มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2553 (ครั้งที่ 53)
เมื่อวันอังคารที่ 2 มีนาคม พ.ศ. 2553 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. ขอขยายเวลาการดำเนินการโครงการจำหน่ายน้ำมันในทะเลอาณาเขตให้ชาวประมงชายฝั่ง (น้ำมันม่วง)
2. การแก้ไขปัญหาการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในประเทศ
3. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล (การตรึงราคา NGV)
4. การกำหนดพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าที่ประชาชนมีส่วนร่วม
6. การขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบค่าใช้จ่ายอื่นปีงบประมาณ 2553ของหน่วยงานต่างๆ
7. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
8. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ขอขยายเวลาการดำเนินการโครงการจำหน่ายน้ำมันในทะเลอาณาเขตให้ชาวประมงชายฝั่ง (น้ำมันม่วง)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 14 มีนาคม 2549 เห็นชอบโครงการจำหน่ายน้ำมันในทะเลอาณาเขตให้ชาวประมงชายฝั่ง (น้ำมันม่วง) ราคาต่ำกว่าราคาน้ำมันดีเซลบนบกไม่น้อยกว่า 2 บาทต่อลิตร กำหนดให้จำหน่ายในพื้นที่ทะเลอาณาเขตห่างฝั่งไม่น้อยกว่า 5 ไมล์ทะเล ต่อมาเมื่อวันที่ 27 พฤษภาคม 2551 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเพิ่มเติมให้ทบทวนมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 14 มีนาคม 2549 ในกรณีพื้นที่ที่มีปัญหาในการให้บริการจำหน่ายน้ำมันให้ชาวประมงเนื่องจากสภาพภูมิประเทศให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ขององค์การสะพานปลา ในการนำน้ำมันในโครงการน้ำมันม่วงมาจำหน่ายบริเวณใกล้ฝั่งหรือสถานีที่องค์การสะพานปลากำกับดูแลบนฝั่ง ระยะเวลาโครงการฯ 6 เดือน นับตั้งแต่วันที่เริ่มจำหน่ายน้ำมันในโครงการฯ ในปริมาณไม่เกิน 15 ล้านลิตรต่อเดือน โดยมอบหมายให้กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ และกระทรวงพลังงานพิจารณาความเหมาะสมในการขยายเวลาการดำเนินโครงการฯ และปริมาณน้ำมันที่จำหน่ายในโครงการฯ ในกรณีที่ปัญหา ที่เกิดขึ้นยังไม่คลี่คลาย
2. เมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2551 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบการจัดสรรน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ได้รับการช่วยเหลือจากโรงกลั่นน้ำมันโดยมีราคาต่ำกว่าปกติ 3 บาทต่อลิตร มาจำหน่ายให้ชาวประมงชายฝั่ง 15 ล้านลิตรต่อเดือน และเกษตรกรผู้เพาะเลี้ยงกุ้ง 7 ล้านลิตรต่อเดือน รวมเป็น 22 ล้านลิตรต่อเดือน โดยช่วยเหลือจนถึงวันที่ 30 พฤศจิกายน 2551 และเมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2552 ได้เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการดำเนินโครงการน้ำมันม่วงออกไปอีก 6 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 15 พฤษภาคม 2552 - 14 พฤศจิกายน 2552) แต่น้ำมันในโครงการฯ ไม่สามารถจำหน่ายได้ เนื่องจากมีราคาสูงกว่าราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 และต่อมาเมื่อวันที่ 24 กันยายน 2552 กบง. ได้เห็นชอบให้นำน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 มาใช้แทนน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B2 ในโครงการน้ำมันม่วง โดยมีราคาต่ำกว่าน้ำมันหมุนเร็ว B5 ปกติ 2 บาทต่อลิตร จนกว่าจะสิ้นสุดโครงการฯ (ตั้งแต่ 15 พฤษภาคม 2552 - 14 พฤศจิกายน 2552) โดยให้เริ่มมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 กันยายน 2552 เป็นต้นไป โครงการฯ สามารถจำหน่ายน้ำมันได้เมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2552 จำนวน 3 สถานี ในพื้นที่จังหวัดประจวบคีรีขันธ์ และจังหวัดพังงา ปริมาณการจำหน่ายน้ำมัน ตั้งแต่วันที่ 9 ตุลาคม 2552 - 14 พฤศจิกายน 2552 จำนวน 223,000 ลิตร กองทุนน้ำมันฯ มีภาระต้องจ่ายชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 สำหรับโครงการฯ เป็นเงิน 644,470 บาท
3. กระทรวงเกษตรฯ ได้รับหนังสือจากสมาคมการประมงแห่งประเทศไทยเพื่อขอขยายเวลาโครงการน้ำมันม่วง ออกไปอีก 6 เดือน ประกอบกับปัจจุบันราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 อยู่ที่ 24.39 บาทต่อลิตร ซึ่งสูงกว่าต้นทุนการผลิตทางการประมง (ราคาน้ำมันดีเซลที่จุดคุ้มทุนในการทำประมง 17.03 บาทต่อลิตร) ซึ่งกระทรวงเกษตรฯ ได้พิจารณาแล้วพบว่าระหว่างเดือนมกราคม - ตุลาคม มีแนวโน้มราคาน้ำมันสูงขึ้นร้อยละ 46.4 แต่ราคาสัตว์น้ำชนิดที่สำคัญกลับมีราคาลดลงร้อยละ 10.6 - 25.7 และการเปิดเสรีการค้าของกลุ่มอาเซียนที่จะลดภาษีนำเข้าสินค้าเป็นศูนย์ในเดือนมกราคม 2553 อาจเกิดผลกระทบต่อราคาสัตว์น้ำ กระทรวงเกษตรฯ จึงเห็นควรให้มีการขยายระยะเวลาการดำเนินโครงการฯ ออกไปอีก 6 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 15 พฤศจิกายน 2552 - วันที่ 14 พฤษภาคม 2553)
