (5) ไฟฟ้า ช่วงเดือนมกราคา 2561 มีกำลังการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 42,209 เมกะวัตต์ ลดลงจากเดือนธันวาคม 2560 เล็กน้อยเนื่องจากมีการปิดซ่อมบำรุงโรงไฟฟ้า และมีปริมาณการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 16,000 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 3 จากปีที่ผ่านมา โดยเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้ายังคงใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก ส่วนปริมาณความต้องการในช่วงเดือนมกราคม 2561 อยู่ที่ 14,430 ล้านหน่วย เพิ่มขึ้นร้อยละ 1 จากปีที่แล้ว เนื่องจากความเติบโตทางเศรษฐกิจของภาคอุตสาหกรรมและภาคธุรกิจ ทั้งนี้ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) อยู่ที่ 28,400 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 20 มีนาคม 2561 แต่คาดการณ์ว่า Peak ในปี 2561 จะสูงสุดอยู่ที่ประมาณ 30,300 เมกะวัตต์ และ (6) มุมมองจากการเข้าร่วมการประชุมด้านนโยบายของบริษัท ซาอุดิ อารามโก ณ ประเทศซาอุดิอาระเบียเมื่อวันที่ 12 – 13 มีนาคม 2561 บริษัท ซาอุดิ อารามโก เป็นผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันรายใหญ่ของโลก โดยร้อยละ 80 ของปริมาณการผลิตถูกส่งออกมายังทวีปเอเชียเป็นหลัก ซึ่งประเทศไทยก็นำเข้าจากซาอุดิอาระเบียประมาณร้อยละ 25 จากการนำเข้าทั้งหมด ทั้งนี้ บริษัท ซาอุดิ อารามโกมี OSPAS (Oil Supply Planning and Scheduling Center) เป็นศูนย์บริหารจัดการปิโตรเลียมของบริษัท ซาอุดิอาระเบีย โดยมี OCC (Operation Coordination Center) เป็นศูนย์ประสานการบริหารจัดการปิโตรเลียม ซึ่งศูนย์ดังกล่าวจะมีการเชื่อมโยงข้อมูลแบบ Real Time ส่วนปรัชญาในการดำเนินงานของบริษัท ซาอุดิ อารามโก คือ Saudi Aramco เน้นการเติบโตอย่างยั่งยืน แทนการมุ่งแสวงหากำไรเป็นหลัก โดยเน้นสร้างความเชื่อมั่นด้วยกลยุทธ์การตลาดที่เน้นการเข้าใจลูกค้า สร้างบทบาทเสมือนเป็น Buffer ราคาน้ำมันโลก และส่งเสริมนวัตกรรม มุ่งให้เกิดการพัฒนาอุตสาหกรรมสร้างสรรค์บนพื้นฐานสังคมแห่งความรู้ โดยคำนึงถึง 4 ประเด็นหลักๆ ได้แก่ สถานการณ์ความต้องการ ทิศทางราคาน้ำมันตลาดโลก เทียบเคียงราคากับผู้ประกอบการรายอื่น และการกำหนดราคาแบบ Long Term Business ส่วนมุมมองของบริษัท ซาอุดิ อารามโกต่อราคาน้ำมันในตลาดโลกเชื่อว่า น้ำมันดิบยังคงเป็นเชื้อเพลิงหลักทั้งในปัจจุบันและอนาคต ส่วนเทคโนโลยีต่างๆ จะไม่มีผลต่อความต้องการน้ำมันในช่วง 10 ปี เพราะเทคโนโลยีรถไฟฟ้า (EV) จะไม่มีเติบโตแบบก้าวกระโดด ส่วนพลังงานทดแทนยังไม่สามารถเข้าถึงได้เพราะกลไกด้านราคาที่ยังสูงอยู่ในปัจจุบัน รวมถึง Shell Oil ถึงแม้จะมีการผลิตเพิ่มขึ้นแต่ด้วยปริมาณที่จำกัดหากหมดไปก็จะต้องกลับมาพึ่งพาน้ำมันดิบ ดังนั้น สรุปได้ว่ามุมมองและประโยชน์ที่ได้รับจากการเข้าร่วมประชุมในครั้งนี้สามารถนำมาใช้เป็นแนวทางในการวางนโยบายด้านพลังงานในอนาคตของประเทศไทยต่อไปได้
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 – 2579 (EEP 2015) พร้อมมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้พิจารณาและให้การสนับสนุนการดำเนินงานของแผน EEP 2015 โดยมีเป้าหมาย ดังนี้ (1) ลดความเข้มการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ลงร้อยละ 30 ในปี 2579 เมื่อเทียบกับปี 2553 โดยต้องลดค่าความเข้มการใช้พลังงานจากปีฐาน (ปี 2553) ซึ่งมีค่า 8.54 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบต่อพันล้านบาท ลดลงให้เหลือ 5.98 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ต่อพันล้านบาท ในปี 2579 (2) ตระหนักถึงเจตจำนงค์ของ APEC มีเป้าหมายร่วมในการลด EI ลงร้อยละ 45 ในปี 2578 เมื่อเทียบกับปี 2548 โดยมุ่งเน้นสัดส่วนที่ประเทศไทยจะสามารถมีส่วนร่วมได้เป็นหลัก และ (3) ตระหนักถึงเจตจำนงของ UNFCCC ในการประชุม COP20 ที่ประเทศไทยได้เสนอเป้าหมาย NAMAs ในปี 2563 จะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคขนส่งและภาคพลังงานให้ได้ร้อยละ 7-20 จากปริมาณที่ปล่อยในปี 2548 ในภาวะปกติ (สำหรับกรณีที่ไม่ได้รับความช่วยเหลือจากชาติอื่น) โดยมียุทธศาสตร์และมาตรการในการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานของประเทศ เป็น 3 ระยะ ได้แก่ ระยะสั้น 1 - 2 ปี ระยะกลาง 5 ปี และระยะยาว 22 ปี แบ่งกลุ่ม เป้าหมาย 4 กลุ่มเศรษฐกิจ ได้แก่ ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ อาคารของรัฐ ภาคบ้านอยู่อาศัย และ ภาคขนส่ง โดยมี 3 กลยุทธ์ (10 มาตรการ) ได้แก่ กลยุทธ์ภาคบังคับ (Compulsory Program) เป็นการกำกับดูแลโดยใช้กฎหมาย กลยุทธ์ความร่วมมือ (Voluntary Program) เป็นการสนับสนุนด้านการเงิน การอนุรักษ์พลังงาน ภาคขนส่งและการศึกษาวิจัย และกลยุทธ์สนับสนุน (Complementary Program) เป็นการพัฒนาบุคลากรและ การสร้างจิตสำนึกการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
2. เป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานจากทุกมาตรการในปี 2560 กำหนดไว้ที่ 1,270 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) แบ่งเป็นเป้าหมายที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่ง จำนวน 703 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และคิดเป็นเป้าหมายเฉพาะมาตรการในภาคขนส่ง เช่น การใช้มาตรการกำหนดภาษีสรรพสามิตเพื่อส่งเสริมรถประหยัดพลังงาน การติดฉลาก ECO Sticker สำหรับรถยนต์ เป็นต้น ซึ่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานปี 2560 อยู่ที่ 567 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หากพิจารณาถึงความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ณ ปัจจุบัน เฉพาะในส่วนที่เป็นมาตรการที่ไม่รวมมาตรการภาคขนส่งซึ่งมีเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงาน ปี 2560 อยู่ที่ 703 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ นั้น กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานได้ดำเนินมาตรการหลักภายใต้แผนอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งมีผลการอนุรักษ์พลังงานถึงไตรมาสที่ 4 ปี 2560 คิดเป็นผลการอนุรักษ์พลังงานรวมประมาณ 713.42 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดย คิดเป็นร้อยละ 101.48 ของเป้าหมายปี 2560 ส่วนมาตรการ EE7 ที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย ส่วนหนึ่งมาจากมาตรการ ECO-Sticker ที่จำนวนรถใหม่ยังไม่เป็นไปตามเป้าที่ระบุไว้ในแผนอนุรักษ์พลังงาน และกรณีของรถไฟทางคู่ การก่อสร้างยังไม่แล้วเสร็จจึงยังไม่มีการเปิดใช้งาน เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานความคืบหน้าร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2559 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้อนุมัติหลักการร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และให้รับความเห็นของหน่วยงานต่างๆ ไปประกอบการพิจารณาในขั้นตอนการตรวจพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ต่อมาเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2560 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้กำหนดให้มีการรับฟังความคิดเห็นตามบทบัญญัติมาตรา 77 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย โดยใช้ร่างที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) และเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2560 สนพ. และสำนักงานบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ได้มีการชี้แจงรายละเอียดร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯต่อคณะกรรมการฯ และได้ผ่านการพิจารณาเรียบร้อยแล้ว
2. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 สคก. ได้มีการประชุมหารือเพื่อพิจารณาตรวจความถูกต้อง ของร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯ ก่อนจะนำเสนอ ครม. ซึ่งมีการแก้ไขปรับถ้อยคำโดยไม่ได้แก้ไขสาระสำคัญ และเพิ่มเติมในบางประเด็น และต่อมาได้นำเสนอต่อคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) เพื่อพิจารณา เมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2561 และวันที่ 21 มีนาคม 2561 และได้พิจารณาเสร็จเรียบร้อยแล้ว โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ ร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯ มี 7 หมวด (มาตรา 1 - 45) โดยมีการเพิ่มมาตรา 29/1 และ มาตรา 42/1 และ บทเฉพาะกาล (มาตรา 46 - 55) จำนวนทั้งหมด 57 มาตราได้แก่ หมวด 1 การจัดตั้งกองทุน หมวด 2 การบริหารกิจการของกองทุน หมวด 3 สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หมวด 4 การดำเนินงานของกองทุน หมวด 5 พนักงานเจ้าหน้าที่ หมวด 6 การบัญชี การตรวจสอบและการประเมินผล หมวด 7 บทกำหนดโทษ และบทเฉพาะกาล โดยร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯ มีวัตถุประสงค์เหลืออยู่ 2 ข้อ ได้แก่ (1) รักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม (2) สนับสนุนราคาเชื้อเพลิงชีวภาพให้มีส่วนต่างราคาที่สามารถแข่งขันกับน้ำมันเชื้อเพลิงได้ นอกจากนี้ ยังได้มีบทบัญญัติเรื่องการจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ เพื่อเป็นกรอบการปฏิบัติงานที่ชัดเจนในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพตามวัตถุประสงค์ของกองทุนน้ำมันฯ และมีการกำหนดกรอบวงเงินการกู้ยืมเงินเพื่อมิให้ก่อให้เกิดผลกระทบต่อหนี้สาธารณะและเสถียรภาพของกองทุนน้ำมันฯ
3. ความคืบหน้า หลังจากการพิจารณาร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯ ผ่านคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 5) แล้ว สคก.จะนำเสนอร่างพระราชบัญญัติฯ เข้า ครม. โดยมีแนวทางการนำเสนอ 2 วิธี ดังนี้คือ (1) สคก. จะนำเสนอร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันฯ ไปยังกระทรวงพลังงานเพื่อให้ยืนยันร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯ ไปยัง สคก. และ สคก. จะส่งไปยังสำนักงานเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ต่อไป และ (2) สคก. จะนำเสนอร่างพระราชบัญญัติฯ ไปยัง สลค. และจะมีหนังสือมายังกระทรวงพลังงานเพื่อให้ยืนยันพระราชบัญญัติกองทุนฯ ไปยัง สลค. ต่อไป ซึ่ง สนพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าร่างพระราชบัญญัติกองทุนฯ เป็นเรื่องเร่งด่วนจึงขอใช้แนวทางในข้อที่ 2 และจะได้แจ้งประสานไปยัง สคก. เพื่อทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 ร่างแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. สาระสำคัญร่างแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงานมีทั้งหมด 6 ด้าน ครอบคลุม 17 ประเด็น สรุปสาระสำคัญ ดังนี้ (1) บริหารจัดการพลังงานของประเทศ ปฏิรูปใน 3 ประเด็น ได้แก่ 1) ปฏิรูปองค์กรด้านพลังงาน 2) พัฒนาศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ และ 3) สร้างธรรมาภิบาลและการมีส่วนร่วมในทุกภาคส่วน (2) ด้านไฟฟ้า ปฏิรูปใน 3 ประเด็น คือ 1) ปรับแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ 2) ส่งเสริมการแข่งขันใน กิจการไฟฟ้า และส่งเสริมกิจการไฟฟ้าที่ใช้พลังงานทดแทน และ 3) ปรับโครงสร้างการบริหารกิจการไฟฟ้า (3) ด้านปิโตรเลียมและปิโตรเคมี ปฏิรูปใน 2 ประเด็น คือ 1) ด้านการพัฒนาอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติโดยสร้างโอกาสให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการค้า LNG ของภูมิภาค และ 2) การพัฒนาปิโตรเคมี ระยะที่ 4 เพื่อสร้าง ความเข้มแข็งของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี (4) สนับสนุนพลังงานทดแทน ปฏิรูปใน 4 ประเด็น คือ 1) ปฏิรูประบบบริหารจัดการเชื้อเพลิงไม้โตเร็วสำหรับโรงไฟฟ้าชีวมวล 2) ส่งเสริมการนำขยะไปเป็นเชื้อเพลิงเพื่อผลิตไฟฟ้า 3) ส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี และ 4) ปฏิรูปโครงสร้างการใช้พลังงานภาคขนส่งเพื่อสร้างกรอบและโครงสร้างการใช้พลังงานภาคขนส่งที่เหมาะสมกับประเทศ (5) อนุรักษ์และการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ สนับสนุนและเร่งดำเนินการใน 3 ประเด็น คือ 1) ส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในกลุ่มอุตสาหกรรม 2) การใช้ข้อบัญญัติเกณฑ์มาตรฐานอาคารด้านพลังงาน (Building Energy Code: BEC) และ 3) การใช้มาตรการบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) สำหรับหน่วยงานภาครัฐ และ (6) เทคโนโลยี นวัตกรรม และโครงสร้างพื้นฐานพลังงาน ปฏิรูปใน 2 ประเด็น คือ 1) การส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทย และ 2) ส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงานเพื่อส่งเสริมให้นำเทคโนโลยีและนวัตกรรมสมัยใหม่มาใช้ในการบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงาน ของประเทศ
