![Super User](http://www.gravatar.com/avatar/8f29cc35bfcee5e137109c704783b4c7?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fepposite%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
Super User
ต้นแบบไมโครกริด
กบง. ครั้งที่ 56 - วันพุธที่ 2 พฤษภาคม 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 9/2561 (ครั้งที่ 56)
เมื่อวันพุธที่ 2 พฤษภาคม 2561 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. แนวทางการดำเนินงานมาตรการ Demand Response
4. การกำหนดเพดานวงเงินสูงสุดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
5. รายงานผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
6. แนวทางการดำเนินนโยบายตามที่ กบง. ได้มีมติไว้แล้ว
7. แนวทางดำเนินการกับรถ NGV สาธารณะ
8. แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากความตึงเครียดทางการเมืองจากมาตรการคว่ำบาตรอิหร่านของสหรัฐฯ และเหตุความไม่สงบทางการเมืองของประเทศเวเนซุเอลา (2) ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากปริมาณการส่งออกน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลของประเทศจีนลดลง และปริมาณความต้องการของประเทศซาอุดิอาระเบียเพิ่มสูงขึ้น (3) ราคาก๊าซ LPG มีทิศทางปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยมาจากราคาโพรเพน (C3) และบิวเทน (C4) ปรับตัวเพิ่มขึ้น และปริมาณความต้องการของประเทศไต้หวันและเกาหลีใต้เพิ่มสูงขึ้น (4) ราคาถ่านหินในช่วงเดือนเมษายน 2561 มีการปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยมาจากปริมาณความต้องการของประเทศอินเดีย ปากีสถาน และเกาหลีใต้เพิ่มสูงขึ้น รวมถึงปริมาณการผลิตของประเทศจีนลดลง (5) ราคาก๊าซ LNG ในช่วงเดือนเมษายน 2561 ราคา Asian Spot มีแนวโน้มปรับตัวลดลง เนื่องจากความต้องการโดยรวมของทวีปเอเชียปรับตัวลดลง และ (6) สถานการณ์ไฟฟ้าในประเทศ ช่วงเดือนมกราคม - กุมภาพันธ์ 2561 มีกำลังการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 42,299 เมกะวัตต์ มีปริมาณการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 31,085 ล้านหน่วย และมีปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าอยู่ที่ 28,227 ล้านหน่วย ทั้งนี้ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) อยู่ที่ 29,968 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 24 เมษายน 2561 แต่คาดการณ์ว่า Peak ในปี 2561 จะสูงสุดอยู่ที่ประมาณ 30,300 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
กระทรวงพลังงาน ได้กำหนดเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน เป็นร้อยละ 30 ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายในปี 2579 ทั้งในรูปของพลังงานไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ ภายใต้แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558-2579 (Alternative Energy Development Plan : AEDP 2015) ซึ่งมีเป้าหมายในการผลิตไฟฟ้า จำนวน 5,588.24 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ความร้อนจำนวน 25,088.00 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และเชื้อเพลิงชีวภาพจำนวน 8,712.43 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยในปี 2561 มีแผนและความก้าวหน้าการดำเนินงาน ดังนี้ (1) การใช้พลังงานทดแทนผลิตไฟฟ้า มีแผนการติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนรายเทคโนโลยี ได้แก่ ขยะชุมชน ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานน้ำขนาดเล็ก พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังน้ำขนาดใหญ่ โดยมีเป้าหมายสะสมถึงสิ้นปี 2561 จำนวน 11,204.83 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 3.56 ของการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานทั้งหมด และ ณ เดือนมกราคม 2561 มีผล การดำเนินการติดตั้งสะสม จำนวน 10,244.01 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 3.58 ของการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานทั้งหมด (2) การใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน มีเป้าหมายตามแผน AEDP 2015 ในการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ได้แก่ ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และพลังงานแสงอาทิตย์ จำนวน 7,622.61 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 9.07 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานทั้งหมด และ ณ เดือนมกราคม 2561 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน จำนวน 621.76 