![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
กองทุนส่งเสริมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน สิงหาคม 2559
กองทุนส่งเสริมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน กรกฏาคม 2559
กองทุนส่งเสริมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มิถุนายน 2559
กองทุนส่งเสริมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พฤษภาคม 2559
กองทุนส่งเสริมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เมษายน 2559
กองทุนส่งเสริมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีนาคม 2559
กองทุนส่งเสริมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน กุมภาพันธ์ 2559
รัฐบาล พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา 14 กุมภาพันธ์ 60
ประชุม Working Group Meeting of ERIA Reserch and Project FY 2016
กบง. ครั้งที่ 33 - วันศุกร์ที่ 2 ธันวาคม 2559
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 21/2559 (ครั้งที่ 33)
เมื่อวันศุกร์ที่ 2 ธันวาคม 2559 เวลา 15.00 น.
3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนธันวาคม 2559
7. ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าของแผนบริการจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง Oil Plan 2015 ไตรมาสที่ 4 (กรกฎาคม – กันยายน2559) ในส่วนของการบริหารจัดการชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประชุมหารือร่วมกับกลุ่มโรงกลั่น 5 ครั้ง เพื่อกำหนดแนวทางการลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับการส่งเสริมการใช้เอทานอลและไบโอดีเซล บี 7 ธพ. ได้ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซล ฉบับที่ 8 โดยกำหนดให้มีไบโอดีเซล ระหว่าง
บี 3 – บี 7 บังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 สิงหาคม 2559 และขณะนี้ได้ออกประกาศฉบับที่ 9 กำหนดให้มีไบโอดีเซล ระหว่าง บี 5 – บี 7 บังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 พฤศจิกายน 2559 นอกจากนั้นการสนับสนุนการลงทุนในระบบโครงสร้างพื้นฐานน้ำมันเชื้อเพลิง มีความคืบหน้าการพัฒนาระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อ ประกอบด้วย
(1) สายเหนือ ธพ. ได้ลงนาม MOU กับบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จำกัด (FPT) โดย FPT ได้ยื่นขออนุญาตในส่วนของคลังน้ำมัน ณ จังหวัดพิจิตร ไปแล้ว ขณะนี้ได้ออกแบบระบบท่อและคลังน้ำมันในภาพรวมแล้วเสร็จ จัดประชุมรับฟังความเห็น 2 ครั้ง และอยู่ระหว่างทำ EIA และในส่วนของคลังน้ำมัน อำเภอสบปราบ จังหวัดลำปาง ทำการวางศิลาฤกษ์เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2559 คาดว่าระบบจะแล้วเสร็จในปี 2562 (2) สายตะวันออกเฉียงเหนือ ธพ. ได้ลงนาม MOU กับบริษัท ไทย ไปป์ไลน์ เน็ตเวิร์ค จำกัด (TPN) ซึ่งอยู่ในเครือ SC Group เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2559 ขยายระบบท่อส่งน้ำมันจาก จังหวัดสระบุรี – จังหวัดขอนแก่น วงเงินลงทุน 10,000 ล้านบาท ระยะเวลาก่อสร้างระหว่างปี 2561 - 2563 โดยจะต้องดำเนินการทำ EIA โครงการและเริ่มต้นก่อสร้างได้ในปี 2561 คาดว่าระบบจะแล้วเสร็จในปี 2563 และความคืบหน้าของการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ (SPR) ธพ. อยู่ระหว่างดำเนินการจ้างที่ปรึกษาเพื่อดำเนินโครงการศึกษาการสำรองน้ำมันทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย ซึ่งคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในการประชุมเมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2559 ได้มีมติอนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้ ธพ. ดำเนินโครงการดังกล่าว ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2560
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณา เรื่อง การขอขยายระยะเวลากำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
ในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) และได้มีมติดังนี้
(1) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาสาเหตุความล่าช้าในการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และ
(2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปดำเนินการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการประเภท VSPP ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน)
2. ฝ่ายเลขานุการ ได้ตรวจสอบมติ กบง. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2559 แล้ว พบว่า มีเจตนารมณ์ให้ กกพ. ดำเนินการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT Bidding สำหรับพลังงานหมุนเวียนประเภทต่างๆ ในพื้นที่ที่มีความพร้อมได้ทันที ยกเว้นชีวมวลให้เปิดรับซื้อเฉพาะในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ก่อนเท่านั้น ซึ่งหนังสือดังกล่าวอาจส่งผลให้การเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงชีวมวลในพื้นที่ทั่วไปเกิดความล่าช้าออกไป แต่ไม่ได้ส่งผลให้การเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทอื่นๆ เช่น ขยะ พลังงานน้ำ ก๊าซชีวภาพ เป็นต้น ล่าช้าออกไปด้วย และที่ผ่านมา กกพ.
ได้ขอความเห็นชอบขยาย SCOD สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT Bidding มาแล้ว 1 ครั้ง ในการประชุม กพช.
เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยขยายจากภายในปี 2560 เป็นภายในปี 2561 แต่อย่างไรก็ตาม กกพ. คาดว่าอาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนการดำเนินงานที่เคยเสนอไว้กับ กพช. ซึ่งควรดำเนินการประกาศรับซื้อไฟฟ้าให้แล้วเสร็จทั้งหมดภายในปี 2559 ส่งผลให้เกิดความล่าช้าในการดำเนินงานตามแผน PDP 2015 ในเรื่องของการเร่งรัดกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์จากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแผน ทำให้การวางแผนจัดหาไฟฟ้าของประเทศและเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP ล่าช้าออกไป ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ กกพ. ดำเนินการ ดังนี้ (1) เร่งรัดกระบวนการรับซื้อไฟฟ้า ระยะที่ 1 ประเภทก๊าซชีวภาพ จากน้ำเสีย/ของเสียที่จะเปิดรับเพิ่มเติมให้ครบเป้าหมาย ระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และในพื้นที่ 4 อำเภอ ได้แก่ อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี ของจังหวัดสงขลา และระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2559 โดยให้คงระยะเวลากำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ภายในปี 2561 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 (2) แต่หากการดำเนินงานของ กกพ. เกิดความล่าช้า และทำให้โครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ได้ภายในปี 2561 เห็นควรให้ กกพ. นำเสนอเหตุผลและ
ความจำเป็นต่อ กบง. เพื่อพิจารณาอีกครั้ง และมอบหมายให้ พพ. รับไปดำเนินการทบทวนอัตรา FiT (สำหรับ VSPP) ใหม่ให้เหมาะสมและสะท้อนต้นทุนกับสถานการณ์ในขณะนั้น และหากอัตรา FiT มีการเปลี่ยนแปลงจากที่ กพช. ได้เคยเห็นชอบไว้แล้วก็ให้นำเสนอ กพช. พิจารณาใหม่อีกครั้ง และ (3) เนื่องจากปัจจุบันมีข้อร้องเรียนถึงกระทรวงพลังงานจากกลุ่มผู้ประกอบการพลังงานก๊าซชีวภาพขนาดเล็กมากที่ถูกตัดสิทธิ์จากการเป็นโครงการที่เคยยื่นขอขายไฟฟ้าแล้วหรือโครงการที่ได้รับเงินสนับสนุนจากภาครัฐ โดยเห็นควรให้ กกพ. รับไปพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากประเภทก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย/ของเสีย ในระยะที่ 1 ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และในพื้นที่ 4 อำเภอ (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี ของจังหวัดสงขลา) ที่จะเปิดรับเพิ่มเติมให้ครบเป้าหมาย และระยะที่ 2 เพื่อให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าวได้
4. อธิบดี พพ. (นายประพนธ์ วงษ์ท่าเรือ) ได้สรุปการดำเนินการทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท โดย พพ. ได้ประสาน สนพ. เพื่อขอรับทราบแนวทางและวิธีการคำนวณค่า FiT ของเชื้อเพลิงประเภทต่างๆ ที่ สนพ. ได้ดำเนินการไว้ เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2559 จากนั้น พพ. จึงได้ดำเนินการทบทวนค่า FiT ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) โดยพิจารณาจากปัจจัยที่เกี่ยวข้อง 2 ปัจจัย คือ สมมติฐานทางเทคนิค (วงเงินค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า) และสมมติฐานทางการเงิน ซึ่งผลจากการทบทวน พบว่า ต้นทุนการก่อสร้าง ณ ปัจจุบัน ยังคงเดิม แต่สมมติฐานทางการเงินบางประการได้เปลี่ยนแปลงไป ได้แก่ (1) อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ (Interest rate) ได้ลดลงจากร้อยละ 7.0 ถึง 7.5 เหลือร้อยละ 6 (2) อัตราภาษีเงินได้ (Income tax rate) ได้ลดลงจากร้อยละ 30 เหลือร้อยละ 20 และ (3) ระยะเวลาการยกเว้นภาษี (Tax holiday duration) ของสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) เปลี่ยนจากยกเว้นภาษี 8 ปีแรกและเก็บภาษีร้อยละ 50 ของอัตราภาษีเงินได้ในปีที่ 9 - 13 เหลือยกเว้นภาษี 8 ปีแรกเท่านั้น ซึ่งจากการทบทวนสรุปได้ว่า ค่า FiT ที่คำนวณใหม่ ไม่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากค่าเดิมอย่างมีนัยสำคัญ
5. ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ที่ประชุมพิจารณา 2 ประเด็น คือ (1) รับทราบผลการพิจารณาสาเหตุความล่าช้าในการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และเห็นควรให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการเร่งรัดกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าระยะที่ 1 และระยะที่ 2 ตามความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ และ (2) เห็นควรให้ยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการประเภท VSPP ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) อัตราเดิม เพื่อใช้สำหรับเป็นอัตราเริ่มต้น ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ต่อไป จนกว่าจะมีการประกาศเปลี่ยนแปลง
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการพิจารณาสาเหตุความล่าช้าในการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
2. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ถึงเดือนมิถุนายน 2562 โดยในส่วนของโรงไฟฟ้าชีวมวลให้ผู้ที่มีส่วนเกี่ยวข้องหารือกันอีกครั้งก่อนวันที่ 15 ธันวาคม 2559
3. เห็นควรให้ยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff สำหรับโครงการประเภท VSPP ของเชื้อเพลิง 3 ประเภท ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) อัตราเดิม เพื่อใช้สำหรับเป็นอัตราเริ่มต้น ภายใต้กลไกการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ต่อไป จนกว่าจะมีการประกาศเปลี่ยนแปลง
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซ LPG เดือนธันวาคม 2559