2. ความก้าวหน้าในการดำเนินการของรัฐบาล เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2561 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบร่างแผนปฏิรูปประเทศ ดังนี้ (1) เห็นชอบร่างแผนการปฏิรูปประเทศ ตามที่ สศช. เสนอและให้รายงานต่อสภานิติบัญญัติแห่งชาติ (สนช.) เพื่อทราบ ต่อไป (2) เห็นชอบตามความเห็น สศช. และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง ต่อไป และ (3) ให้ทุกหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับร่างแผนการปฏิรูปประเทศพิจารณาจัดทำแผนงานโครงการที่อยู่ระหว่างการดำเนินงานของหน่วยงาน และเป็นแผนการดำเนินงานของหน่วยงานในระยะ 5 ปี (พ.ศ. 2561-2565) ให้สอดคล้องเชื่อมโยงกับแผนการปฏิรูปประเทศทั้ง 11 ด้าน แล้วส่งไปยัง สศช. ภายใน 3 เดือน โดยให้ สศช. รวบรวมข้อมูลดังกล่าวเสนอต่อคณะกรรมการที่จะมีการจัดตั้งขึ้นเพื่อขับเคลื่อนร่างแผนการปฏิรูปประเทศ เพื่อใช้เป็นข้อมูลการประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างการรับรู้และความเข้าใจเกี่ยวกับการปฏิรูปประเทศให้แก่ทุกภาคส่วน ต่อไป ทั้งนี้เพื่อให้การดำเนินการประชาสัมพันธ์เกี่ยวกับการดำเนินการตามร่างแผนการปฏิรูปประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ ให้ สศช. พิจารณาช่องทางการสื่อสารที่หลากหลายเพื่อให้ประชาชนทุกภาคส่วนเข้าถึงข้อมูลต่างๆได้อย่างถูกต้องและทั่วถึงด้วย และ (4) ให้ สศช. เร่งดำเนินการจัดทำหลักเกณฑ์และวิธีการติดตาม การตรวจสอบและการประเมินผลการดำเนินการตามแผนการปฏิรูปประเทศ โดยมุ่งเน้นให้กลไกและวิธีการประเมินสามารถประเมินผลได้อย่างเป็นรูปธรรมและไม่เป็นภาระของหน่วยงานมากจนเกินไปและนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาโดยเร็วเพื่อให้ส่วนราชการและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องใช้เป็นแนวทางและหลักเกณฑ์เพื่อถือปฏิบัติ ต่อไป
3. การจัดลำดับความสำคัญโครงการ เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2561 กระทรวงพลังงานได้หารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกำหนดเกณฑ์การพิจารณาที่สำคัญ โดยคัดเลือก 10 กิจกรรมที่สำคัญส่งให้ สศช. และคณะกรรมการปฏิรูปฯ โดยรับทราบว่าคณะกรรมการปฏิรูปฯ เห็นชอบในหลักเกณฑ์และการคัดเลือก 10 กิจกรรมสำคัญดังกล่าว เรียบร้อยแล้ว สรุปดังนี้ (1) ประเด็นที่แก้ปัญหาการขับเคลื่อนยุทธศาสตร์พลังงาน ได้แก่ 1) ปฏิรูปโครงสร้างแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า (PDP) 2) ปฏิรูปองค์กรด้านพลังงาน เน้นกิจกรรม OSS ปฏิรูปการพัฒนาศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ และ 3) ปฏิรูปสร้างธรรมาภิบาล เน้นกิจกรรมกำหนดกลไกการจัดตั้งโรงไฟฟ้า ที่ประชาชนมีส่วนร่วม (2) ประเด็นที่จะกระตุ้นและส่งเสริมการลงทุนประเทศ ได้แก่ 1) ปฏิรูปส่งเสริมกิจการไฟฟ้า เพื่อเพิ่มการแข่งขัน และ 2) ปฏิรูปการพัฒนาปิโตรเคมี ระยะที่ 4 และ (3) นโยบายรัฐบาล รวมถึงประเด็นที่นายกรัฐมนตรีให้ความสำคัญ ได้แก่ 1) ปฏิรูปการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี 2) ปฏิรูปการใช้มาตรการบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) สำหรับหน่วยงานภาครัฐ 3) ปฏิรูปการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทย และ 4) ปฏิรูป การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน
4. การดำเนินการขับเคลื่อนแผนการปฏิรูปประเทศของกระทรวงพลังงาน ประกอบด้วย (1) การจัดตั้งกลุ่มงานภายในกระทรวงพลังงาน สำนักงาน กพร. แจ้งว่านายกรัฐมนตรีได้เห็นชอบรูปแบบการจัดตั้ง ตำแหน่ง อัตรากำลัง และคุณลักษณะของกลุ่มขับเคลื่อนการปฏิรูปประเทศ ยุทธศาสตร์ชาติ และการสร้างความสามัคคีปรองดอง (กลุ่ม ป.ย.ป.) โดย สป.พน. ได้นำเสนอปลัดกระทรวงพลังงานถึงกรอบการดำเนินการตามที่สำนักงาน กพร. กำหนด และได้รับความเห็นชอบแล้ว โดยให้มีการกำหนดผู้นำ ป.ย.ป. รวบรวมรายชื่อเจ้าหน้าที่ ป.ย.ป. นำส่งสำนักงาน ก.พ.ร. ภายใน 31 มีนาคม 2561 และจัดทำคำสั่งตั้งกลุ่ม ป.ย.ป. และ (2) การจัดตั้งกลไกคณะกรรมการภายในกระทรวง โดย สป.พน. จะปรับปรุงคำสั่งคณะกรรมการสนับสนุนการดำเนินงานตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงานที่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2561 ให้ครอบคลุมงานด้านการขับเคลื่อนยุทธศาสตร์ชาติและเพิ่มเติมอำนาจหน้าที่ตามที่สำนักงาน กพร. กำหนด นำเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณาปรับปรุงคำสั่ง ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบดังนี้
1. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง และได้นำเสนอผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 ซึ่งที่ประชุมได้มีมติรับทราบผลการศึกษาและมอบหมายให้ สนพ. สื่อสารให้ผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกกลุ่มได้รับทราบจนได้ข้อสรุปที่ทุกฝ่ายเห็นชอบร่วมกันและนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่ง สนพ. ได้จัดการประชุมสื่อสารผลการศึกษาให้กับกลุ่มผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง กลุ่มผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง กลุ่มผู้ใช้น้ำมันเชื้อเพลิง และกลุ่มนักวิชาการพลังงาน และได้รวบรวมข้อสรุปจากการประชุมสื่อสาร รวมทั้งความเห็นเพิ่มเติมจากทุกกลุ่มเพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณา
2. ผลการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง พบว่า แนวทางการปรับปรุงการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามวิธีปัจจุบัน (Import Parity) มีดังนี้ (1) ราคา FOB ปัจจุบัน ใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก 2 วันย้อนหลังโดยน้ำมันเบนซินอ้างอิง MOPS EURO 3 และน้ำมันดีเซลอ้างอิง MOPS EURO 3 ข้อเสนอคือให้ใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก 2 วันย้อนหลัง โดยน้ำมันเบนซินอ้างอิง MOPS EURO 3 และน้ำมันดีเซลอ้างอิง MOPS EURO 4 (2) ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย (อ้างอิงอัตรา World Scale) ปัจจุบัน ใช้ AFRA ของเรือบรรทุกขนาด GP สำหรับดีเซลและเบนซินโดยใช้ค่าขนส่งทางเรือสิงคโปร์-กรุงเทพฯ ข้อเสนอ คือ ให้ใช้ AFRA ของเรือขนาด LR1 และคำนวณอัตราค่าขนส่งในแบบ long term charter โดยใช้ค่าขนส่งทางเรือสิงคโปร์-ศรีราชา (3) ค่าประกันภัย ปัจจุบันใช้อัตราร้อยละ 0.084 ของ C&F ข้อเสนอคือใช้อัตราร้อยละ 0.084 ของ C&F เท่าเดิม (4) ค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่ง ปัจจุบันใช้อัตราร้อยละ 0.5 ของราคา CIF ของน้ำมันทุกชนิดข้อเสนอคือใช้อัตราร้อยละ 0.3 ของ CIF ของน้ำมันทุกชนิด (5) ค่าเสียเวลาเรือ ปัจจุบันน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 0.16 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และน้ำมันเบนซินอยู่ที่ 0.1 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ข้อเสนอคือให้ยกเลิกทั้งหมด (6) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน ปัจจุบันน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 3.86 1.66 และ 2.88 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ข้อเสนอคือน้ำมันเบนซิน 95 และเบนซิน 91 อยู่ที่ 2.46 0.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนน้ำมันดีเซลให้ยกเลิก (7) ค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง ปัจจุบันอยู่ที่ 0.20 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรลข้อเสนอให้อยู่ที่ 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) (8) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ปัจจุบัน น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 0.67 และ 0.