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 8.80 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานทั้งหมด และ (3) การใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ในภาคขนส่ง มีเป้าหมายตามแผน AEDP 2015 ในการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง รวม 2,072.39 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล จำนวน 4.22 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 785.55 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล จำนวน 4.09 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 1,286.84 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และ ณ เดือนมกราคม 2561 มีการใช้เอทานอล จำนวน 3.97 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 62.77 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และ ไบโอดีเซล จำนวน 4.30 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 114.90 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) คิดเป็นร้อยละ 2.52 ของการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพต่อพลังงานทั้งหมด ทั้งนี้ ความคืบหน้าการดำเนินงานตาม AEDP 2015 ไตรมาสที่ 1 ปี 2561 มีเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ตามแผน AEDP 2015 เป็นร้อยละ 15.10 ซึ่งผลการดำเนินการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ณ เดือนมกราคม 2561 สามารถดำเนินการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ได้เป็นร้อยละ 14.90 และคาดการณ์ผลการดำเนินการ ณ สิ้นปี 2561 จะสามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนได้ไม่น้อยกว่าร้อยละ 15.10
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แนวทางการดำเนินงานมาตรการ Demand Response
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 8 ธันวาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบมาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response: DR) และอัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (DR Rate) ของ กกพ. และรับทราบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 ซึ่งเป็นการพัฒนาโครงการนำร่อง โดยมีวัตถุประสงค์ในการศึกษา ทดสอบ วิจัย ความเหมาะสมทางด้านเทคนิคและความคุ้มค่าของการลงทุนในการนำไปใช้พัฒนาในระยะต่อไป ซึ่งมีแนวทางการดำเนินการประกอบด้วย 3 เสาหลัก ได้แก่ เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) และเสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน (Micro Grid & ESS) ทั้งนี้ เสาหลักที่ 1 DR & EMS ได้มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้รับผิดชอบหลัก โดยมีเป้าหมายลดการสร้างโรงไฟฟ้าประเภทจ่ายไฟฟ้าเฉพาะช่วง Peak (Peaking Plant) 350 เมกะวัตต์ ภายในปี 2563
2. การดำเนินมาตรการ DR ได้เริ่มมาตั้งแต่ปี 2557 รวมทั้งสิ้น 5 ครั้ง โดยใช้วิธีแบบสมัครใจ (Voluntary) เรียกว่ามาตรการแบบ Emergency Demand Response Program (EDRP) โดยกำหนดอัตราชดเชยที่จ่าย ผันแปรตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผู้เข้าร่วมโครงการลดได้ ซึ่งเป็นมาตรการที่เหมาะสำหรับใช้ในระยะแรก เพื่อจูงใจให้ผู้เข้าร่วมโครงการได้ทดลองปรับเปลี่ยนพฤติกรรม และทำความเข้าใจกับการบริหารจัดการความต้องการใช้ไฟฟ้าด้วยตนเอง ส่วนการดำเนินมาตรการ DR ในปี 2561 กกพ. ได้เห็นชอบการดำเนินโครงการนำร่องการใช้มาตรการ DR ในรูปแบบ Critical Peak Pricing (CPP) โดยนำหลักการของอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use: TOU) ซึ่งจะแบ่งช่วงเวลาออกเป็น 3 ช่วง คือ 1) Critical Peak 2) Peak และ 3) Off-peak โดยผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมมาตรการจะจ่ายไฟฟ้าตามอัตรา CPP ซึ่งมีรายละเอียดสรุปดังนี้ (1) คุณสมบัติผู้เข้าร่วมโครงการต้องเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 4 แบบ TOU ทั่วประเทศที่มีมิเตอร์ AMR (2) เป้าหมายการดำเนินมาตรการจะสามารถลดการใช้ไฟฟ้าสูงสุด 100 เมกะวัตต์ (3) ช่วงเวลาที่ใช้มาตรการใช้สำหรับค่าไฟฟ้าเดือนสิงหาคม 2561 (4) อัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการ CPP สำหรับปี 2561 แบ่งออกเป็น 1) ระดับแรงดัน มากกว่า 69 กิโลโวลต์ ค่าพลังงานไฟฟ้า Critical Peak Peak และ Off-Peak อยู่ที่ 9.1617 3.2131 และ 2.6107 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ2) ระดับแรงดัน 12 ถึง 24 กิโลโวลต์ ค่าพลังงานไฟฟ้า Critical Peak Peak และ Off-Peak อยู่ที่ 9.3424 3.2765 และ 2.6295 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ และ 3) ระดับแรงดันน้อยกว่า 12 กิโลโวลต์ ค่าพลังงานไฟฟ้า Critical Peak Peak และ Off-Peak อยู่ที่ 9.6659 3.3900 และ 2.6627 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ และ (5) แผนการดำเนินมาตรการ มีดังนี้ 1) ช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 กกพ. เห็นชอบมาตรการและอัตรา CPP สำหรับ ปี 2561 และให้การไฟฟ้านำไปประกาศ 2) ช่วงเดือนมิถุนายนถึงเดือนกรกฎาคม 2561 การไฟฟ้า ประกาศประชาสัมพันธ์โครงการนำร่อง และประกาศอัตรา CPP ประชาสัมพันธ์และทำความเข้าใจมาตรการกับผู้ใช้ไฟฟ้า รวมถึงเปิดรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการและตรวจสอบคุณสมบัติผู้สมัคร เก็บข้อมูล และตอบรับเข้าร่วมโครงการ 3) เดือนสิงหาคม 2561 ดำเนินโครงการนำร่องมาตรการ CPP และ 4) เดือนตุลาคม 2561 ประเมินผลการดำเนินมาตรการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การกำหนดเพดานวงเงินสูงสุดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียน (คณะกรรมการฯ) อาศัยอำนาจตามพระราชบัญญัติการบริหารทุนหมุนเวียน 2558 มาตรา 11 (4) และ (6) ได้เสนอคณะรัฐมนตรีตราเป็นพระราชกฤษฎีกาการกำหนดจำนวนเงินสะสมสูงสุด และการนำทุนหรือผลกำไรส่วนเกินของทุนหมุนเวียนส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดิน พ.ศ. 2561 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 27 มกราคม 2561 ซึ่งเป็นวันนับถัดจากวันที่ประกาศในพระราชกิจจานุเบกษา ดังนี้ (1) มาตรา 5 ให้ทุนหมุนเวียนจัดทำข้อมูลเพื่อใช้ประกอบในการคำนวณจำนวนเงินสะสมสูงสุด และการนำทุนหรือกำไรส่วนเกินส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดิน ซึ่งรวมถึงกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (2) มาตรา 6 การคำนวณจำนวนเงินสะสมสูงสุดของทุนหมุนเวียน ให้คำนวณจากค่าใช้จ่าย 3 ปี (ปีปัจจุบันและย้อนหลังอีก 2 ปี) (3) มาตรา 7 ให้นำจำนวนเงินสะสมสูงสุดที่คำนวณได้ ไปหักออกจากเงินคงเหลือ ณ วันต้นปีบัญชีที่คำนวณ และ (4) มาตรา 8 หากทุนหมุนเวียนใดมีทุนหรือผลกำไรเกินกว่าจำนวนเงินสะสมสูงสุด ให้เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาเรียกให้ทุนหมุนเวียนนำทุนส่วนเกินส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดินต่อไป
2. เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2561 สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ได้นำเรื่องดังกล่าวเสนอคณะกรรมการ สบพน. เพื่อขอยกเว้นการบังคับใช้พระราชกฤษฎีกาดังกล่าวกับกองทุนน้ำมันฯ เนื่องจาก กองทุนน้ำมันฯ จัดตั้งขึ้นโดยมีวัตถุประสงค์เพื่อรักษาระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศในกรณีที่เกิดวิกฤตราคาน้ำมันผันผวนรุนแรงซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานและด้านการพัฒนาเศรษฐกิจของประเทศ ดังนั้น การดำเนินการตามพระราชกฤษฎีกาฉบับนี้ อาจขัดกับหลักการดังกล่าวข้างต้น คณะกรรมการฯ จึงเห็นชอบให้ สบพน. นำเรื่องเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อขอยกเว้นการบังคับใช้พระราชกฤษฎีกาดังกล่าวกับกองทุนน้ำมันฯ
3. เมื่อวันที่ 11 เมษายน พ.ศ.2561 สบพน. ได้มีการหารือกับ สนพ. กรมบัญชีกลาง และผู้ที่เกี่ยวข้อง เพื่อคำนวณจำนวนเงินสะสมสูงสุด สำหรับปีบัญชี 2561 ซึ่งคำนวณจากรายจ่ายจริงในปีบัญชี 2559 - 2560 และประมาณการใช้จ่ายเงินชดเชยสำหรับปีบัญชี 2561 ภายใต้สมมติฐานดังนี้ (1) กรณีที่ 1 รายจ่ายจริง 6 เดือน ที่ผ่านมาบวกประมาณการจากรายจ่ายอีก 6 เดือน โดยใช้ข้อมูลรายจ่ายตาม Fact Sheet ที่ สนพ. ประมาณการสำหรับเดือน เมษายน 2561 คูณด้วย 6 เดือน (2) กรณีที่ 2 รายจ่ายจริง 6 เดือนที่ผ่านมาบวกประมาณการจากรายจ่ายอีก 6 เดือน โดยใช้ข้อมูลรายจ่ายตาม Fact Sheet ที่ สนพ.ประมาณการ เฉลี่ยเดือน ตุลาคม 2560 - มีนาคม 2561 คูณด้วย 6 เดือน และ (3) กรณีที่ 3 รายจ่ายจริงของปี 2560 ซึ่งกรมบัญชีกลางได้ให้ความเห็นว่าการจัดทำ ประมาณการเบิกจ่ายเงินดังกล่าวสมเหตุผล และเห็นว่าผลการคำนวณเงินสะสมสูงสุดสำหรับปีบัญชี 2561 กองทุนน้ำมันฯ ไม่มีเงินส่วนเกินที่ต้องนำส่งเป็นรายได้แผ่นดิน และเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2561 สบพน. ได้รายงาน ความคืบหน้าในการดำเนินการต่อคณะกรรมการ สบพน. ซึ่งที่ประชุมรับทราบและให้ สบพน. รายงาน กบง. เพื่อทราบ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบผลการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 เป็นต้นไป โดยสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 30 เมษายน 2561 มีดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 69.97 