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 และเมื่อวันที่ 3 เมษายน 2558 ได้เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และ ปตท.สผ.สยาม) เฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเฉลี่ยย้อนหลัง 3 เดือน
2. จากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ในเดือนธันวาคม 2559 อยู่ที่ 396 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนพฤศจิกายน 2559 จำนวน 14 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยเดือนพฤศจิกายน 2559
อยู่ที่ 35.5051 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากเดือนตุลาคม 2559 จำนวน 0.2870 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (LPG Pool) โดยใช้ต้นทุนจากแหล่งผลิตและแหล่งจัดหา (โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก นำเข้า และปตท.สผ.สยาม) ปรับลดลง 0.0423 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.6500 บาทต่อกิโลกรัม (387.5835 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 13.6077 บาทต่อกิโลกรัม (383.2618 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน)
3. จากราคาก๊าซ LPG Pool ของเดือนธันวาคม 2559 ที่ปรับตัวลดลง 0.0423 บาทต่อกิโลกรัม
ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพิ่มขึ้นที่ 0.0423 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.3310 บาทต่อกิโลกรัม เป็นกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยที่ 0.2887 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายประมาณ 84 ล้านบาทต่อเดือน (กองทุนน้ำมันฯ มีภาระชดเชยลดลง 15 ล้านบาทต่อเดือน) โดยฐานะกองทุนน้ำมันฯของก๊าซ LPG ณ วันที่ 27 พฤศจิกายน 2559 มีฐานะกองทุนสุทธิ 7,475 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิตในราชอาณาจักรกิโลกรัมละ 0.2887 บาท และเห็นชอบประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 30 พ.ศ. 2559 เรื่อง การกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรหรือนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ส่งไปยังคลังก๊าซ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 ธันวาคม 2559 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2559 สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) ในฐานะผู้สอบบัญชีกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้จัดส่งรายงานการตรวจสอบงบการเงิน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 ของกองทุนน้ำมันฯและข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงิน มายังสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) เพื่อให้ สบพน. นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาและดำเนินการตามข้อเสนอแนะ แล้วแจ้งให้ สตง. ทราบภายใน 60 วัน นับแต่วันได้รับหนังสือ โดย สตง. ได้รายงานการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 มีสินทรัพย์รวม 49,262 ล้านบาท เพิ่มจากปีก่อน 37,402 ล้านบาท เนื่องจากในปีงบประมาณ 2558 กองทุนน้ำมันฯ มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายจำนวนมาก มีหนี้สินรวม 1,564 ล้านบาท ลดลงจากปีก่อนจำนวน 2,784 ล้านบาท เนื่องจากค่าชดเชยราคาค้างจ่ายลดลงตามแนวทางการปรับโครงสร้างราคา LPG ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กำหนดแนวทางให้ปรับเงินจ่ายเข้า/ออก ของกองทุนน้ำมันฯ ให้มีค่าใกล้ศูนย์บาท ส่งผลให้ภาระการจ่ายชดเชย LPG ลดลงจากงวดเดียวกันของปีก่อนและทำให้รายการค่าชดเชยราคาค้างจ่ายลดลงด้วย ผลการดำเนินงานของกองทุนน้ำมันฯ สำหรับปีงบประมาณ พ.ศ. 2558 มีรายได้รวม 67,788
ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 27,602 ล้านบาท และมีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 40,186 ล้านบาท
2. สำหรับข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันฯ มีดังนี้ (1) การบักทึกรายการทางบัญชีของรายได้จากเงินนำส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไม่เป็นไปตามรายการที่เกิดขึ้นจริง โดยจากเอกสารหลักฐานบ่งชี้ว่ากองทุนน้ำมันฯ ได้รับเงินจริงในวันที่ 24 กรกฎาคม 2558 แต่มีการบันทึกรายการบัญชีในวันที่ 1 กรกฎาคม 2558 ซึ่งยังไม่ได้รับเงิน จึงไม่ตรงกับข้อเท็จจริง และไม่เป็นไปตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 ให้ส่วนราชการบันทึกข้อมูลการรับเงินในระบบภายในวันที่ได้รับเงิน... ซึ่ง สตง. เสนอแนะว่าควรกำชับเจ้าหน้าที่ผู้รับผิดชอบให้ปฏิบัติตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 อย่างเคร่งครัด เพื่อให้การแสดงรายการทางบัญชีและสถานะทางการเงินครบถ้วน ถูกต้อง ตรงตามข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้น และ (2) การนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของกรมศุลกากรล่าช้าจำนวน 807 วัน (วันที่ 8 พฤษภาคม 2556 – 24 กรกฏาคม 2558)ซึ่งไม่เป็นไปตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี และประมวลระเบียบปฏิบัติศุลกากร พ.ศ. 2556 กล่าวคือ ตั้งแต่วันที่กรมศุลกากรดำเนินการออกแบบแจ้งประเมิน/เรียกเก็บอากรขาเข้า/ขาออก ภาษีสรรพสามิต ภาษีมูลค่าเพิ่มและภาษีอื่นๆ เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2556 และออกเช็คคืนเงินประกันให้ผู้ค้าน้ำมันแล้วเมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2556 จนถึงวันที่นำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ วันที่ 24 กรกฎาคม 2558 ซึ่งแยกความล่าช้าในการดำเนินการเป็น 2 ขั้นตอน