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับข้อเสนอคือให้มีค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา-กรุงเทพฯ ตามจริง (0.74 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรลหรือประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร) (9) ค่าปรับอุณหภูมิเป็น 86 องศาฟาเรนไฮต์ ปัจจุบันน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาอยู่ที่ 0.9814 0.9810 0.9870 และ 0.9896 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ข้อเสนอคือให้คงเดิม และ (10) ค่าใช้จ่ายการผสมเอทานอลและไบโอดีเซล ปัจจุบันน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 อยู่ที่ 1 2 และ 1.7 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ข้อเสนอคือส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงไปและนำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน โดยฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้เป็นศูนย์จนกว่าผู้ค้าจะส่งข้อมูลมายืนยัน
3. ข้อเสนอจากผลการศึกษา ควรปรับปรุงสูตรกำหนดราคา ดังนี้ (1) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 เท่ากับ (1-X1) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 95 + (Y1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X1) ของราคาเอทานอล (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 เท่ากับ (1-X2) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 91 + (Y2 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X2) ของราคาเอทานอล (3) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 เท่ากับ (1-X3) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 95 + (Y3 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X3) ของราคาเอทานอล (4) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 เท่ากับ (1-X4) ของราคาเบนซินออกเทน 95 + (X4) ของราคาเอทานอล (5) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย เท่ากับ (MOPS Gasoil 50 ppm + พรีเมียม) ที่ 60 องศาฟาเรนไฮต์ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 (6) น้ำมันเตา 600 (2%S) FO 600 (2%S)t เท่ากับ [(FO 180 (2%)t x 0.836) + MOPS Gasoil 50 ppm) x 0.164] x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984 และ (7) น้ำมันเตา 1500 (2%S) FO 1500 (2%S)t เท่ากับ FO 180 (2%)t x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984
4. ผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม มีดังนี้ (1) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน เสนอ กบง. เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2559 ที่ 0.87 บาทต่อลิตร ข้อเสนอคือปรับเพิ่มเป็น 0.89 บาทต่อลิตร มาจากการปรับค่าเช่าที่ดินเพิ่มขึ้นตามราคาประเมินที่ดินในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ร้อยละ 13.06 (2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ม.7 เสนอ กบง. เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2559 ที่ 0.58 บาทต่อลิตร ข้อเสนอคือปรับลดเป็น 0.54 บาทต่อลิตร มาจากการปรับเพิ่มขึ้นค่าจ้างและสวัสดิการ และค่าใช้จ่ายสำนักงาน 0.09 บาทต่อลิตร และการปรับลดสัดส่วนค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายลงให้ใกล้เคียงกับปริมาณน้ำมันที่ผู้ค้าฯ สำรองจริงที่ร้อยละ 3 คิดเป็น 0.13 บาทต่อลิตร (ขณะที่ PTIT ศึกษา ปริมาณสำรองน้ำมันน้ำมันสำเร็จรูปอยู่ที่ร้อยละ 6) และ (3) ค่าลงทุนสถานีบริการ เสนอ กบง. เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2559 ที่ 0.40 บาทต่อลิตร ข้อเสนอคือปรับเพิ่มเป็น 0.49 บาทต่อลิตร มาจากการปรับค่าลงทุนสถานีบริการเพิ่มเป็น 22 ล้านบาทต่อสถานี (ผลการศึกษาของ PTIT ในปี 2556 มีค่าลงทุนที่ 18 ล้านบาท และข้อมูลจากผู้ค้าฯ มีค่าลงทุนอยู่ที่ประมาณ 25 ล้านบาท) และให้ผลตอบแทนการลงทุนที่ร้อยละ 8 ซึ่งจากผลการศึกษา พบว่า ค่าการตลาดที่เหมาะสมควรอยู่ที่ 1.92 เพิ่มขึ้น 0.07 บาทต่อลิตร จากที่เสนอ กบง. เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2559 ที่ 1.85 บาทต่อลิตร และหากแยกค่าการตลาดที่เหมาะสมเป็นรายผลิตภัณฑ์ พบว่า น้ำมันเบนซิน 95 แก๊สโซฮอล 91E10 95E10 E20 E85 และน้ำมันดีเซล ควรอยู่ที่ 2.60 1.97 1.97 2.00 4.00 และ1.85 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ทำให้ค่าการตลาดเฉลี่ยจะอยู่ที่ 1.92 บาทต่อลิตร ซึ่งจากการประชุมสื่อสารผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม ผู้ค้าได้เสนอความเห็นดังนี้ (1) ไม่ควรมีการกำหนดค่าการตลาด เพราะอาจเป็นการควบคุมราคา (2) หากจำเป็นต้องกำหนดค่าการตลาดควรใช้เฉพาะในระบบราชการ ไม่ควรมีการเปิดเผยต่อสาธารณชนเพื่อป้องกันไม่ให้เกิดความสับสนและชี้นำตลาด และ (3) ควรสื่อสารให้เกิดความเข้าใจที่ถูกต้องว่าค่าการตลาดเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินการและกำไร ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้เผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงผ่านเว็บไซต์ สนพ. ถึงส่วนที่เป็นราคาขายส่ง ไม่ต้องแสดงค่าการตลาด แต่ให้มีการใช้ค่าการตลาดเฉพาะในหน่วยงานรัฐ เพื่อไม่ให้เกิดความสับสนและชี้นำตลาด สำหรับประชาชนทั่วไปยังสามารถเข้าดูราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละแบรนด์ผ่านทางเว็บไซต์ สนพ. ได้เช่นเดิม
5. ผลกระทบที่มีต่อโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง หากมีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นฯ และค่าการตลาดตามผลการศึกษาที่เสนอ จะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดลงประมาณ 0.34 - 0.61 บาทต่อลิตร ขณะที่ค่าการตลาดเฉลี่ยน้ำมันเชื้อเพลิงจะปรับเพิ่มขึ้นจากเดิมประมาณ 0.42 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกไม่เปลี่ยนแปลงไปจากเดิมมากนัก แต่จะส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้น มีความเหมาะสมกับสภาวะตลาดในปัจจุบัน โปร่งใสและเป็นธรรมต่อทั้งผู้ผลิตและผู้บริโภค อีกทั้งเกิดประสิทธิภาพต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวม
มติของที่ประชุม
ทรับทราบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้ สนพ. ทบทวนและนำเสนอในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานครั้งถัดไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2559 กบง. มีมติเห็นชอบให้ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติ กพช. วันที่ 15 ธันวาคม 2557 สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2559 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2562 และเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กพช. มีมติมอบให้ กบง. สามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (ทั้งผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)) จากเดิมที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ ดังต่อไปนี้ (1) สามารถพิจารณาเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจนครบเป้าหมายตามที่ กพช. กำหนดไว้ (2) สามารถพิจารณากำหนดปริมาณรับซื้อโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นรายพื้นที่ (เช่น การกำหนดเป้าหมายรายภูมิภาค) ภายใต้กรอบเป้าหมายที่ กพช. กำหนดไว้แล้ว และ (3) สามารถพิจารณาปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนรายปีให้สอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) และปริมาณของแต่ละเชื้อเพลิงที่อาจเปลี่ยนแปลงไป
2. การดำเนินโครงการ มีดังนี้ (1) วันที่ 1 ธันวาคม 2559 กกพ. ได้ออกประกาศการจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2559 รวม 8 พื้นที่ 12 โครงการ จำนวนรับซื้อ รวม 77.9 เมกะวัตต์ และมีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) วันที่ 16 มกราคม 2560 พระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 (พ.ร.บ. รักษาความสะอาด ฉบับที่ 2) มีผลบังคับใช้ (3) วันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2560 สำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศเลื่อนกำหนดในการจัดหาไฟฟ้า โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพื่อรอความชัดเจนจากกระทรวงมหาดไทยที่ต้องประกาศกำหนดแนวทางการดำเนินการ หรือหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขภายใต้ พ.ร.บ. รักษาความสะอาด ฉบับที่ 2 (4) วันที่ 14 พฤศจิกายน 2560 กกพ. ได้ออกประกาศการจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 โดยมีกรอบระยะเวลาดำเนินการให้ยื่นคำร้องและข้อเสนอขอขายไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2560 ถึงวันที่ 30 มีนาคม 2561 และกำหนดประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการพิจารณาภายในวันที่ 30 เมษายน 2561 (5) วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2561 กกพ. ได้มีการประชุมหารือร่วมกับกระทรวงมหาดไทย เพื่อติดตามความคืบหน้าการดำเนินตามกระบวนตามกฎหมายการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐของโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) กลุ่ม Quick Win Projects 12 โครงการ (6) วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2561 กระทรวงมหาดไทยได้เชิญ อปท. ทั้งหมด 8 พื้นที่ มาประชุมร่วมกับสำนักงาน กกพ. เพื่อยืนยันสถานะความพร้อมของกลุ่ม Quick Win Projects 12 โครงการ เพื่อเป็นข้อมูลให้กระทรวงมหาดไทยพิจารณาเสนอขอขยายระยะเวลาการยื่นคำร้องและข้อเสนอขอขายไฟฟ้าที่ชัดเจน รวมถึงการขอขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และ 7) วันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2561 กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น มีหนังสือถึงสำนักงาน กกพ. แจ้งสถานะความพร้อมของกลุ่ม Quick Win Projects 8 พื้นที่ 12 โครงการ เพื่อขอขยายระยะเวลาในการยื่นคำร้องและข้อเสนอขอขายไฟฟ้า ถึงวันที่ 30 กันยายน 2561 และขอขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ถึงธันวาคม 2563 เนื่องจากติดประเด็นกฎหมายร่วมทุนที่ต้องไปดำเนินการให้ถูกต้องครบถ้วนตามข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้องในการคัดเลือกเอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ ดังนั้น เพื่อส่งเสริมนโยบายรัฐบาลในการบริหารจัดการขยะของประเทศ และมีกระบวนการร่วมทุนที่ถูกต้อง รวมทั้งเปิดโอกาสให้ผู้พัฒนาโครงการมีเวลาในการชี้แจงโครงการและบริหารจัดการการมีส่วนร่วมของประชาชนเพื่อให้โครงการสามารถพัฒนาไปได้อย่างมีประสิทธิภาพและยั่งยืน กกพ. จึงเสนอให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) สำหรับโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่มีความพร้อมสามารถดำเนินการในระยะแรก (Quick Win Projects) รวม 8 พื้นที่ 12 โครงการ จำนวนเมกะวัตต์รับซื้อรวม 77.9 เมกะวัตต์ ที่ กกพ. ประกาศรับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2557 (ครั้งที่ 147) ที่มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2562 เป็นภายในปี 2564 โดยยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าและระยะเวลาการสนับสนุนตามมติเดิม (10 ปี สำหรับหลุมฝังกลบ และ 20 ปี สำหรับการจัดการขยะแบบผสมผสาน นับจากวัน COD)
3. ความเห็นฝ่ายเลขานุการฯ การพิจารณาขยายกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน จากเดิมกำหนด SCOD ภายในปี 2562 เป็น SCOD ภายในปี 2564 นั้น กบง. ควรมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาทบทวนความเหมาะสมของอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ด้วย ว่ามีความเหมาะสมและสอดคล้องกับต้นทุนในปัจจุบันหรือไม่ เนื่องจากอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT ที่ กพช. ประกาศนั้น เป็นอัตราที่ประกาศตั้งแต่ ธันวาคม 2557 ทั้งนี้ เพื่อก่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ประกอบการและประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย (SCOD) สำหรับโครงการกำจัดขยะมูลฝอยเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่มีความพร้อมสามารถดำเนินการในระยะแรก (Quick Win Projects) รวม 8 พื้นที่ 12 โครงการ จำนวนเมกะวัตต์รับซื้อรวม 77.9 เมกะวัตต์ ที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ประกาศรับซื้อไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุม ครั้งที่ 2/2557 (ครั้งที่ 147) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่มีกำหนดวัน SCOD ภายในปี 2562 เป็นภายในปี 2564 โดยยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติเดิม ทั้งนี้ ให้มีระยะสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2572 สำหรับโรงไฟฟ้าขยะ (หลุมฝังกลบ) และภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2582 สำหรับโรงไฟฟ้าขยะ (การจัดการขยะแบบผสมผสาน)
2. มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปโดยไม่ต้องรอรับรองรายงานการประชุม
กบง. ครั้งที่ 53 - วันจันทร์ที่ 12 มีนาคม 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2561 (ครั้งที่ 53)