83.82 และ 86.26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เมื่อเทียบกับวันที่ 20 เมษายน 2561 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับลดลง 0.38 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ส่วนน้ำมันเบนซิน 95 และ น้ำมันดีเซลปรับเพิ่มขึ้น 1.76 และ 0.56 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ (2) อัตราแลกเปลี่ยน อยู่ที่ 31.6806 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ โดยปรับเพิ่มขึ้นจากวันที่ 20 เมษายน 2561 เท่ากับ 0.2490 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ (3) ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอยู่ที่ 23.40 บาทต่อลิตร (4) ราคาเอทานอล ณ เดือนเมษายน 2561 อยู่ที่ 23.59 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 29 เมษายน 2561 มีทรัพย์สินรวม 36,735 ล้านบาท หนี้สินรวม 6,000 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 31,865 ล้านบาท โดยแยกเป็นของน้ำมัน 30,735 ล้านบาท และก๊าซ LPG 1,130 ล้านบาท
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกและการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างวันที่ 21 เมษายน 2561 – 1 พฤษภาคม 2561 เป็นดังนี้ (1) โครงสร้างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 (E10) ราคา ณ โรงกลั่น ลดลง 0.4386 บาทต่อลิตร ทำให้มีการปรับราคาขายปลีกทั้งหมด 3 ครั้ง ได้แก่ วันที่ 21 เมษายน 2561 ลดลง 0.30 บาทต่อลิตร วันที่ 25 เมษายน 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร และวันที่ 1 พฤษภาคม 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งหากไม่มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ราคาขายปลีกจะสูงกว่าระดับปัจจุบัน 0.47 บาทต่อลิตร (2) โครงสร้างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ราคา ณ โรงกลั่น ลดลง 0.6176 บาทต่อลิตร ทำให้มีการปรับราคาขายปลีกทั้งหมด 3 ครั้ง ได้แก่ วันที่ 21 เมษายน 2561 ลดลง 0.30 บาทต่อลิตร วันที่ 25 เมษายน 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร และวันที่ 1 พฤษภาคม 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งหากไม่มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ราคาขายปลีกจะสูงกว่าระดับปัจจุบัน 0.68 บาทต่อลิตร และ (3) โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซล ราคา ณ โรงกลั่น ลดลง 0.3771 บาทต่อลิตร ทำให้มีการปรับราคาขายปลีกทั้งหมด 3 ครั้ง ได้แก่ วันที่ 21 เมษายน 2561 ลดลง 0.30 บาทต่อลิตร วันที่ 25 เมษายน 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร และวันที่ 1 พฤษภาคม 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งหากไม่มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ราคาขายปลีก จะสูงกว่าระดับปัจจุบัน 0.42 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 แนวทางการดำเนินนโยบายตามที่ กบง. ได้มีมติไว้แล้ว
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 วันที่ 11 มกราคม 2561 วันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 และวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ได้มีมติหรือมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในเรื่องต่างๆ และเสนอ กบง. เพื่อทราบหรือพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ยังมีเรื่องจำนวน 5 เรื่องที่รอดำเนินการตามที่ กบง. ได้มอบหมาย ดังนี้ (1) แนวทางการให้ความช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (2) กลไกการบริหารนโยบายพลังงาน โดยคณะกรรมการบริหารนโยบาย พลังงาน (3) การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล (4) มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานที่รอเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และ (5) โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 จากการดำเนินงานที่ผ่านมามีเรื่องที่สามารถเสนอ กบง. ได้จำนวน 2 เรื่อง ดังนี้