4. การขยายเวลาของโครงการฯ ตามข้อเสนอของกระทรวงเกษตรฯ จากปริมาณน้ำมันดีเซล ที่ชาวประมงใช้ในโครงการฯ ที่ผ่านมาสูงสุดประมาณเดือนละ 2 ล้านลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะต้องจ่ายเงินชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 สูงสุดประมาณเดือนละ 4.256 ล้านบาท ระยะเวลา 6 เดือน เป็นเงินประมาณ 25.54 ล้านบาท แต่ช่วงที่ผ่านมาโครงการฯ มีการใช้ปริมาณน้ำมันต่ำ กองทุนน้ำมันฯ อาจจ่ายชดเชยต่ำกว่าที่ประมาณการไว้ และภาระดังกล่าวไม่ก่อให้เกิดปัญหากับกองทุนน้ำมันฯ อย่างไรก็ตามกองทุนน้ำมันฯ มีภาระชดเชยทั้งราคาก๊าซ LPG และราคาน้ำมันอีกหลายชนิด การช่วยเหลือชาวประมงในโครงการฯ เป็นการดำเนินงานเพียงชั่วคราว หากกระทรวงเกษตรฯ เห็นว่าการช่วยเหลือชาวประมงจำเป็นต้องใช้ระยะเวลาดำเนินการอย่างต่อเนื่อง กระทรวงเกษตรฯ จึงควรพิจารณาช่องทางการขอความช่วยเหลือจากคณะกรรมการนโยบายช่วยเหลือเกษตรกรเพื่อสนับสนุนการจำหน่ายน้ำมันให้ชาวประมงขนาดเล็ก ซึ่งเป็นช่องทางที่เหมาะสมกว่าการเสนอขอความช่วยเหลือจากกองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการดำเนินโครงการจำหน่ายน้ำมันในทะเลอาณาเขตให้ชาวประมงชายฝั่ง ออกไปอีก 6 เดือน นับตั้งแต่วันที่ 3 มีนาคม 2553 - วันที่ 2 กันยายน 2553 โดยเป็นการช่วยเหลือโครงการฯ เป็นครั้งสุดท้าย
เรื่องที่ 2 การแก้ไขปัญหาการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2552 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขบรรเทาปัญหาจากผลกระทบจากคำสั่งศาลปกครองสูงสุดจากการระงับโครงการ 65 โครงการ ที่ต้องดำเนินการตามมาตรา 67 วรรคสอง ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2550 ตามที่กระทรวงอุตสาหกรรมเสนอ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดทำรายละเอียดการแก้ไขการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในประเทศ
2. จากประมาณการการใช้ก๊าซ LPG และการผลิตในประเทศเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 457 และ 314 พันตันต่อเดือน ตามลำดับ ซึ่งทำให้ต้องนำเข้าก๊าซ LPG ประมาณ 110 - 154 พันตันต่อเดือน ขณะที่ประมาณการราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกเฉลี่ยในปี 2553 คาดว่าจะอยู่ที่ระดับประมาณ 683 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน จากประมาณการนำเข้าและราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลให้ต้องจ่ายชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG อยู่ที่ระดับ 1,606 - 2,017 ล้านบาทต่อเดือน และจากการประมาณการรายรับ/รายจ่ายกองทุนน้ำมันฯ โดยคำนึงถึงภาระจากการชดเชยราคา NGV และการเปลี่ยนรถแท็กซี่ LPG เป็น NGV ตามมติ กพช. พบว่าในปี 2553 กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายรวมอยู่ที่ระดับ 34,851 ล้านบาท ขณะที่รายรับจากเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ระดับ 39,217 ล้านบาท ทำให้มีรายรับสุทธิ 4,367 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ สิ้นปีสุทธิอยู่ที่ระดับ 25,242 ล้านบาท ทั้งนี้ หากราคาน้ำมันในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นและราคาก๊าซ LPG ปรับตัวสูงขึ้นตามราคาน้ำมัน จะทำให้ภาระกองทุนน้ำมันฯ สูงขึ้นกว่าที่ได้ประมาณการไว้
3. แนวทางการแก้ไขปัญหาการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในประเทศ
3.1 การเพิ่มความสามารถในการนำเข้า ได้แก่ 1) บริหารจัดการคลังก๊าซเขาบ่อยาให้สามารถรับก๊าซ LPG ที่นำเข้าได้เพิ่มขึ้นจาก 88,000 เป็น 110,000 ตันต่อเดือน และ 2) ใช้คลังลอยน้ำ (Floating Storage Unit: FSU) ชั่วคราว สามารถเพิ่มปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG ได้ 44,000 ตันต่อเดือน หรือเพิ่มขีดความสามารถการรับก๊าซ LPG ที่นำเข้าได้ทั้งหมด 154,000 ตันต่อเดือน ซึ่งได้ดำเนินการแล้วเสร็จตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2553
3.2 การเลื่อนการปิดซ่อมบำรุงประจำปีของโรงแยกก๊าซธรรมชาติบางแห่งออกไปเพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อปริมาณผลิต LPG ในประเทศ โดยเบื้องต้น ปตท. ได้เลื่อนปิดซ่อมบำรุงโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 2 ออกไปจากเดิมระหว่างวันที่ 21 มกราคม - 2 กุมภาพันธ์ เป็นวันที่ 7-18 กุมภาพันธ์ 2553 สำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 1, 3 และ 5 กำลังอยู่ระหว่างการพิจารณาร่วมกับผู้ที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งพิจารณาระยะเวลาการปิดซ่อมบำรุงโรงแยกก๊าซธรรมชาติบางแห่งให้อยู่ในช่วงเดียวกับที่สหภาพพม่าจะหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาระหว่างวันที่ 19 มีนาคม - 3 เมษายน 2553 เพื่อให้สามารถนำก๊าซฯ ส่วนที่ไม่ผ่านโรงแยกก๊าซฯ ดังกล่าวมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเสริมในการผลิตไฟฟ้า
3.3 การบริหารจัดการในการใช้ก๊าซ LPG ในประเทศ ได้แก่ 1) สร้างแรงจูงใจโดยการให้รถแท็กซี่เปลี่ยนไปใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV) 20,000 คัน ในช่วงเดือนมีนาคม 2553 - กันยายน 2553 ซึ่งสามารถลดความต้องการใช้ LPG ในปี 2553 ลงได้ 149,000 ตัน และ 2) เร่งดำเนินมาตรการป้องกันการลักลอบการส่งออกโดยคณะกรรมการป้องกันและตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศเพื่อนบ้าน แต่เนื่องจากองค์ประกอบของคณะกรรมการฯ ได้มีการเปลี่ยนแปลงไปตามตำแหน่ง จึงจำเป็นต้องแก้ไของค์ประกอบของคณะกรรมการฯ ตามคำสั่ง กพช. ที่ 4/2551 ลงวันที่ 14 พฤศจิกายน 2551 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการป้องกันและตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศเพื่อนบ้าน