เมื่อวันจันทร์ที่ 12 มีนาคม 2561 เวลา 13.00 น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 การปรับโครงสร้างธุรกิจของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ เรื่อง การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้ (1) เปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo (FOB Arab Gulf) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทน โดยราคานำเข้าเท่ากับราคา LPG cargo บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (ค่า X) (2) กำหนดเพดานการอุดหนุนราคาก๊าซ LPG (Subsidy Cap) โดยจำกัดปริมาณเงินชดเชยราคาสูงสุดในแต่ละเดือนให้ไม่เกินร้อยละ 5 ของฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเดิม (ทั้งบัญชีน้ำมันและ บัญชี LPG) (3) ปรับกลไกการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณด้วยโครงสร้างราคา ขายปลีกก๊าซ LPG เป็นการใช้ราคาขายปลีกของผู้ค้าแทน ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2560 มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตรากองทุน #1 กรณีที่ราคานำเข้าแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ เกินกว่า 0.67 บาท ต่อกิโลกรัม ให้มีอัตรากองทุน #1 ของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับราคานำเข้าลบด้วยต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ บวกกรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขัน
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนมีนาคม 2561 ราคาก๊าซ LPG (CP) อยู่ที่ 472.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ลดลงจากเดือนก่อน 42.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 5 - 9 มีนาคม 2561 อยู่ที่ 448.10 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากสัปดาห์ก่อน 16 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG นำเข้า (LPG cargo บวก X) เฉลี่ยวันที่ 13 - 19 มีนาคม 2561 อยู่ที่ 15.6214 บาทต่อกิโลกรัม ปรับตัวลดลงจากสัปดาห์ก่อนหน้า 0.5646 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากกลุ่มโรงแยกฯ (เดือนกุมภาพันธ์ถึงเมษายน 2561) ได้แก่ ต้นทุนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 13.6242 บาทต่อกิโลกรัม ต้นทุนของบริษัท ปตท.สผ. สยาม จำกัด และบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 14.8380 บาทต่อกิโลกรัม โดยที่อัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยวันที่ 5 – 9 มีนาคม 2561 อยู่ที่ 31.5303 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากสัปดาห์ก่อนหน้า 0.0325 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ
3. แนวทางการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในช่วงวันที่ 5 - 9 มีนาคม 2561 ราคา LPG Cargo ปรับตัวลดลง 16 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น 0.0325 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ในสัปดาห์หน้าปรับลดลง 0.5646 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 16.1860 บาทต่อกิโลกรัม (512.8202 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 15.6214 บาทต่อกิโลกรัม (495.4395 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) หากราคาขายปลีกไม่เปลี่ยนแปลงค่าการตลาดอยู่ในระดับ 3.8896 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ที่ผ่านมาราคาก๊าซ LPG ในช่วงเดือนตุลาคม 2560 ถึงมกราคม 2561 อยู่ในช่วงขาขึ้น ซึ่งภาครัฐได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2560 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2561 โดยได้ชดเชยที่ระดับ 6.3525 4.7830 และ 3.3754 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ ดังนั้น ในช่วงราคาก๊าซ LPG ลดลง กองทุนน้ำมันฯ จึงควรปรับลดอัตราเงินชดเชยลงเพื่อลดภาระของกองทุนน้ำมันฯ ประกอบกับฐานะกองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ณ วันที่11 มีนาคม 2561 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ ก๊าซ LPG อยู่ที่ 2,153 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอปรับลดอัตราเงินชดเชยลง 0.6330 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมชดเชยที่ 3.3754 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 2.7424 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีกคงเดิมที่ 19.82 บาทต่อกิโลกรัม และค่าการตลาดอยู่ในระดับที่เหมาะสม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายลดลง 110.83 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายจ่าย 803.60 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายจ่าย 692.77 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
| รายการ | อัตราเงินส่งเข้ากองทุน |
| 1. โรงแยกก๊าซธรรมชาติ | 1.3272 |
| 2. บริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) | 0.1134 |
| 3. ก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง | -2.7424 |
| 4. บริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด | -0.2420 |
| 5. ก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก | 0.7000 |
| 6. ก๊าซที่ได้รับอนุญาตให้ส่งออก และได้รับเงินชดเชย จากองทุนน้ำมันแล้วให้ส่งเงินชดเชยคืนกองทุน |
2.7424 |
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 18 พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุน สำหรับก๊าซ ตามหลักเกณฑ์การคำนวณโครงสร้างราคาก๊าซ และ ฉบับที่ 19 พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงิน คืนกองทุน สำหรับก๊าซ
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 13 มีนาคม 2561 เป็นต้นไป
กบง. ครั้งที่ 52 - วันจันทร์ที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2561 (ครั้งที่ 52)
เมื่อวันจันทร์ที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 เวลา 11.00 น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับก๊าซ LPG
2. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 การปรับโครงสร้างธุรกิจของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในการดำเนินการโอนทรัพย์สิน การดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 และการนำ PTTOR เข้าระดมทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย และเห็นชอบประเด็นด้านความมั่นคงทางพลังงานของประเทศว่าการปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ครั้งนี้จะไม่มีผลกระทบต่อระดับความมั่นคงทางพลังงาน