คือ ดำเนินการจากวันที่กรมศุลกากรออกเช็คคืนเงินประกันภาษีให้ผู้ค้าน้ำมัน เมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2556 จนถึงวันที่ผู้ค้าได้ยื่นคำร้องพร้อมใบนำส่งเงิน ลงวันที่ 21 เมษายน 2558 มีระยะเวลา 713 วัน และการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากวันที่ผู้ค้าน้ำมันได้ยื่นคำร้องฯ ลงวันที่ 21 เมษายน 2558 ถึงวันที่ส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2558 มีระยะเวลา 94 วัน ซึ่งกรณีดังกล่าวเกิดจากการขาดระบบการควบคุมและติดตาม เนื่องจาก
ตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีฯ และระเบียบฯ ที่เกี่ยวข้องมิได้กำหนดขั้นตอนของการเร่งรัดติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันฯ ผู้นำเข้าน้ำมันเมื่อจ่ายชำระอากรขาเข้าพร้อมกับการชำระภาษีอากรแล้วต้องรีบนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จึงส่งผลให้ในการยื่นคำร้องของผู้ค้าน้ำมันเพื่อเป็นการถอนเงินประกันแล้วนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ มีความล่าช้ามาก ซึ่ง สตง. มีข้อเสนอแนะว่าควรพิจารณากำหนดมาตรการ แนวทางในการควบคุมและติดตามการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อมิให้เกิดความล่าช้า และควรสั่งการให้ตรวจสอบและติดตามหน่วยงานที่เกี่ยวข้องว่ายังมีผู้ค้าน้ำมันที่ยังไม่ได้นำเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อีกหรือไม่ เพื่อป้องกันมิให้เกิดความสูญเสียผลประโยชน์ทางเศรษฐกิจที่ควรจะได้รับและโอกาสในการบริหารจัดการเงินของกองทุนน้ำมันฯ ให้มีสภาพคล่องเพียงพอสำหรับการรักษาราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ และการประมาณการฐานะของกองทุนที่สะท้อนถึงความเป็นจริง
3. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2559 สบพน. ได้เสนอรายงานการตรวจสอบงบการเงินของกองทุนน้ำมันฯ และข้อสังเกตจากการตรวจสอบงบการเงิน ต่อที่ประชุมคณะกรรมการ สบพน. เพื่อพิจารณาและดำเนินการตามข้อเสนอแนะของ สตง. ซึ่งคณะกรรมการ สบพน. เห็นชอบให้ดำเนินการตามข้อเสนอแนะของ สตง. ดังนี้ (1) กำชับเจ้าหน้าที่ผู้รับผิดชอบให้ปฏิบัติตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 ของกระทรวงการคลังอย่างเคร่งครัด เพื่อให้การแสดงรายการทางบัญชีและสถานะทางการเงินครบถ้วน ถูกต้อง ตรงตามข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้น (2) ให้ สบพน. ประสานกับกรมศุลกากรเพื่อดำเนินการให้ผู้ค้าน้ำมันที่วางเงินประกันเงินส่งเข้ากองทุนกองทุนน้ำมันฯ แล้ว แต่ยังไม่ได้นำเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่มีอยู่จำนวน 8 ฉบับ เป็นจำนวนเงินรวม 112,571,824 บาท ให้เร่งดำเนินการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งพิจารณาปรับปรุงแนวปฏิบัติการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของกรมศุลกากรตามข้อเสนอแนะของ สตง. ต่อไป
4. สบพน. จึงได้เสนอรายงานการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 และขอความเห็นชอบแนวทางการดำเนินการตามข้อเสนอแนะของ สตง.
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานการตรวจสอบงบการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 และข้อสังเกตของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน
2. เห็นชอบแนวทางการดำเนินการตามข้อเสนอแนะของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน ดังนี้
(1) กำชับเจ้าหน้าที่ผู้รับผิดชอบให้ปฏิบัติตามระเบียบการเบิกจ่ายเงินจากคลัง การเก็บรักษาเงินและการนำเงินส่งคลัง พ.ศ. 2551 ส่วนที่ 2 การรับเงิน ข้อ 76 ของกระทรวงการคลังอย่างเคร่งครัด เพื่อให้การแสดงรายการทางบัญชีและสถานะทางการเงินครบถ้วน ถูกต้อง ตรงตามข้อเท็จจริงที่เกิดขึ้น
(2) ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ประสานกับกรมศุลกากรเพื่อดำเนินการให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ที่วางเงินประกันเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแล้ว แต่ยังไม่ได้นำเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่มีอยู่จำนวน 8 ฉบับ เป็นจำนวนเงินรวม 112,571,824 บาท ให้เร่งดำเนินการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งพิจารณาปรับปรุงแนวปฏิบัติการนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกรมศุลกากรตามข้อเสนอแนะของสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง และมีมติเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดย กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ และมีการประมาณการเงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2567 และให้รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบนเป็นระยะๆ และต้องเกิดความชัดเจนว่าจะสามารถดำเนินการได้ทันตามแผนภายในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2561 สำหรับในกรณีที่ กฟผ. ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน กระทรวงพลังงานจะได้ดำเนินการเตรียมแผนสำรองรองรับ รวมทั้งให้ กฟผ. รายงานผลการพิจารณาการวิเคราะห์ด้านเศรษฐศาสตร์ที่ได้ปรับปรุงตามความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต่อ กบง. ในวันที่ 2 ธันวาคม 2559 และเห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมาร์ [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. สืบเนื่องจากที่กรรมการกำกับกิจการพลังงาน กกพ. (นายวัชระ คุณาวัฒนาวุฒิ) ได้ขอความชัดเจนในกรณีการสร้าง FSRU ของ กฟผ. เนื่องจากมีความกังวลเกี่ยวกับเรื่องค่าผ่านท่อ ว่าการเชื่อมต่อ FSRU
ต้องเชื่อมผ่านระบบท่อของ ปตท. ที่มีอยู่แล้ว ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อค่าผ่านท่อและอาจเป็นภาระต่อผู้ใช้ก๊าซฯ รายอื่นๆ และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้สั่งการให้ กฟผ. นำความเห็นของ กกพ. ไปพิจารณาให้เกิดความชัดเจนและนำกลับมาเสนอต่อ กบง. ต่อไป กฟผ. ได้พิจารณาแล้วสรุปได้ดังนี้ (1) การคำนวณค่าบริการ