3.4 การเพิ่มปริมาณการจัดหาในประเทศ ได้แก่ 1) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขนอมเพื่อให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติ หน่วยที่ 4 (ขนอม) สามารถเดินเครื่องผลิตก๊าซ LPG ได้เพิ่มขึ้น ถ้าให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4 (ขนอม) มีก๊าซธรรมชาติไหลผ่านในระดับไม่ต่ำกว่า 130 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จะได้ก๊าซ LPG เพื่อจำหน่ายในประเทศ 15,330 - 21,600 ตันต่อเดือน แต่จะทำให้ค่าไฟฟ้าที่ผลิตสูงขึ้น ซึ่งจะกระทบต่อต้นทุนค่า Ft รัฐจึงต้องจ่ายชดเชยโดยลดราคาก๊าซธรรมชาติให้กับ กฟผ. จากการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าขนอม ซึ่งการเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขนอมในช่วงวันที่ 19 - 31 มกราคม 2553 สามารถลดภาระกองทุนน้ำมันฯ จากการนำเข้าก๊าซ LPG ได้ถึง 84.17 ล้านบาทต่อเดือน และ 2) นำก๊าซ LPG ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงกลั่น (Own Use) ออกมาจำหน่ายในประเทศ โดยบริษัท ปตท. อะโรเมติกส์และการกลั่น จำกัด (มหาชน) (PTTAR) สามารถนำก๊าซ LPG ที่ใช้เองออกมาจำหน่ายได้เพียง 1 เดือน คือเดือนมีนาคม 2553 (ประมาณ 4,000 ตัน) หลังจากนั้น จะไม่มี LPG ที่จะออกมาจำหน่ายได้อีกเนื่องจาก PTTAR ได้ทำข้อตกลงที่จะขายก๊าซ LPG กับภาคปิโตรเคมีแล้วจนถึงสิ้นปี 2553 ซึ่งการนำก๊าซธรรมชาติมาเป็นเชื้อเพลิงในโรงกลั่นแทนก๊าซ LPG สามารถลดภาระเงินกองทุนน้ำมันฯ จากการนำเข้าก๊าซ LPG ได้ประมาณ 38.37 ล้านบาท ทั้งนี้ การเพิ่มการจัดหาก๊าซ LPG ในประเทศ ทั้ง 2 กรณี สามารถลดภาระการชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ จากการนำเข้าก๊าซ LPG ในปี 2553 ได้ประมาณ 122.54 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณเงินชดเชยส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติจากการเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขนอมและวิธีการดำเนินการเพื่อจ่ายเงินชดเชย ดังนี้
1.1 หลักเกณฑ์การคำนวณเงินชดเชย โดยคิดจาก
1) ส่วนต่างของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่โรงไฟฟ้าขนอมใช้จริง กับปริมาณก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ที่โรงไฟฟ้าขนอมใช้ตามการเดินเครื่องจริงเพื่อรองรับความต้องการของภาคไฟฟ้า (Load Pattern) ในแต่ละวัน
2) การคำนวณส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติจะคำนวณจากประสิทธิภาพที่สูญเสียไปจากการหยุดโรงไฟฟ้าอื่นที่มีต้นทุนหน่วยสุดท้ายสูงสุด ณ เวลาต่างๆ ในแต่ละวัน เพื่อหันมาใช้โรงไฟฟ้าขนอม โดยวิธีการเปรียบเทียบค่าพลังงานต่อการผลิตไฟฟ้าหนึ่งหน่วย
1.2 วิธีการดำเนินการเพื่อจ่ายเงินชดเชย
1) บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดส่งรายงานปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้จริงเพื่อให้ได้มาซึ่งก๊าซ LPG และราคาก๊าซธรรมชาติและปริมาณ LPG ที่ผลิตได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติหน่วยที่ 4 (ขนอม) ในแต่ละเดือน (เป็นรายวัน) ให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เพื่อรวบรวมและตรวจสอบความถูกต้อง
2) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จัดส่งข้อมูลปริมาณก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยที่โรงไฟฟ้าขนอมใช้เพื่อรองรับความต้องการของภาคไฟฟ้า (Load Pattern) เฉลี่ยต่อวัน ในแต่ละเดือน รวมทั้งข้อมูลต้นทุนผันแปรหน่วยสุดท้ายของระบบ (Typical System Short Run Marginal Cost) และรายละเอียดการคำนวณอัตราส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติ จากประสิทธิภาพที่สูญเสียจริงในแต่ละเดือน และคำนวณเงินส่วนลดจากอัตราส่วนลดดังกล่าวในแต่ละเดือน (เป็นรายวัน) ให้ สนพ. เพื่อใช้ในการพิจารณาและคำนวณปริมาณเงินที่จะต้องจ่ายชดเชย
3) สนพ. คำนวณปริมาณเงินที่จะจ่ายชดเชยส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติ ตามหลักเกณฑ์การคำนวณในข้อ 1.1 เพื่อนำเสนอต่อสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้กับ ปตท. โดยวิธีจ่ายตรงต่อไป
ทั้งนี้ ให้เริ่มจ่ายเงินชดเชยส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติตั้งแต่วันที่ 19 มกราคม 2553 เป็นต้นไป
2. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณปริมาณก๊าซ LPG สำหรับนำมาคำนวณเงินชดเชยและหลักเกณฑ์การคำนวณเงินชดเชยจากการนำก๊าซธรรมชาติเข้ามาใช้เป็นเชื้อเพลิงแทน LPG และวิธีการดำเนินการเพื่อจ่ายเงินชดเชย ดังนี้
2.1 หลักเกณฑ์การคำนวณเงินชดเชยส่วนต่างของราคาก๊าซธรรมชาติที่นำมาใช้ทดแทนก๊าซ LPG จากการนำก๊าซ LPG ที่ใช้ภายในโรงกลั่นออกจำหน่าย
จำนวนเงินชดเชย = Qlpg * (Pdiff + DC + T) |
โดย
- Qlpg = ปริมาณก๊าซ LPG ที่ขอชดเชยจากการนำ LPG ที่ใช้ภายในโรงกลั่นออกมาจำหน่าย คำนวณจาก ปริมาณการจำหน่าย LPG ในประเทศจริง หัก ปริมาณการจำหน่าย LPG ใน ประเทศตามแผน โดย
- ปริมาณจำหน่าย LPG จริง = ปริมาณการผลิตจริง - ปริมาณการจ่ายปิโตรเคมีจริง - ปริมาณ LPG ใช้เองเพื่อเป็นเชื้อเพลิงในโรงกลั่น
- ปริมาณการจำหน่ายตามแผน = ปริมาณการผลิตจริง - ปริมาณการจ่ายปิโตรเคมีจริง - แผนการใช้ LPG เพื่อเป็นเชื้อเพลิงในโรงกลั่น