2. การปรับโครงสร้าง ปตท. จะมีการให้ PTTOR ใช้ประโยชน์ในทรัพย์สินบางส่วนของ ปตท. ซึ่งทำให้ธุรกรรมนี้ต้องดำเนินการภายใต้พระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 (พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ) เพราะเป็นธุรกรรมที่หน่วยงานรัฐเป็นเจ้าของ และ/หรือ หน่วยงานรัฐที่มีสิทธิในสินทรัพย์นั้นอนุญาตให้ PTTOR มีสิทธิใช้ประโยชน์ ปตท. จึงได้ดำเนินการ ดังนี้ (1) ว่าจ้างสำนักงานศูนย์วิจัยและให้คำปรึกษาแห่งมหาวิทยาลัย ธรรมศาสตร์ให้ทำการสอบทานผลการศึกษาจากรายงานของผู้ประเมินอิสระสำหรับการประเมินมูลค่าสินทรัพย์ที่มีตัวตนและไม่มีตัวตน และรายงานความเหมาะสมโครงการให้เช่า ให้เช่าช่วง ให้สิทธิ และให้สิทธิช่วงในทรัพย์สินภายใต้การปรับโครงสร้างธุรกิจ ปตท. ของที่ปรึกษาอิสระ ประกอบกับศึกษาและวิเคราะห์โครงการให้สอดคล้องกับ พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ (2) นำเสนอรายงานศึกษาความเหมาะสมโครงการให้สิทธิในทรัพย์สินภายใต้การปรับโครงสร้างธุรกิจของ ปตท. ต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) เพื่อขอให้พิจารณาให้ความเห็นชอบภายใต้ พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ โดยทรัพย์สินที่เกี่ยวข้องและซึ่งเข้าข่ายตาม พ.ร.บ. ร่วมทุนฯ ขนาดใหญ่ ที่มีมูลค่าทรัพย์สินมากกว่า 5,000 ล้านบาท ประกอบด้วย สิทธิในการใช้เครื่องหมายการค้า ซึ่งได้แก่ เครื่องหมายคำว่า “PTT” “ปตท.” และเครื่องหมายรูปเปลวเพลิง และ (3) ทำหนังสือเรียน รมว.พน. ขอถอนรายงานผลการศึกษาฯ ออกจากกระบวนการพิจารณาตาม พ.ร.บ. ร่วมทุน โดย ปตท. ได้พิจารณาแนวทางเลือกอื่นเพิ่มเติมสำหรับการใช้เครื่องหมายการค้า เพื่อการประกอบธุรกิจของ PTTOR ในอนาคต และเห็นว่าในกรณีที่ ปตท. สร้างเครื่องหมายการค้าใหม่แบบผสม โดยมีรูปเปลวเพลิงเป็นหนึ่งในองค์ประกอบเพื่อโอนขายให้ PTTOR แทนการให้สิทธิการใช้เครื่องหมายการค้า ตามรายงานผลการศึกษาฯ เป็นแนวทางที่ดำเนินการปรับโครงสร้างธุรกิจได้โดยถูกต้องตามกฎหมายที่เกี่ยวข้อง
3. ผู้แทนเลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกา (นางสาววราลัย อ่อนนุ่ม) ได้ให้ความเห็นว่า ที่ประชุม ไม่จำเป็นต้องรับทราบในประเด็นเครื่องหมายทางการค้าของ PTTOR การดำเนินการจะแตกต่างจากการใช้เครื่องหมายการค้าเดิมที่ ปตท. มีอยู่แล้วโดย PTTOR ต้องสร้างเครื่องหมายการค้าขึ้นมาใหม่และนำไปจดทะเบียน ซึ่งไม่สามารถยืนยันได้ว่าเครื่องหมายใหม่จะได้รับการจดทะเบียนหรือไม่ หรืออาจมีการคัดค้านในอนาคต
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบความก้าวหน้าการปรับโครงสร้างของ ปตท. ว่าไม่มีความจำเป็นต้องดำเนินการ ตามพระราชบัญญัติร่วมทุนฯ ในลักษณะโครงการขนาดใหญ่
เรื่องที่ 2 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคา ก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดสูตรว่า ราคาก๊าซฯ (P) เท่ากับ ราคาเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ย (WH) บวก อัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่ง (S) บวกอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซฯ ทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซฯ (T) ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซฯ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการตามขั้นตอนของพระราชบัญญัติฯ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป และเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ การดำเนินงานระยะที่ 1 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 และมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ และรับทราบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 2 และระยะที่ 3 ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปศึกษาการดำเนินการ เพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. หลักการและเหตุผลในการพิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซฯ เพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ประกอบด้วย (1) การจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซฯ เพื่อรองรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ แบ่งเป็น 3 ระยะ ได้แก่ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง ระยะที่ 2 ระยะเปลี่ยนผ่านก่อนการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ และระยะ ที่ 3 เปิดแข่งขันเสรีเต็มรูปแบบ (2) หลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ การดำเนินงานระยะที่ 1 สรุปได้ดังนี้ 1) ด้านธุรกิจต้นน้ำในการจัดหา LNG ให้ กฟผ. เป็นผู้จัดหาก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นอีกหนึ่งรายนอกเหนือจาก ปตท. ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี 2) ด้านธุรกิจกลางน้ำ กำหนดให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซฯให้เป็นอิสระจากระบบจัดหาและจำหน่าย และ 3) ด้านธุรกิจปลายน้ำ กฟผ. ในฐานะ Shipper เป็นผู้จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าตามที่กำหนด (3) การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ ได้แก่ 1) โครงสร้างราคาก๊าซฯ (ปัจจุบัน) ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 โดยที่ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ (WH) จะมาจากการคำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซฯ ที่ผู้จัดหาก๊าซฯ รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่ม Gulf Gas เป็นก๊าซสำหรับโรงแยกก๊าซฯ ประกอบด้วยก๊าซฯ จากอ่าวไทย และกลุ่ม Pool Gas เป็นก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิต ไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ส่วนราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซฯ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพองให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน 2) โครงสร้างราคาก๊าซฯ (ใหม่) เพื่อให้รองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 1 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 จึงกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ ให้มีความชัดเจนเพื่อรองรับการจัดหาก๊าซฯ ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยแบ่งราคาเนื้อก๊าซฯ เฉลี่ย ออกเป็น 3 กลุ่ม คือ (1) Gulf Gas คงตามหลักการเดิม (2) Pool Gas เป็นราคาก๊าซฯ ที่จัดหาโดย ปตท. ซึ่งประกอบด้วย ก๊าซฯ จากอ่าวไทย โดยรวมอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ผ่านระบบส่งก๊าซฯ ในทะเล (T1) ก๊าซฯ จากเมียนมา และ LNG ที่ ปตท. จัดหา และ (3) LNG ที่ กฟผ. จัดหา
3. ข้อเสนอโครงสร้างราคาก๊าซฯ เพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 1 โดยอ้างอิงโครงสร้างราคาขายส่งก๊าซฯ สำหรับการค้าส่งก๊าซฯ โดยตรงจากระบบส่งก๊าซฯ (Transmission) ไปยังกลุ่มลูกค้า เพื่อให้สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ดังนี้ ราคาขายส่งก๊าซฯ ไปยังกลุ่มลูกค้า (Wy) เท่ากับ ราคา เนื้อก๊าซฯ เฉลี่ย (WH) บวก อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ (S) บวก อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซฯ ทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซฯ (T) ซึ่งจากการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซฯ ดังกล่าวสามารถกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ จำแนกตามกลุ่มลูกค้า (Wy) ได้ 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มโรงแยกก๊าซฯ (2) กลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซฯ ของ Shipper ปตท. และ (3) กลุ่มโรงไฟฟ้าของ Shipper กฟผ. ทั้งนี้ โครงสร้างราคาก๊าซฯ ดังกล่าวได้ผ่านการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้เสียตามมาตรา 67 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 แล้ว
4. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ จากการที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้มีหนังสือ ถึงสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ขอให้ชี้แจงรายละเอียดเพิ่มเติมในประเด็นแนวคิดหรือหลักการในการกำหนดกลุ่มระบบท่อในพื้นที่ (Zone) ตามโครงสร้างราคาก๊าซฯ ที่ สกพ. เสนอมา รวมถึงผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าหรือต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ ที่จะเกิดขึ้น ซึ่ง สกพ. ได้ชี้แจงดังนี้ (1) แนวคิดหรือหลักการในการกำหนดกลุ่มระบบท่อในพื้นที่ (Zone) ประกอบด้วย 1) จัด Zone โดยมุ่งเน้นการสร้างความเป็นธรรมให้ผู้ใช้บริการท่อก๊าซฯ ทุกภาคส่วน และการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ที่เป็นธรรมเพื่อรองรับกับโครงสร้างอุตสาหกรรมก๊าซฯ ที่เปลี่ยนแปลงไป 2) การแบ่งกลุ่ม Zone จะยึดตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซฯ และอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ที่ สนพ. ได้จัดทำตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ที่ได้เห็นชอบหลักการการทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซฯ ซึ่งกำหนดให้แยกอัตราค่าบริการที่เรียกเก็บจากผู้ซื้อก๊าซฯ เป็น 5 พื้นที่ (Zone) โดยคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซฯ ของผู้ซื้อก๊าซฯ ได้แก่ พื้นที่ 1 ระบบท่อส่งก๊าซนอกชายฝั่งที่ระยอง พื้นที่ 2 ระบบท่อส่งก๊าซนอกชายฝั่งที่ขนอม พื้นที่ 3 ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่ง พื้นที่ 4 ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่งที่จะนะ และพื้นที่ 5 ระบบท่อส่ง ก๊าซบนฝั่งที่น้ำพอง ทั้งนี้ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ที่มอบหมายให้ กกพ. ทบทวนการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซฯ กกพ. จึงได้มีการกำหนด Zone สำหรับการคิดอัตราค่าบริการฯ ตามพื้นที่การใช้งานระบบท่อส่งก๊าซฯ โดยมีการปรับเปลี่ยนขอบเขตการกำหนด Zone ท่อในพื้นที่ 1 และ 2 เนื่องจากวิธีการกำหนดราคา Pool Price ใหม่ให้คำนวณต้นทุนก๊าซฯ ในทะเลรวมค่าผ่านท่อในทะเลด้วย โดยจะรวมเฉพาะโครงข่ายท่อก๊าซฯ ที่เป็นการลงทุนของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เท่านั้น ทำให้ท่อก๊าซฯ นอกชายฝั่งขนอมซึ่งเดิมอยู่ใน Zone 2 ถูกมารวมไว้ใน Zone 1 แต่ในส่วนท่อก๊าซฯ ในทะเลที่ไปยังโรงไฟฟ้าจะนะเป็นโครงข่ายท่อก๊าซฯ ของบริษัททรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ท่อ TTM) ที่มีการส่งผ่านก๊าซฯ จากแหล่ง JDA เพียงแหล่งเดียวสำหรับใช้กับ 2 บริษัท คือ ปตท. และปิโตรนาส ดังนั้นจึงไม่นำโครงข่ายท่อ TTM มาคำนวณรวมไว้ในอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ สำหรับท่อในทะเล (Zone 1) ที่เป็นโครงข่ายท่อก๊าซฯ ของ ปตท. (2) สกพ. ได้จัดทำข้อมูลประมาณการผลกระทบต่อค่าไฟฟ้ารวมถึงโรงแยกก๊าซฯ จากการปรับโครงสร้างราคาก๊าซฯ เพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ โดยเปรียบเทียบราคาก๊าซฯ ในปัจจุบันกับราคาก๊าซฯ จากการปรับโครงสร้างราคาก๊าซฯ ใหม่ ที่คิดจากเงินลงทุน (Allowed Revenue) และวิธีคิดอัตราค่าบริการเดิม แต่ไม่รวมเงินลงทุนใหม่ในอนาคต (ท่อเส้นที่ 5) ซึ่งมีผลกระทบเกิดขึ้น ดังนี้ 1) ราคาก๊าซฯ สำหรับโรงแยกก๊าซฯ เพิ่มสูงขึ้นประมาณ 6.3501 บาทต่อล้านบีทียู 2) ภาคไฟฟ้า ราคาก๊าซฯ สำหรับโรงไฟฟ้า กฟผ. /IPP/SPP และโรงไฟฟ้าขนอมลดลงประมาณ 1.3499 และ 1.8610 บาทต่อล้านบีทียู ตามลำดับ ราคาก๊าซฯ โรงไฟฟ้าจะนะเพิ่มขึ้นประมาณ 7.24 บาทต่อล้านบีทียู ส่วนราคาก๊าซฯ โรงไฟฟ้าน้ำพองคงที่ไม่เปลี่ยนแปลง (3) ราคาก๊าซฯ สำหรับ NGV ลดลงประมาณ 1.3499 บาทต่อล้านบีทียู จากผลกระทบที่เกิดขึ้นพบว่าการปรับโครงสร้างราคาก๊าซฯ ดังกล่าวจะมีผลทำให้โรงแยกก๊าซฯ รับภาระต้นทุนที่สูงขึ้น แต่ในภาคไฟฟ้าจะมีผลทำให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPP SPP และโรงไฟฟ้าขนอมซึ่งเป็นโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่ของประเทศมีราคาก๊าซฯ ปรับลดลง ส่วนโรงไฟฟ้าน้ำพองมีราคาคงเดิม แต่จะมีโรงไฟฟ้าจะนะเพียงโรงเดียวที่ราคาก๊าซฯ ปรับตัวสูงขึ้น ทั้งนี้ แม้ว่าราคาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าจะนะจะปรับตัวสูงขึ้นแต่ในภาพรวมของภาคไฟฟ้าทั้งหมดของประเทศจะมีค่าไฟฟ้าลดลงประมาณ 390 ล้านบาทต่อเดือน หรือคิดเป็นค่า Ft ลดลงที่ 0.22 สตางค์ต่อหน่วย แต่ในส่วนของโรงแยกก๊าซฯ ของ ปตท. ที่รับภาระต้นทุนสูงขึ้นประมาณ 58 ล้านบาทต่อวัน นั้น สกพ. ได้หารือ ปตท. แล้ว สรุปว่า ปตท. สามารถยอมรับภาระในส่วนนี้ได้ ทั้งนี้ หลังการปรับโครงสร้างราคาก๊าซฯ โรงแยกก๊าซฯ จะมีต้นทุนเนื้อก๊าซฯ ที่ใช้เป็นวัตถุดิบในการผลิตก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นประมาณ 6.35 บาทต่อล้านบีทียู หรือประมาณ 0.30 บาทต่อกิโลกรัม และจะมีต้นทุนค่าเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตเพิ่มขึ้นประมาณ 0.03 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ โดยรวมเพิ่มขึ้นประมาณ 0.33 บาทต่อกิโลกรัม หรือประมาณร้อยละ 2.49 ของต้นทุนเดิม นอกจากนี้ ต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ที่สูงขึ้นจะทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีรายรับที่ได้จากก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ สำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงลดลงประมาณ 65 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการปรับปรุงโครงสร้างราคาก๊าซฯ โดยนำระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลของบริษัท ทรานส์ ไทย – มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) ไปรวมในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (พื้นที่ 1) และ ค่าผ่านท่อให้เฉลี่ยรวมกัน รวมทั้งประเมินผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
2. มอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปหารือเพื่อให้เกิดความชัดเจนเรื่องการคิดต้นทุนค่าไฟฟ้า จากโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซ LNG ซึ่งนำเข้าโดย กฟผ. และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานก่อนนำเสนอ กพช. ต่อไป