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