ทั้งนี้ เพื่อให้ปริมาณการจำหน่าย LPG ในประเทศที่เพิ่มขึ้น มาจากการนำปริมาณ LPG ที่โรงกลั่นน้ำมันกำหนดแผนไว้ใช้เองออกมาจำหน่าย มิใช่เป็นการนำปริมาณ LPG ที่ผลิตเพิ่มขึ้นหรือปริมาณ LPG ที่มาจากการจำหน่ายให้ภาคปิโตรเคมีลดลง โดยใช้ข้อมูลการผลิต การจำหน่าย ตามที่ผู้ค้ารายงานต่อ ธพ. ตามแบบ นพ. 201-209 และ นพ. 211-212
2.2 การคำนวณเงินเพื่อชดเชยส่วนต่างของราคาจากการนำก๊าซธรรมชาติมาเป็นเชื้อเพลิงแทน LPG ประกอบด้วย 3 ส่วน ดังนี้
1) ผลต่างระหว่างราคาก๊าซธรรมชาติและราคา LPG (Pdiff)
Pdiff = NGprice - LPGprice |
โดย
Pdiff = ผลต่างระหว่างราคาก๊าซธรรมชาติและราคา LPG (บาท/ตัน)
NGprice = ค่าใช้จ่ายของก๊าซธรรมชาติเพื่อชดเชย LPG 1 ตัน โดย LPG 1 ตัน มีค่าความร้อนเท่ากับ 47.089 ล้านบีทียู (MMBTU) ดังนั้น ค่าใช้จ่ายของก๊าซธรรมชาติเพื่อชดเชย LPG 1 ตัน จะเท่ากับ 47.089 * ราคาก๊าซธรรมชาติ
LPGprice = ราคา LPG ในประเทศ (ราคา ณ โรงกลั่น) ต่อตัน
2) ค่าสำรองความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (Demand Charge : DC) มีหน่วยเป็นบาทต่อเดือน มีสูตรการคำนวณ ดังนี้
DC = 1.69 * PPIn-1 * MDCQ |
โดย
PPIn-1 = ค่าเฉลี่ยดัชนีราคาผู้ผลิตหมวดสินค้าสำเร็จรูปในประเทศไทยปีปฏิทิน ก่อนหน้าปี สัญญาที่มีการซื้อขาย คือ PPI2550135.40 ซึ่งเท่ากับ 135.40)
MDCQ = ปริมาณก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยต่อวันตามสัญญา มีหน่วยเป็นล้านบีทียู/วัน
DC ต่อ MT = DC ต่อ MMBTU*47.089
อย่างไรก็ตาม ค่าสำรองความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติตามสูตรข้างต้นมีหน่วยเป็นบาทต่อเดือน จึงจำเป็นต้องมีการปรับหน่วยเป็นบาทต่อตันต่อเดือน เพื่อนำมาใช้ในการคำนวณเงินชดเชยต่อไป ดังนี้
DC (บาท/ตัน/เดือน) = (DC (บาท/เดือน) / MDCQ (ล้านบีทียู/วัน) / 30) * 47.089 |
3) ค่าขนส่ง LPG (T) เนื่องจากการจำหน่าย LPG ให้กับลูกค้าในประเทศนั้น บริษัท ปตท. มีข้อตกลงไว้กับลูกค้าในการจ่ายเงินชดเชยค่าขนส่ง LPG จากมาบตาพุดให้กับลูกค้า เพื่อให้เป็นราคาเทียบเท่ากับการจำหน่าย LPG ณ จุดจำหน่ายกรุงเทพฯ เป็นจำนวนเงิน 485 บาท/ตัน
2.3 วิธีการดำเนินการเพื่อจ่ายเงินชดเชย
1) ให้ ธพ. เป็นผู้รวบรวมและตรวจสอบปริมาณ LPG ที่โรงกลั่นน้ำมันนำออกมาจำหน่ายเป็นรายเดือน และจัดส่งให้ให้ สนพ. เพื่อนำไปใช้ในการคำนวณเงินชดเชยในแต่ละเดือนตามหลักเกณฑ์ข้างต้น
2) ให้ สนพ. คำนวณเงินชดเชยพร้อมส่งหนังสือพร้อมเอกสารถึง สบพน. เพื่อดำเนินการจ่ายเงินให้โรงกลั่นน้ำมันโดยวิธีจ่ายตรงในแต่ละเดือนต่อไป
3. อนุมัติเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามภาระเงินชดเชยที่เกิดขึ้นจริงในแต่ละเดือนจากการคำนวณตามหลักเกณฑ์ที่ได้เห็นชอบในข้อ 1 และ 2
4. เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่ .../2553 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการป้องกันและตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศเพื่อนบ้าน
เรื่องที่ 3 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล (การตรึงราคา NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2552 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2552 เรื่องมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงานต่อประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล ที่เห็นชอบให้ตรึงราคา NGV เป็นระยะเวลา 1 ปี (สิงหาคม 2552 - สิงหาคม 2553) และมอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการชดเชยราคาขายปลีก NGV จากการที่ ปตท. ต้องขาย NGV ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ในลักษณะเดียวกันกับแนวทางการชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า โดยคำนึงถึงมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2550 ด้วย และมอบหมายให้ ปตท. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งรัดการขยายเครือข่ายรวมทั้งส่งเสริมการใช้ NGV เพื่อให้เป็นทางเลือกของประชาชนโดยเร็ว ทั้งนี้ การตรึงราคา NGV คาดว่าจะเป็นภาระต่อกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาขายปลีก NGV ที่ต่ำกว่าต้นทุนที่แท้จริง ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
2. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552 กพช. ได้เห็นชอบให้มีการปรับสูตรการคำนวณและแนวทางการกำกับดูแลราคาขายปลีก NGV โดยให้ กพช. เป็นผู้กำกับดูแลต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติและให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีก NGV และได้เห็นชอบให้ปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเพิ่มเติมนิยามคำว่า "ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)" เพื่อให้ราคาขายปลีก NGV ถูกกำกับดูแลภายใต้กรอบอันเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับภาคขนส่งชนิดอื่นๆ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กันยายน 2552 กบง. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาการชดเชยราคา NGV เพื่อศึกษา วิเคราะห์ และพิจารณาข้อกฎหมายต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินการชดเชยราคา NGV โครงข่ายการขยายบริการ NGV และโครงสร้างราคา NGV รวมถึงพิจารณาจัดทำแนวทางการดำเนินการชดเชยราคา NGV
3. เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2552 กบง. ได้เห็นชอบการปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดย สนพ. ได้ประสานกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาเพื่อขอให้ช่วยพิจารณาความถูกต้องของร่างคำสั่งนายกรัฐมนตรีฯ ดังกล่าว และขอความเห็นนิยามคำจำกัดความคำว่า "น้ำมันเชื้อเพลิง" ซึ่งสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้มีหนังสือแจ้งความเห็นของคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 9) ว่า การกำหนดให้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์อยู่ในความหมายของน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อนำมาตรการป้องกันและแก้ไขภาวะการขาดแคลนตามพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 สามารถกระทำได้ และต่อมาเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2553 สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้มีหนังสือแจ้งผลการตรวจร่างคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ ... /2553 ซึ่งได้มีการแก้ไขเพิ่มเติมถ้อยคำและวรรคตอนเพื่อความถูกต้องและเป็นไปตามแบบการร่างกฎหมายเรียบร้อยแล้ว
4. โครงสร้างราคา NGV ในปัจจุบัน ยังคงคำนวณตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติปี 2550 ดังนี้
โดย 1) ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย
WHPool 2 หมายถึง ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติ POOL 2 มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
M หมายถึง ผลตอบแทนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 1.75 ของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซ ธรรมชาติ POOL 2
TdZone 1+3 หมายถึง อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับ ระบบท่อในทะเล (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) มีหน่วย บาทต่อล้านบีทียู
Tc หมายถึง อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge มีหน่วย บาทต่อล้านบีทียู
ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติมีหน่วยราคาเป็นบาทต่อกิโลกรัม โดยการเปรียบเทียบค่าความร้อน ซึ่งก๊าซธรรมชาติ 1 กิโลกรัม มีค่าความร้อนเท่ากับ 35,947 บีทียู ซึ่งจากการคำนวณต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ 232.6346 บาทต่อล้านบีทียู หรือ 8.36 บาทต่อกิโลกรัม
2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการ ประกอบด้วย ต้นทุนค่าสถานีแม่ 1.12 บาทต่อกิโลกรัม ต้นทุนค่าขนส่ง 1.20 บาทต่อกิโลกรัม (ภายในรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีแม่และเพิ่ม 0.012 บาทต่อกิโลกรัมต่อระยะทางที่เพิ่มขึ้น 1 กิโลเมตร) ต้นทุนค่าสถานีลูก 1 บาทต่อกิโลกรัม และค่าการตลาด 1.73 - 2.33 บาทต่อกิโลกรัม (ตามประเภทและที่ตั้งของสถานี)
จากการคำนวณตามสูตรข้างต้นจะทำให้ราคาขายปลีก NGV อยู่ที่ 14.35-14.99 บาทต่อกิโลกรัม
5. เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2552 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ NGV ในส่วนของสถานีแม่ สถานีลูก สถานี Conventional และต้นทุนค่าขนส่ง ซึ่งสรุปได้ดังนี้ 1) กรณี ปตท. เป็นผู้ลงทุนสถานีลูกและ Conventional ต้นทุนสถานีแม่ ค่าขนส่งทางรถยนต์ ต้นทุนสถานีลูก และต้นทุนสถานี Conventional เท่ากับ 1.30, 1.94, 3.33 และ 3.67 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ และ 2) กรณีเอกชนเป็นผู้ลงทุนสถานีลูกและ Conventional ต้นทุนสถานีแม่ ค่าขนส่งทางรถยนต์ ต้นทุนสถานีลูก และต้นทุนสถานี Conventional เท่ากับ 1.30, 1.94, 2.26 และ 2.58 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ
6. เมื่อนำค่าใช้จ่ายดำเนินการทั้ง 2 กรณี มารวมกับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ (ประมาณการปี 2553) ที่ 232.6346 บาทต่อล้านบีทียู (หรือ 8.36 บาท/กิโลกรัม) จะทำให้ต้นทุนราคาขายปลีก NGV เป็นดังนี้ 1) กรณี ปตท. เป็นผู้ลงทุนสถานีลูกเท่ากับ 14.93 บาทต่อกิโลกรัม 2) ปตท. เป็นผู้ลงทุนสถานี Conventional เท่ากับ 12.03 บาทต่อกิโลกรัม 3) กรณีเอกชนเป็นผู้ลงทุนสถานีลูกเท่ากับ 13.86 บาทต่อกิโลกรัม และ 4) กรณีเอกชนเป็นผู้ลงทุนสถานี Conventional เท่ากับ 10.94 บาทต่อกิโลกรัม
7. เนื่องจากปริมาณการขายในแต่ละกรณีมีสัดส่วนที่แตกต่างกัน การคำนวณราคาจึงใช้วิธีเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักเพื่อให้เป็นราคาเดียว โดยใช้สัดส่วนปริมาณการขายดังนี้ 1) สัดส่วนปริมาณการขายโดยสถานีที่ ปตท. เป็นผู้ลงทุนสถานีลูกต่อสถานีที่เอกชนลงทุน = 85:15 และ 2) สัดส่วนปริมาณการขายที่ขนส่งจากสถานีแม่ไปสถานีลูกต่อสถานี Conventional = 70:30 จะได้ต้นทุนราคาขายปลีก NGV (ไม่รวมผลตอบแทนการลงทุน)เท่ากับ 13.8986 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจากผลการคำนวณตามข้อ 5 - 7 พบว่าต้นทุนราคา NGV ที่คำนวณได้ สูงกว่าราคาขายปลีก NGV ที่ถูกตรึงไว้ที่ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้ ปตท. ต้องรับภาระการขาดทุนดังกล่าวประมาณ 5.40 บาทต่อกิโลกรัม