ส่งก๊าซฯ เมื่อมีโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบนของ กฟผ. ใช้หลักเกณฑ์ตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 ที่ใช้ปัจจุบัน คือ ใช้หลักเกณฑ์ Roll - in Adjustment โดยรวมเงินลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติใหม่เข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติปัจจุบัน ซึ่งไม่ทำให้เกิดภาระต่อผู้ใช้ก๊าซฯ รายอื่นๆ เนื่องจากอัตราค่าผ่านท่อสำหรับผู้ใช้ก๊าซฯ ทุกรายเท่ากัน (2) โครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน เป็นโครงการเพื่อรองรับการจัดหา LNG ตามความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศที่จะมีความต้องการเพิ่มสูงขึ้นจากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่ ซึ่งจะไม่ส่งผลกระทบต่อโครงสร้างพื้นฐานเดิมที่ได้รับอนุมัติไปก่อนหน้า
3. ผลการศึกษาเบื้องต้นโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมาร์ (โครงการ Myanmar – Thailand LNG Receiving Terminal) สรุปความเป็นมาและสาระสำคัญการดำเนินโครงการได้ดังนี้
3.1 กระทรวงพลังงานของไทยและเมียนมาร์ ได้ลงนามใน MOU ความร่วมมือด้านพลังงาน และจัดตั้ง Joint Working Committee (JWC) และ Joint Working Group (JWG) เพื่อร่วมผลักดันโครงการด้านพลังงาน
ที่สำคัญผ่านกระบวนการ G-to-G ซึ่งรวมถึงโครงการ LNG Receiving Terminal ระหว่างไทยและเมียนมาร์
โดยกำหนดให้ ปตท. เป็นกรรมการและเลขานุการ ซึ่ง ปตท. ได้เริ่มดำเนินการตามแผนการลงทุนและพัฒนาโครงการฯ เพื่อเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานในระยะยาวแก่ประเทศไทย ในการรับ LNG ประเทศเมียนมาร์และแปรสภาพ LNG ให้เป็นก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่มีอยู่ในปัจจุบัน เข้ามายังประเทศไทย ทั้งนี้การจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกมีปริมาณประมาณร้อยละ 18 ของปริมาณการใช้ก๊าซในประเทศไทย ซึ่งส่งผลอย่างมีนัยสำคัญต่อการผลิตไฟฟ้าและการบริหารคุณภาพก๊าซฯ รวมถึงผลกระทบด้านสัญญาที่ ปตท. มีข้อผูกพันต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในการจ่ายก๊าซฯ ให้ได้ตามที่กำหนด นอกจากนั้น การพัฒนาโครงการ LNG Receiving Terminal ในประเทศเมียนมาร์ ยังเป็นช่องทางที่สำคัญในการแสวงหาโอกาสการขยายธุรกิจและการลงทุนต่อเนื่องใน Gas Value Chain ของ ปตท. อีกด้วย
3.2 ปตท. ได้เริ่มดำเนินการตามแผนการพัฒนาโครงการ Myanmar – Thailand LNG Receiving Terminal โดยมีขอบเขตการดำเนินงานและความก้าวหน้าของโครงการ ดังนี้
(1) ขอบเขตการดำเนินงาน ประกอบด้วย การพัฒนาโครงการในเฟส 1 เพื่อส่งก๊าซฯ กลับมาประเทศไทยในระยะเริ่มแรกเป็นส่วนใหญ่ และส่งก๊าซฯ ให้เมียนมาร์อีกส่วนหนึ่งเพื่อช่วยส่งเสริมและสนับสนุนให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจและส่งผลให้เกิดความต้องการใช้ก๊าซฯ เติบโตสูงขึ้น ซึ่งนำมาสู่การพัฒนาโครงการในเฟส 2 ที่จะตอบสนองความต้องการพลังงานในไทยและเมียนมาร์อย่างถาวรและยั่งยืน
(2) แผนการดำเนินงาน (Overall) โครงการฯ ตามกรอบเวลาของแผนการดำเนินงานในช่วงปี 2558 – 2560 คณะกรรมการ JWG จะร่วมกันพิจารณารายละเอียดที่เกี่ยวข้องทั้งหมด และ Myanmar Investment Commission (MIC) จะพิจารณาอนุมัติและส่งเสริมการลงทุนของโครงการฯ และคาดว่าจะเริ่มก่อสร้างได้ช่วงไตรมาสที่ 2 ของปี 2561 โดยใช้เวลาก่อสร้าง 3 – 4 ปี และ
(3) ความก้าวหน้าโครงการที่สำคัญ เช่น คณะกรรมการ JWC (วันที่ 10 มิถุนายน 2559) และ JWG (วันที่ 22 กรกฎาคม 2559) เห็นชอบการเข้าพื้นที่ทำ Site Survey และแผนการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการของ ปตท. และ ปตท. ได้ศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการร่วมกับที่ปรึกษาด้านเทคนิค ด้านพาณิชยกิจ ด้านกฎหมายและภาษี ซึ่งมีกำหนดแล้วเสร็จในเดือนธันวาคม 2559
(4) สรุปผลการศึกษาเบื้องต้น โครงการฯ ได้ทำ Site Selection และ Technical Studies พบว่า
(5) การเชื่อมต่อกับท่อส่งก๊าซที่มีอยู่ในปัจจุบัน อยู่ระหว่างศึกษาความเป็นไปได้ในการใช้ท่อส่งก๊าซที่มีอยู่ในปัจจุบัน (Yadana, Yetagun, Zawtika) ร่วมกับ Operators ทั้ง 3 ราย (Total, Petronas, PTTEP) เพื่อส่งก๊าซจากโครงการมายังประเทศไทยโดยได้ผลการศึกษาเบื้องต้นถึงจุดเชื่อมต่อที่เหมาะสมบริเวณ Operation Center ของท่อส่งก๊าซทั้ง 3 เส้น ซึ่งห่างจากชายฝั่งประมาณ 10 กิโลเมตร
(6) แผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว โครงการ Myanmar-Thailand LNG Receiving Terminal สามารถพัฒนาให้แล้วเสร็จได้ ภายในปี 2565 ตามแผนงานปัจจุบัน ซึ่งจะเร็วกว่าที่กำหนดในแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติระยะยาว และ
(7) โครงการฯ มีแผนการดำเนินงานขั้นต่อไป คือการนำเสนอผลการศึกษา Pre-Feasibility Study ต่อ JWC พิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนจะขออนุมัติโครงการขั้นสุดท้ายต่อ Myanmar Investment Commission ก่อนดำเนินการก่อสร้าง ซึ่งคาดว่ากระบวนการทั้งหมดจะเสร็จสิ้นภายในปี 2565