6.1 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 กบง. ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคารับซื้อไฟฟ้าและแนวทาง การบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2561 กกพ.ได้พิจารณาเรื่องดังกล่าว โดยมีมติเห็นควรเสนอ กบง. พิจารณาโดยใช้หลักการ NPV ตามที่ กบง. มีมติเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 แต่ขอแก้ไข ดังนี้ (1) มติ กบง. ข้อ 3 ปรับปรุงการคำนวณในตารางระยะเวลา ที่ปรับลด เนื่องจากตารางระยะเวลาที่ปรับลดเดิมใช้ได้ระหว่างวันที่ 22 กันยายน 2560 – 31 ธันวาคม 2560 และให้สอดคล้องกับวันที่เริ่มใช้อัตรา FiT ดังนี้ 1) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ 2) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าแบบ Firm โดยกำหนดในวันที่ 1 ตุลาคม 2561 เป็นวันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าแบบ Firm และให้ กฟผ. นำวันดังกล่าวไปใช้คำนวณระยะเวลาปรับลด และ 3) กรณี SPP รายที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ทั้งประเภทสัญญา Firm และ Non - Firm) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ แบบ Firm ทั้งนี้ กฟผ. ได้ปรับปรุงการคำนวณตารางระยะเวลาที่ปรับลดอายุสัญญามาแล้ว (2) มติ กบง. ข้อ 4 ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ไม่ควรที่จะมีการต่ออายุสัญญาอีก และ (3) มติ กบง. ข้อ 5 ขอเพิ่มกรณีโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เมื่อเปลี่ยนสัญญาไปใช้อัตรา FiT (ประเภท Firm) ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ
2. สรุปมติ กบง. ที่ กกพ. ขอแก้ไขใหม่ ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi - Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) ทั้งนี้ โครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป ส่วนโครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm อยู่ จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ทั้งนี้อนุญาตให้โครงการ VSPP ที่เคยเปลี่ยนสัญญามาจาก SPP แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถเปลี่ยนสัญญา และ/หรือคู่สัญญา ไปเป็น SPP แบบ Firm ได้ (2) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm (3) ให้มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม ดังนี้ 1) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ 2) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าแบบ Firm โดยกำหนดในวันที่ 1 ตุลาคม 2561 เป็นวันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าแบบ Firm และให้ กฟผ. นำวันดังกล่าวไปใช้คำนวณระยะเวลาปรับลด และ 3) กรณี SPP รายที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ทั้งประเภทสัญญา Firm และ Non-Firm) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ แบบ Firm (4) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ไม่ควรที่จะมีการต่ออายุสัญญาอีก (5) ทั้งนี้ การเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT สำหรับโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้ว ให้มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm ซึ่งต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายกระแสไฟฟ้าแบบ Firm สำหรับกรณีโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เมื่อเปลี่ยนสัญญาไปใช้อัตรา FiT (ประเภท Firm) ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ โดยให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทำหนังสือแจ้งมติมายัง กกพ. โดยไม่ต้องรอการรับรองรายงานการประชุมของ กพช. และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้โรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป และ (6) ให้ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ เช่น เงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม การวางหลักค้ำประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน การส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า การคำนวณระยะเวลาปรับลดกรณีโครงการที่มีปัญหาด้านเทคนิคในการปฏิบัติตามสัญญา Firm เกินกว่ากรอบระยะเวลาที่กำหนด และอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลตามที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเสนอ (สกพ.) และมอบหมายให้ สกพ. ไปตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติม ในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอีกครั้ง
6.2 การทบทวนความจำเป็นของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 13 คณะ