8. เพื่อให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2552 ที่มอบให้ กบง. บรรเทาภาระจากการขาย NGV ที่ราคาต่ำกว่าต้นทุนและเพื่อให้ ปตท. สามารถดำเนินการขยายเครือข่ายการให้บริการ NGV ให้เป็นไปตามนโยบายของรัฐ โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ไม่เกิน 300 ล้านบาท ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้ชดเชยราคา NGV ในอัตรา 2 บาทต่อกิโลกรัม ตามปริมาณการจำหน่ายจริงของ ปตท. ในแต่ละเดือนแต่ไม่เกินวงเงินที่กำหนดไว้ 300 ล้านบาทต่อเดือน โดยการชดเชยนี้ให้เริ่มชดเชยตั้งแต่วันที่ได้มีมตินี้ไปถึงเดือนสิงหาคม 2553 ซึ่งเป็นเดือนสุดท้ายที่คณะรัฐมนตรีมีมติให้ตรึงราคา NGV ในส่วนขั้นตอนดำเนินการจ่ายเงินชดเชยให้ ปตท. แจ้งปริมาณการจำหน่าย NGV ต่อกรมสรรพสามิตในแต่ละเดือนเพื่อใช้สำหรับคำนวณเงินชดเชย เมื่อกรมสรรพสามิตตรวจสอบและรับรองความถูกต้องแล้วให้แจ้งสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) เพื่อดำเนินการชดเชยราคา NGV โดยวิธีจ่ายตรงต่อ ปตท. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินการในการพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณค่าใช้จ่ายการดำเนินการและการคำนวณราคาขายปลีก NGV ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ
2. เห็นชอบให้ชดเชยราคา NGV ที่ 2 บาทต่อกิโลกรัม ตามปริมาณการจำหน่ายจริงของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในแต่ละเดือน แต่ไม่เกินวงเงินที่กำหนดไว้ที่ 300 ล้านบาทต่อเดือน โดยให้เริ่มชดเชยตั้งแต่วันที่คำสั่งนายกรัฐมนตรีได้ประกาศลงในราชกิจจานุเบกษาไปถึงเดือนสิงหาคม 2553 ซึ่งเป็นเดือนสุดท้าย ที่คณะรัฐมนตรีมีมติให้ตรึงราคา NGV และเห็นชอบขั้นตอนการดำเนินการเพื่อจ่ายเงินชดเชยโดยให้ ปตท. แจ้งปริมาณการจำหน่าย NGV ต่อกรมสรรพสามิตในแต่ละเดือนเพื่อตรวจสอบความถูกต้อง และเพื่อใช้สำหรับการคำนวณเงินชดเชย ทั้งนี้ เมื่อกรมสรรพสามิตตรวจสอบและรับรองความถูกต้องเรียบร้อยแล้วให้แจ้งต่อสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) เพื่อดำเนินการชดเชยราคา NGV โดยวิธีจ่ายตรงต่อ ปตท. ทั้งนี้ ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
3. อนุมัติเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับการจ่ายชดเชยราคาขายปลีก NGV ตามภาระเงินชดเชยที่เกิดขึ้นจริงจากปริมาณการจำหน่าย NGV ของ ปตท. ในแต่ละเดือน แต่วงเงินไม่เกิน 300 ล้านบาทต่อเดือน
เรื่องที่ 4 การกำหนดพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าที่ประชาชนมีส่วนร่วม
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ได้ขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาทบทวนการกำหนดพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหาการคัดค้านการก่อสร้างโรงไฟฟ้าของประชาชน กระทรวงพลังงานจึงได้ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมยกร่างแนวทางการกำหนดพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าที่ประชาชนมีส่วนร่วมเพื่อเป็นการกำหนดพื้นที่ทางเลือกของผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดใหญ่ โดยนำเสนอคณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงานไปแล้ว 2 ครั้ง จนได้ข้อยุติว่าเห็นควรนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนประสานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนดการดำเนินการในรายละเอียด ต่อไป
2. กระบวนการจัดตั้งโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ปัจจุบันเกี่ยวข้องกับหน่วยงานจำนวนมาก และมีข้อจำกัดสำคัญที่นำไปสู่ปัญหาการคัดค้านการก่อตั้งโรงไฟฟ้าจากภาคประชาชน คือ ขาดกระบวนการคัดเลือกและกลั่นกรองพื้นที่โดยความเห็นชอบจากประชาชน และขาดหน่วยงานพิจารณาความเหมาะสมของพื้นที่ ดังนั้น จึงมีการทบทวนกระบวนการกำหนดพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าที่ประชาชนมีส่วนร่วมเพื่อลดความขัดแย้งในพื้นที่ โดยวิธีการใหม่ประชาชนต้องรับภาระค่าไฟฟ้าที่จะแพงขึ้นเนื่องจากต้นทุนค่าที่ดินจะแพงกว่าปกติ และมีความเสี่ยงในกรณีที่ไม่มีพื้นที่ใดเหมาะสม รัฐบาลจะต้องลงทุนโครงสร้างพื้นฐานเพื่อดึงให้เอกชน และ กฟผ. เข้ามาจัดตั้งโรงไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ควรยึดราคาค่าไฟฟ้าเป็นปัจจัยที่สำคัญที่สุดในการตัดสินใจอนุมัติจัดตั้งโรงไฟฟ้า
3. ข้อเสนอแนวทางดำเนินการ
3.1 การกำหนดเป็นนโยบายของประเทศ รัฐบาลจะกำหนดให้การเปิดประมูลการจัดตั้งโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดใหญ่ (IPP) และการอนุมัติจัดตั้งโรงไฟฟ้าของ กฟผ. มีเงื่อนไขว่าพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าที่จะเสนอ จะต้องมีการพิจารณาและดำเนินการกำหนดพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าโดยประชาชนมีส่วนร่วมก่อน โดยจัดทำเองหรือผ่านกระบวนการที่ดำเนินการโดยภาครัฐ