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ไฟฟ้าภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในภาคใต้ มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวมประมาณ 3,089.5 เมกะวัตต์ ขณะที่ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดของภาคใต้เท่ากับ 2,713 เมกะวัตต์ เกิดขึ้นเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2559 เวลา 19.30 น. จะเห็นได้ว่า กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในพื้นที่ของระบบไฟฟ้าภาคใต้ไม่เพียงพอกรณีรองรับเหตุสุดวิสัยโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่สุดในพื้นที่ (โรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 1 ขนาด 710 เมกะวัตต์) หยุดกะทันหัน นอกจากนั้นโครงการโรงไฟฟ้ากระบี่มีความล่าช้าออกไปจากเดือนธันวาคม 2562 ดังนั้น โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่เข้าระบบเร็วที่สุดคือ โรงไฟฟ้าเทพา เครื่องที่ 1 ที่จะเข้าในปี 2564 ทำให้ช่วงระหว่างปี 2560-2563 จำเป็นต้องมีการบริหารจัดการความเสี่ยง
2. ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP 2015) การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าใหม่
ในภาคใต้ ประกอบด้วย กำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP 2015) รวมทั้งสิ้น 2,465 เมกะวัตต์ ซึ่งในปี 2559 มีกำลังผลิตไฟฟ้าจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วประมาณ 676 เมกะวัตต์ ดังนั้นในช่วงระหว่างปี 2560-2579 จะมีกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่เพิ่มเข้ามาในระบบอีกประมาณ 1,800 เมกะวัตต์ ซึ่งส่วนใหญ่จะเป็นพลังงานลม และชีวมวล ในส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล จะเป็นโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดจำนวน 4 โรง รวมกำลังผลิตไฟฟ้า 3,800 เมกะวัตต์ ประกอบไปด้วยโรงไฟฟ้ากระบี่ โรงไฟฟ้าเทพา และโรงไฟฟ้าใหม่ การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินเทคโนโลยีสะอาดดังกล่าวเป็นไปตามนโยบายของภาครัฐด้านการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ช่วยเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และลดการพึ่งพาก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า ที่ปัจจุบันใช้ในการผลิตไฟฟ้าถึงประมาณร้อยละ 70 และในแต่ละปีจะมีเหตุการณ์หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ ส่งผลกระทบต่อกำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ
3. การพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของภาคใต้ มีโครงการที่ได้รับการอนุมัติแล้วได้แก่ โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าบริเวณภาคตะวันตกและภาคใต้เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า โดยโครงการดังกล่าวจะช่วยเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ รวมทั้งรองรับพลังงานหมุนเวียนที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามแผน AEDP 2015 ดังที่กล่าวมาแล้ว โครงการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ได้แก่ระยะที่ 1 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จาก จอมบึง-บางสะพาน 2 – สุราษฎร์ธานี 2 – ภูเก็ต 3 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2562 และระยะที่ 2 ก่อสร้างสายส่ง 500 เควี วงจรคู่ จาก บางสะพาน 2- สุราษฎร์ธานี 2 กำหนดแล้วเสร็จในปี 2565
4. หากแนวทางการดำเนินการเกี่ยวกับโรงไฟฟ้ากระบี่ มีข้อสรุปให้โครงการสามารถดำเนินการต่อได้ภายในเดือนธันวาคม 2559 จะสามารถเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาได้ภายในเดือนมีนาคม 2561 โรงไฟฟ้ากระบี่จะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในเดือนมกราคม 2565 ในส่วนของโรงไฟฟ้าเทพาปัจจุบันอยู่ในขั้นตอนการพิจารณาของคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงานผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) ให้ความเห็นชอบ
ตามแผนหากโครงการโรงไฟฟ้าเทพาได้รับการอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีในเดือนตุลาคม 2560 โรงไฟฟ้าเทพาจะสามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในเดือนตุลาคม 2564
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยแบ่งการดำเนินงานเป็นสองระยะ ดังนี้
ระยะที่ 1 กำหนดแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่า
หนึ่งราย โดยได้แบ่งขั้นตอนการดำเนินงานส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าเป็น 4 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1.1 ยกเลิกมาตรการต่างๆ ที่ไม่เอื้อต่อการให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นนำเข้า ระยะที่ 1.2 เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐต่อตัน
ระยะที่ 1.3 เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+X เหรียญสหรัฐต่อตัน ซึ่ง X เป็นสูตรคงที่อ้างอิงกับดัชนีที่เหมาะสม สะท้อนต้นทุนการขนส่งและจัดหาซึ่งปรับตามตลาดโลก และระยะที่ 1.4 เปิดการประมูลการนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อมีผู้ค้ามาตรา 7 สามารถนำเข้าได้มากกว่าหนึ่งราย และประสงค์จะนำเข้ามากกว่าปริมาณนำเข้าที่ประเทศต้องการ และระยะที่ 2 ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 กบง. ได้รับทราบรายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจ
ก๊าซ LPG ว่า จะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฏาคมและสิงหาคม 2559 และจากความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปีนี้และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปีหน้า ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
2. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG มีความจำเป็นและรัฐควรเตรียมพร้อมแต่เนิ่นๆ เพื่อรองรับการนำเข้าที่จะมีมากขึ้นอย่างมากในอนาคตอันใกล้ จากการผลิต LPG ของโรงแยกก๊าซฯ ที่จะลดต่ำลงหลังช่วงสิ้นสุดอายุสัมปทานในปี 2565-2566 โดยจำเป็นต้องสร้างระบบที่เอื้อให้ตลาดเกิดการแข่งขัน ขจัดอุปสรรคและข้อจำกัดที่มีในปัจจุบันให้เกิดผู้นำเข้ารายอื่นนอกเหนือจาก ปตท. รวมถึงส่งสัญญาณให้ผู้ประกอบการเริ่มลงทุนเพิ่มเติม โดยมีหลักการของการเปิดเสรี คือ (1) สร้างแรงจูงใจให้มีผู้ผลิตและผู้จัดหา LPG เพิ่มขึ้น ให้ตลาดเกิดการแข่งขันมากขึ้น (2) การเปิดเสรีและปรับโครงสร้างราคาจะให้มีผลกระทบต่อผู้บริโภคน้อยที่สุด ทั้งการใช้เป็นเชื้อเพลิงและการใช้เป็นวัตถุดิบในปิโตรเคมี (3) ยังคงใช้ประโยชน์จาก LPG ที่ผลิตจากทรัพยากรในประเทศที่มีราคาถูกกว่าให้มากที่สุด
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอความเห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ซึ่งจะแบ่งการดำเนินการ
เป็นสองระยะ โดยเริ่มต้นจากการเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้าก่อน เพื่อไม่ให้การเปิดเสรีกระทบถึงราคาขายปลีก และ
เมื่อตลาดเกิดความพร้อมจึงดำเนินการเปิดเสรีทั้งระบบในขั้นตอนต่อไป โดยมีแผนการดำเนินการตามขั้นตอน คือ
ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ จะเริ่มดำเนินการเปิดเสรีเฉพาะส่วนนำเข้าเท่านั้น แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นฯ และโรงแยกก๊าซฯ โดยจะยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นผู้พิจารณาถึงการส่งออกเนื้อก๊าซที่ผลิตในประเทศ และต่อไปในระยะที่ 2 จะเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ และเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดการแข่งขันมีความพร้อม (มีผู้นำเข้าหลายราย มีปริมาณการนำเข้าจากผู้ประกอบการรายอื่นจำนวนมากพอสมควร) โดยให้ ธพ. พิจารณาถึงความพร้อมด้านการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหาที่เพียงพอและไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG เพื่อนำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบต่อไป
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอเสนอให้เริ่มดำเนินการเปิดเสรีส่วนนำเข้า (ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ) ตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ คือ
4.1 การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น) แบ่งเป็น 1) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับ จำหน่ายภาคปิโตรเคมีที่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบ
ถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม และ 2) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาค ปิโตรเคมีโดยไม่มีสัญญาซื้อ-ขายเดิม เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการอ้างอิงด้วยราคานำเข้า โดยยังคงกำหนดการคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนผลิตและจัดหาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นฯ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาของโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันฯ กับราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ตามลำดับ
4.2 การผลิตและจัดหา แบ่งเป็น 1) การนำเข้า ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคานำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดย ธพ. 2) โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐ/ตัน เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด 3) โรงแยกก๊าซฯ และ ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา และ 4) การส่งออก ปัจจุบันอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะเนื้อก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศเท่านั้น (นำเข้าเพื่อส่งออก) หลังจากยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้า ให้ ธพ. เป็นผู้ควบคุมและพิจารณาถึงความเหมาะสมของการส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตภายในประเทศ
4.3 การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคาหากยังไม่เกิดการแข่งขันที่เพียงพอในส่วนการผลิตและจัดหา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม
4.4 มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. สามารถมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรอง LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน
4.5 มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา
4.6 คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ กำหนดให้ ปตท. ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ดังนี้
ระยะที่ 1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ
เปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้า แต่ยังคงควบคุมราคาโรงกลั่นน้ำมันและราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาจากการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน
ระยะที่ 2 การเปิดเสรีทั้งระบบ
ยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ โดยจะเริ่มดำเนินการเมื่อตลาดมีความพร้อมด้านการแข่งขันที่เพียงพอทั้งในส่วนการผลิตและจัดหา ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคา ภายใต้การพิจารณาของกรมธุรกิจพลังงาน
2. เห็นชอบการเปิดเสรีเฉพาะส่วนการนำเข้าในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้
2.1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (ราคาซื้อตั้งต้น)
ในช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นเป็นสองส่วน ดังนี้
ส่วนที่ 1 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 ยังคงใช้ระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหาเช่นเดิม