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2561 กบง. ได้มีการหารือเรื่อง กลไกการบริหารนโยบายพลังงานโดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ซึ่ง สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กบง. ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า คณะอนุกรรมการฯ ภายใต้ กบง. จำนวน13 คณะ ยังมีคณะที่ปฏิบัติหน้าที่อย่างต่อเนื่องอยู่ 8 คณะ ส่วนอีก 5 คณะ ไม่มีการดำเนินการประชุมตั้งแต่ปี 2559 ดังนั้น จึงขอเสนอให้ที่ประชุมฯ พิจารณายกเลิกคณะอนุกรรมการที่ไม่มีการดำเนินการ และที่ประชุมได้มีมติมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เวียนหนังสือขอความเห็นจากกรรมการ กบง. เกี่ยวกับการปฏิบัติหน้าที่ของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 13 คณะ ว่าคณะอนุกรรมการชุดใดยังคงมีความจำเป็นเพื่อช่วยในการปฏิบัติงานของ กบง. และให้รวบรวมนำเสนอ กบง. ต่อไป ซึ่งผลการเวียนถามความเห็นกรรมการ กบง. จำนวน 10 ท่าน (ไม่รวมประธานฯ) มีกรรมการแจ้งความเห็นจำนวน 6 ท่าน สรุปได้ว่า มีคณะอนุกรรมการจำนวน 8 คณะ ที่ควรปฏิบัติหน้าที่ต่อ ได้แก่ (1) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (2) คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (3) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (4) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) (5) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (6) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ (7) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล และ (8) คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้ยกเลิกคณะอนุกรรมการฯ ที่เหลือจำนวน 5 คณะ ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตพลังงานจากขยะ (2) คณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (3) คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม (4) คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ (5) คณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ยกเลิกคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน จำนวน 5 คณะ ดังนี้
1. คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตพลังงานจากขยะ
2. คณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม
4. คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
5. คณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
เรื่องที่ 7 แนวทางดำเนินการกับรถ NGV สาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีก NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร แบบมีเงื่อนไข โดยตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ 13.50 บาทต่อกิโลกรัม และตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน และขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไปและปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือสำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเดิมที่ได้รับวงเงิน 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มรถสาธารณะเดิมที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือน เป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน (2) เห็นชอบการปรับค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักตามระยะทางจริงโดยใช้อัตราค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตรในการคำนวณ แต่สูงสุดไม่เกิน 4.00 บาทต่อกิโลกรัม มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยให้ ปตท. ไปร่วมหารือกับ สนพ. ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่งดังกล่าวเพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป
2. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนค่าความร้อนที่เปลี่ยนแปลงไป ตั้งแต่เดือนธันวาคม 2559 ปตท. ได้ปรับขึ้นค่าความร้อนควบคุมของ NGV ภายใต้กรอบกฎหมายปัจจุบัน จาก 35,947 บีทียูต่อกิโลกรัม เป็น 38,500 บีทียูต่อกิโลกรัม ทำให้ราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ได้มีการปรับลอยตัวตามต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ถูกปรับราคาให้สะท้อนค่าความร้อนที่เพิ่มขึ้นตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ปัจจุบันราคา ขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปอยู่ที่ 13.5681 บาทต่อกิโลกรัม ในขณะที่ราคาขายปลีกสำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก.ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ยังคงถูกกำหนดที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะไม่ได้มีการปรับให้สะท้อนค่าความร้อนที่เปลี่ยนแปลงไป ปตท. จึงมีภาระต้นทุนที่เพิ่มขึ้นนอกเหนือจากภาระส่วนลดที่รับผิดชอบอยู่เดิม ปตท. จึงมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เพื่อขอปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะให้สะท้อนค่าความร้อน NGV ที่เปลี่ยนแปลงไป เพิ่มขึ้นอีก 0.62 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2561 และ 18 เมษายน 2561 สนพ. ได้ประชุมหารือเพื่อขอความเห็นกับ ธพ. และกรมการขนส่งทางบก ซึ่งกรมการขนส่งทางบกมีความเห็นว่าจะนำเสนอต่อรัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงคมนาคมก่อนจะแจ้งความเห็นต่อ สนพ. ซึ่งปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินการของกรมการขนส่งทางบก
3. มาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ปัจจุบันมีจำนวนบัตรส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ที่ใช้งานทั้งสิ้น 86,222 ใบ มีภาระส่วนลดฯในปี 2560 เท่ากับ 2,280 ล้านบาท และภาระส่วนลดฯสะสมตั้งแต่ปี 2555 ถึงปี 2560 เท่ากับ 11,566 ล้านบาท ซึ่ง ปตท. เป็นผู้รับภาระในส่วนนี้ทั้งหมด และโครงการบัตรส่วนลดราคาขายปลีก NGV จะสิ้นสุดในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 ตามที่กระทรวงพลังงานได้ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีกรถโดยสารสาธารณะที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ปตท. จึงขอยุติการสนับสนุนมาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาและมีความเห็น ดังนี้ (1) การปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะขึ้นอีก 0.62 บาท ต่อกิโลกรัม เพื่อให้สะท้อนค่าความร้อนที่เปลี่ยนแปลงไป ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้วเห็นว่าการปรับราคาขายปลีกดังกล่าวไม่ส่งผลให้ต้นทุนเชื้อเพลิงของผู้ประกอบการสูงขึ้นเมื่อเทียบกับต้นทุนก่อนการปรับปรุงคุณภาพ ก๊าซ NGV (2) สำหรับมาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะของ ปตท. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วขอเสนอแนวทางการดำเนินการ 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ขอความร่วมมือ ปตท. ให้ช่วยเหลือมาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไป จนกว่าจะมีกลไกอื่นถาวรมาดูแล แนวทางที่ 2 เห็นควรให้ยุติมาตรการดังกล่าวตามที่ ปตท. เสนอ โดยให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะให้สะท้อนต้นทุนในระยะเวลา 1 ปี โดยขอความร่วมมือให้ ปตท. รับภาระส่วนลดไปจนกว่าราคาขายปลีก NGV จะสะท้อนต้นทุน และแนวทางที่ 3 เห็นควรให้ยุติมาตรการดังกล่าวตามที่ ปตท. เสนอ โดยภาครัฐหาแหล่งเงินอื่นหรือมาตรการอื่นมาช่วยเหลือต่อไป ซึ่งอาจจะใช้เงินงบประมาณแผ่นดินมาอุดหนุน ผ่านโครงการบัตรสวัสดิการแห่งรัฐของกระทรวงการคลัง โดยขอให้กระทรวงการคลังรับไปดำเนินการในส่วน ที่เกี่ยวข้องต่อไป หรือใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งวัตถุประสงค์ตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอาจจะยังไม่เอื้อให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการนี้ได้ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่ารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานอาจเสนอนายกรัฐมนตรีพิจารณาใช้อำนาจตาม ม. 44 ของรัฐธรรมนูญเพื่อให้สามารถใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายเป็นเงินอุดหนุนชดเชย NGV สำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะ และมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการในส่วนของบัตรส่วนลด และให้กระทรวงพลังงาน เป็นผู้ตรวจสอบและเบิกจ่ายเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่ ปตท.
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ จากเดิมอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และขอให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ประชาสัมพันธ์ชี้แจงและสร้างความเข้าใจให้ผู้บริโภคได้รับทราบอย่างทั่วถึง
2. ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขตกรุงเทพฯ/ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 1 ปี นับตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และเมื่อครบ 1 ปีแล้วให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน
เรื่องที่ 8 แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20)
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีความผันผวนและสถานการณ์น้ำมันปาล์มดิบมีภาวะล้นตลาดกระทรวงพลังงานจึงมีแนวทางการช่วยเหลือโดยส่งเสริมให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซล B20 ให้กับรถเฉพาะกลุ่ม โดยมีเป้าหมายในการจำหน่ายอยู่ที่ร้อยละ 25 ของปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B7 ในปัจจุบัน ดังนั้น กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จึงได้ประมาณการความต้องการใช้จากจำนวนผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 จำนวน 5 ราย ที่แจ้งความประสงค์เข้าร่วมโครงการเพื่อจำหน่ายให้กับผู้ประกอบการ fleet รถบรรทุก จำนวน 22 ราย โดยมีปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ที่ 3.056 ล้านลิตรต่อเดือน (0.101 ล้านลิตรต่อวัน) ส่งผลให้สามารถดูดซับ B100 ได้เพิ่มขึ้นจากเดิม 0.013 ล้านลิตรต่อวัน (เทียบเท่า CPO 11 ตันต่อวัน หรือ 330 ตันต่อเดือน) โดยเป้าหมายของโครงจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) อยู่ที่ร้อยละ 25 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งจะอยู่ที่ประมาณ 16 ล้านลิตรต่อวัน ส่งผลให้สามารถดูดซับ B100 ได้เพิ่มขึ้นจากเดิม 2.1 ล้านลิตรต่อวัน (เทียบเท่า CPO 1,800 ตันต่อวัน หรือ 54,000 ตันต่อเดือน)
2. ธพ. และ สนพ. ได้มีการหารือกับกรมสรรพสามิตและสำนักงานเศรษฐกิจการคลังเกี่ยวกับการกำหนดอัตราภาษีสรรสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 รวมถึงได้มีการหารือกับผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เกี่ยวกับการสนับสนุนโครงการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ในรถบรรทุกขนาดใหญ่ ซึ่งสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) อัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ปัจจุบันหลักการกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิง จะเก็บเฉพาะน้ำมันที่ผลิตจากฟอสซิล ในส่วนน้ำมันที่ได้จากเชื้อเพลิงชีวภาพ (เอทานอล ไบโอดีเซล) จะได้รับการยกเว้นภาษี ซึ่งปัจจุบันอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ถูกกำหนดไว้ที่อัตรา 5.85 บาทต่อลิตร ดังนั้น เพื่อให้คงหลักการเดิมในการกำหนดอัตราภาษี การปรับสัดส่วนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้มีสัดส่วนไบโอดีเซล (B100) เพิ่มมากขึ้นจากร้อยละ 7 เป็นร้อยละ 20 นั้น จะทำให้ปริมาณน้ำมันดีเซลที่ผสมจากเดิมร้อยละ 93 ลดลงเป็นร้อยละ 80 เมื่อคำนวณอัตราภาษีสรรพสามิตตามสัดส่วนน้ำมันดีเซลแล้วจะทำให้อัตราภาษีสรรพสามิต จาก 5.85 บาทต่อลิตร ลดลงอยู่ที่ 5.0323 บาทต่อลิตร (2) ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ปัจจุบันราคา ไบโอดีเซลอยู่ที่ 23.40 บาทต่อลิตร ราคาดีเซลหมุนเร็วพื้นฐานอยู่ที่ 17.44 บาทต่อลิตร ทำให้ต้นทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) อยู่ที่ 17.83 บาทต่อลิตร ในขณะที่ผู้ค้าน้ำมันกำหนดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ที่ 28.29 บาท ต่อลิตร ถ้าภาครัฐสนับสนุนให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 จะทำให้ต้นทุนอยู่ที่ 18.63 บาทต่อลิตร ซึ่งมีต้นทุนสูงกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ประมาณ 0.80 บาทต่อลิตร แต่เนื่องจากปัจจุบันน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ยังไม่ได้รับการยอมรับจากสมาคมยานยนต์และกรมธุรกิจพลังงานยังไม่มีประกาศคุณลักษณะน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 อีกทั้งรถที่ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 จะมีค่าใช้จ่ายเปลี่ยนถ่ายน้ำมันเครื่อง การสึกหรอของเครื่องยนต์ที่สูงกว่าการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ดังนั้น เพื่อส่งเสริมให้มีการเริ่มจำหน่าย ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ในรถบรรทุกขนาดใหญ่ รัฐควรสร้างแรงจูงใจด้านราคา โดยแบ่งเป็น 2 ช่วง ดังนี้ ช่วง 1 เริ่มต้น กำหนดให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ประมาณ 3 บาทต่อลิตร คาดว่าการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 จะอยู่ที่ 1.5 ล้านลิตรต่อวัน และช่วง 2 การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 มากกว่า 1.5 ล้านลิตร ต่อวัน ให้กำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) แปรผันตามอัตราการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 โดยลดส่วนต่างราคาลงจาก 3 บาทต่อลิตร เหลือ 0.82 บาทต่อลิตร (เท่ากับอัตราภาษี สรรพสามิตที่ลดลง) และ (3) กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) จะใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการราคา โดยกำหนดวงเงินในการสนับสนุนไม่เกิน 3,000 ล้านบาท ซึ่งหากมีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ประมาณร้อยละ 5 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (3 ล้านลิตรต่อวัน) กองทุนน้ำมันฯจะสามารถดูแลประมาณ 3 ปี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานและสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. เห็นชอบหลักการ การกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานประสานกับกระทรวงการคลัง ไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
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