ส่วนที่ 2 ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นสำหรับจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงหรือจำหน่ายภาคปิโตรเคมีซึ่งไม่มีสัญญาซื้อ-ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 เปลี่ยนจากหลักเกณฑ์เดิมที่กำหนดด้วยระบบราคาต้นทุนเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา เป็นการกำหนดด้วยราคานำเข้า (CP+X) ซึ่งมีหลักเกณฑ์การคำนวณ ดังนี้
ราคานำเข้า = CP + ค่าขนส่ง + ค่าประกันภัย + ค่าการสูญเสีย + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ |
โดยที่
(1) CP คือ ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดีอาราเบีย ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน เท่ากับ 50:50 ณ เดือนที่คำนวณราคา (2) ค่าขนส่ง (Freight) คือ ค่าใช้จ่ายในการขนส่งก๊าซ LPG จาก ราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบีย มายัง อ. ศรีราชา ประเทศไทย เฉลี่ยเดือนก่อนหน้า (3) ค่าประกันภัย (Insurance) เท่ากับ ร้อยละ 0.005 ของ Cost and Freight (CFR) (4) ค่าการสูญเสีย (Loss) เท่ากับ ร้อยละ 0.5 ของ Cost, Insurance and Freight (CIF) (5) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ ประกอบด้วย - Surveyor/witness Fee & Lab expense - Management Fee - Demurrage - Import Duty - Depot - Others (6) อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้กับลูกค้าธนาคารทั่วไปที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย เฉลี่ยเดือนก่อนหน้า |
ทั้งนี้ เมื่อ พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีผลบังคับใช้ ให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นและโครงสร้างราคาของก๊าซ LPG อีกครั้ง ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติฯ
2.2 อัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนผลิตและจัดหายกเลิกการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหรือชดเชยสำหรับก๊าซนำเข้า หรือก๊าซที่ทำในราชอาณาจักรซึ่งผลิตจากก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงแยกก๊าซธรรมชาติกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรมาติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก
2.3 การผลิต การจัดหา และการส่งออกการนำเข้า ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน เป็นราคา CP บวกค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (CP+X) และยกเลิกการชดเชยส่วนต่างราคาการนำเข้า รวมถึงยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดยกรมธุรกิจพลังงานโรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาจาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐ/ตัน เพื่อวัตถุประสงค์สำคัญในการสร้างแรงจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและนำก๊าซ LPG ที่ผลิตได้จำหน่ายเข้าสู่ระบบเพิ่มขึ้น เป็นการลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด
โรงแยกก๊าซธรรมชาติ และ บริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา โดยในส่วนระบบของ บริษัท ปตท.สผ.สยามฯ ที่อยู่ภายใต้การบังคับของ พระราชบัญญัติปิโตรเลียม ให้ดำเนินการตามกฎและระเบียบของกฎหมายนั้น การส่งออก กรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ควบคุมดูแลและพิจารณาการขอส่งออกเนื้อก๊าซ LPG รวมทั้งการกำหนดเงื่อนไขประกอบต่างๆ ที่จำเป็น
2.4 การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคาหากยังไม่เกิดการแข่งขันที่เพียงพอในส่วนการผลิตและจัดหา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม
2.5 มาตรการป้องกันภาวการณ์ขาดแคลน มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้าก๊าซ LPG แบบฉุกเฉิน (prompt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม โดยสามารถได้รับเงินชดเชยส่วนต่างราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามต้นทุนจริง รวมถึงศึกษามาตรการเพิ่มสำรองก๊าซ LPG ใหม่ และมาตรการการปันส่วนก๊าซ LPG (ในภาวะฉุกเฉิน) ให้คุ้มครองราคาภาคครัวเรือน
2.6 มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวการณ์ขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา
2.7 คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ กำหนดให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ต้องเร่งรัดให้มีการเปิดบริการระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ (Third Party Access: TPA)
3. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการ ดังนี้
3.1 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศกำหนดราคา อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและอัตราเงินชดเชยของก๊าซ LPG รวมถึงศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่
3.2 กรมธุรกิจพลังงาน ดำเนินการตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ที่จำหน่ายให้ภาคปิโตรเคมีซึ่งมีสัญญาซื้อ - ขายก่อนวันที่ 2 ธันวาคม 2559 กำกับดูแลการนำเข้าและส่งออก เตรียมมาตรการป้องกันภาวการณ์ขาดแคลน และสำรวจข้อมูลราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซ LPG (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) ในเขตกรุงเทพมหานคร
3.3 บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการจัดทำระเบียบการใช้คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ให้แก่บุคคลที่สามใช้ได้ (Third Party Access: TPA) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2560
3.4 สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (พลังงานจังหวัด) ทำการสำรวจและเก็บข้อมูลราคาขายส่งและราคาขายปลีกก๊าซ LPG (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) ทุกจังหวัดทั่วประเทศยกเว้นกรุงเทพมหานคร