3.2 แนวทางดำเนินการ ประกอบด้วย 12 ขั้นตอน คือ 1) กกพ. จัดตั้งคณะกรรมการฯ เพื่อกำหนดหลักเกณฑ์สำหรับการออกประกาศเชิญชวนเสนอพื้นที่และสำหรับการศึกษากำหนดเขตพื้นที่ที่เหมาะสมในการจัดตั้งโรงไฟฟ้า 2) จัดประชุมชี้แจงเพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจและเปิดรับฟังความคิดเห็นจากประชาชนโดยทั่วไป 3) ออกประกาศเชิญชวนให้จังหวัดเสนอพื้นที่เข้ามาโดยความสมัครใจ 4) ภายหลังการออกประกาศเชิญชวนฯ จะส่งประกาศให้กระทรวงมหาดไทยประสานจังหวัดเพื่อแจ้งประชาชนในทุกจังหวัดให้รับทราบโดยทั่วไป 5) ในกรณีจังหวัดที่สนใจจะเข้าร่วมโครงการร้องขอให้มีกระบวนการสร้างความรู้ความเข้าใจประชาชนเพิ่มเติม จะประสานจังหวัดจัดประชุมชี้แจงกับผู้เกี่ยวข้องทั้งภาคราชการ องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น และผู้แทนประชาชนในพื้นที่ 6) จังหวัดจัดตั้งคณะกรรมการระดับพื้นที่กำหนดวิธีปฏิบัติในการรวบรวมพื้นที่ที่ต้องได้รับการยอมรับจากประชาชนและพื้นที่โดยรอบ โดยในกรณีการรวมพื้นที่ของรัฐหรือพื้นที่สาธารณะ จังหวัดจะเป็นผู้รวบรวมพื้นที่ในเบื้องต้น และในกรณีการรวมพื้นที่ที่มีเอกสารสิทธิ์จะประสานประชาชนเพื่อรวบรวมพื้นที่แปลงใหญ่และต่อรองราคา ตลอดจนรับรองพื้นที่ที่มีความพร้อมเสนอต่อคณะกรรมการฯ 7) คณะกรรมการฯ พิจารณาพื้นที่ที่เสนอจากจังหวัด โดยใช้เกณฑ์ความเหมาะสมด้านเทคนิค การยอมรับของประชาชน และเอกสารสิทธิ์ที่ดิน เป็นต้น 8) คณะกรรมการฯ นำเสนอพื้นที่ที่ได้รับการรับรองให้ กบง. พิจารณา และเสนอ กพช. เพื่อทราบ 9) คณะกรรมการฯ จะแจ้งให้หน่วยงานอนุมัติ/อนุญาตรับทราบพื้นที่ที่เหมาะสมในการจัดตั้งโรงไฟฟ้า 10) กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดใหญ่ดำเนินการจัดซื้อที่ดิน และจัดตั้งโรงไฟฟ้าในปี 2560 11) กรณีพื้นที่เป้าหมายขัดหรือแย้งต่อกฎหมายผังเมือง หากพื้นที่ใดได้รับคัดเลือกจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดใหญ่นำไปจัดตั้งโรงไฟฟ้าและได้รับการอนุมัติตามขั้นตอนแล้ว ต้องประสานกระทรวงมหาดไทยเพื่อขอเปลี่ยนแปลงแก้ไขการใช้ประโยชน์ที่ดิน หรือข้อกำหนดของผังต่อกรมโยธาธิการและผังเมือง และ 12) กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดใหญ่ดำเนินการศึกษาวิเคราะห์ผลกระทบทางสิ่งแวดล้อม (EIA) และการประเมินผลกระทบทางสุขภาพ (HIA) ตลอดจนจัดทำกระบวนการมีส่วนร่วมตามที่กำหนดในมาตรา 67 ภายใต้รัฐธรรมนูญฯ ปี 2550
3.3 ระหว่างดำเนินตามกระบวนการข้างต้น เห็นควรให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) จัดจ้างที่ปรึกษาศึกษากำหนดเขตพื้นที่ที่เหมาะสม (Zoning) ในการจัดตั้งโรงไฟฟ้าเบื้องต้นควบคู่กันไป โดยแบ่งเป็น 1) ระยะแรก กำหนดพื้นที่ที่มีศักยภาพเบื้องต้น และจัดทีมงานประสานจังหวัดเป้าหมายในการสร้างความรู้ความเข้าใจควบคู่กับการดำเนินการตามขั้นตอนปกติ ซึ่งควรดำเนินการก่อนที่จะออกประกาศเชิญชวนฯ และ 2) ระยะยาว ศึกษากำหนดเขตพื้นที่ที่เหมาะสมในการจัดตั้งโรงไฟฟ้าโดยศึกษาตามหลักเกณฑ์ (Criteria) ที่กำหนด ในข้อ 3.2
4. ปัจจัยที่มีผลต่อความสำเร็จ ประกอบด้วย ความร่วมมือและการยอมรับจากจังหวัด การมีส่วนร่วมของประชาชนและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น และการกำหนดให้การจัดตั้งโรงไฟฟ้าเป็นยุทธศาสตร์จังหวัด
5. ข้อเสนอสิทธิประโยชน์ที่ประชาชนในพื้นที่จะได้รับ ประกอบด้วย 1) สิทธิประโยชน์ในรูปเม็ดเงิน ควรพิจารณากำหนดเป็นมาตรฐานเดียวกันทั้งประเทศ ได้แก่ การแบ่งสรรรายได้ (Revenue Sharing), กองทุนพัฒนาชุมชนรอบโรงไฟฟ้า (Development Fund) และการเก็บภาษีโรงเรือนกิจการโรงไฟฟ้า (Property Tax) และ 2) สิทธิประโยชน์ที่ไม่ใช่เม็ดเงิน ควรพิจารณาตามความต้องการในแต่ละพื้นที่ ได้แก่ การให้สิทธิพิเศษในการจ้างงาน, การก่อสร้างสาธารณูปโภค/สาธารณูปการต่างๆ และการสร้างหลักประกันให้ประชาชนโดยรอบพื้นที่ตั้งเกี่ยวกับด้านสุขภาพอนามัยและความปลอดภัยในรูปแบบต่างๆ ตลอดจนจัดให้มีงบประมาณชดเชยความเสียหายในกรณีเกิดผลกระทบจากโครงการ และการจัดทำพื้นที่แนวกันชน (Buffer Zone) ที่ชัดเจนระหว่างชุมชนกับโรงไฟฟ้า
6. การจัดตั้งกลไกการดำเนินการ เห็นควรให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการกำหนดพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าที่ประชาชนมีส่วนร่วม และให้จัดตั้งคณะกรรมการที่มีหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจากทุกภาคส่วนเข้าร่วมดำเนินการ โดยผลที่คาดว่าจะได้รับจากการกำหนดพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าที่ประชาชนมีส่วนร่วม คือ 1) แก้ปัญหาการคัดค้านการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และสามารถจัดตั้งโรงไฟฟ้าได้อย่างเป็นรูปธรรมในระยะเวลาที่กำหนด ส่งผลให้เกิดความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ 2) ส่งเสริมการพัฒนาโรงไฟฟ้าให้สามารถอยู่ร่วมกับชุมชน โดยมีสิทธิประโยชน์ที่ประชาชนในพื้นที่จะได้รับ ซึ่งจะนำไปสู่การยกระดับคุณภาพชีวิตประชาชนโดยรอบโรงไฟฟ้า และ 3) เป็นต้นแบบการพัฒนาโครงการขนาดใหญ่ของประเทศที่สามารถสนับสนุนกระบวนการมีส่วนร่วมประชาชน
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงานไปปรับปรุงการกำหนดพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้าที่ประชาชนมีส่วนร่วมตามข้อสังเกตของที่ประชุมฯ เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 ได้เห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป และมอบหมายให้ สนพ. หารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับธุรกิจโรงแรมบนเกาะ เพื่อเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป ต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2550 ได้มีมติเห็นชอบโครงการขยายเขตติดตั้งระบบไฟฟ้าด้วยสายเคเบิ้ลใต้น้ำไปยังเกาะศรีบอยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน จังหวัดกระบี่ (โครงการฯ) ในวงเงิน 620 ล้านบาท โดยการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นผู้ลงทุนร้อยละ 100 ทั้งนี้ การจัดเก็บค่าไฟฟ้าในอัตราที่สูงกว่าอัตราปกติจนกว่าจะคุ้มทุน เห็นควรยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่อยู่อาศัยซึ่งมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน และให้กระทรวงพลังงานพิจารณาการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป
2. ปัจจุบัน กฟภ. ได้ก่อสร้างระบบเชื่อมโยงด้วยสายเคเบิลใต้น้ำระบบ 33 เควี ระยะทางรวม 27 วงจร-กิโลเมตร แล้วเสร็จและจ่ายไฟฟ้าให้เกาะศรีบอยา และเกาะปูแล้วตั้งแต่ปลายเดือนพฤษภาคม 2552 คงเหลืองานก่อสร้างขยายเขตระบบไฟฟ้าไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะพีพีดอน ที่อยู่ระหว่างการขออนุญาตกรมอุทยานแห่งชาติ สัตว์ป่า และพันธุ์พืช เพื่อขอใช้พื้นที่ในการก่อสร้างระบบจำหน่ายเชื่อมโยงให้ผู้ใช้ไฟฟ้า
3. สนพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับ กฟภ. โดยเห็นชอบแนวทางการพิจารณา ตลอดจนร่างข้อเสนอหลักเกณฑ์การพิจารณาและแนวทางการกำกับดูแลเสนอต่อสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) พิจารณาให้ความเห็นประกอบการพิจารณาของ กบง. สรุปได้ดังนี้
3.1 แนวทางการจัดทำข้อเสนอการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับโครงการฯสนพ. ได้จัดทำกรณีศึกษาเพื่อวิเคราะห์ผลกระทบของผู้ใช้ไฟฟ้าในเบื้องต้น โดยจำแนกตามประเภทเงินลงทุนโครงการ ความต้องการใช้ไฟฟ้า ระยะเวลาการเรียกเก็บ และกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่จะเรียกเก็บ ซึ่งสรุปผลการวิเคราะห์ได้ ดังนี้
ผลของการวิเคราะห์กรณีศึกษาการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษ
สำหรับโครงการขยายเขตติดตั้งด้วยระบบเคเบิ้ลใต้น้ำไปยังเกาะศรีบอยา เกาปู และเกาะพีพีดอน
หมายเหตุ:
1/ ต้นทุนส่วนเพิ่ม คำนวณจากเงินลงทุนส่วนเพิ่มของโครงการฯ จำนวน 578.6 ล้านบาท โดยนำเงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริง (619.1 ล้านบาท) มาปรับลดด้วยเงินลงทุนโครงการขยายเขตไฟฟ้าปกติ (40.5 ล้านบาท)
2/ ต้นทุนจริง คำนวณจากเงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริงของโครงการฯ จำนวน 619.1 ล้านบาท
3.2 ร่างข้อเสนอหลักเกณฑ์การพิจารณาอัตราค่าบริการพิเศษ และแนวทางการกำกับดูแลการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะ
3.2.1 หลักเกณฑ์การพิจารณาอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะของโครงการฯ
(1) กำหนดจากหลักเกณฑ์ต้นทุนส่วนเพิ่ม (Marginal Cost) โดยพิจารณาเงินลงทุนโครงการที่เกิดขึ้นจริงเฉพาะในส่วนที่เพิ่มขึ้นจากการขยายเขตไฟฟ้าปกติ หารด้วยประมาณการการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย) เป็นระยะเวลา 10 ปี
(2) การเรียกอัตราค่าบริการพิเศษ จะเรียกเก็บกับผู้ใช้ไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (ไม่รวมบ้านอยู่อาศัย) ในอัตราเดียวกันเท่ากันทุกเกาะ จนกว่าจะครอบคลุมเงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริง
(3) เห็นควรกำหนดนิยามผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยเฉพาะสำหรับการเรียกเก็บอัตราค่าบริการ พิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะ คือ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 400 หน่วย/เดือน
3.2.2 การกำกับดูแลการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะศรีบอยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน จังหวัดกระบี่ ให้ กฟภ. ดำเนินการ ดังนี้
(1) จัดส่งข้อมูลหลักฐานค่าใช้จ่ายฯ และประมาณการการใช้ไฟฟ้าให้ สกพ. ตรวจสอบการคำนวณและกำหนดระยะเวลาการเรียกเก็บเพื่อแจ้งให้ กฟภ. ดำเนินการออกประกาศอัตราค่าบริการพิเศษ
(2) ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนในพื้นที่ทราบแนวทางในการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษก่อนการประกาศใช้
(3) ดำเนินการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าในอัตราพิเศษได้จนกว่าเงินที่ได้รับจะเท่ากับเงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริง โดยให้รายงานยอดการเรียกเก็บค่าบริการพิเศษเป็นรายเดือน และยอดการเรียกเก็บสะสมในแต่ละไตรมาสต่อ สกพ. และเมื่อ กฟภ. ได้รับเงินค่าบริการพิเศษเท่ากับเงินลงทุนแล้ว ให้ กฟภ. แจ้งให้ผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ทราบและยกเลิกการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าในอัตราพิเศษ รวมทั้ง รายงานผลการดำเนินงานต่อ สนพ. เพื่อนำเสนอ กบง. ทราบต่อไป
(4) กรณีที่ กฟภ. ไม่สามารถเรียกเก็บเงินจากอัตราพิเศษได้คุ้มกับเงินลงทุนของโครงการภายในระยะเวลา 10 ปี ให้เสนอเรื่องต่ออายุการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษต่อคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนในพื้นที่ทราบล่วงหน้าตามระยะเวลาที่ กกพ. กำหนด
3.2.3 สำหรับการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะอื่นๆ เห็นควรให้ สกพ. และ สนพ. พิจารณาในการศึกษาการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ต่อไป
3.3 กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2553 มีมติเห็นด้วยในหลักการร่างข้อเสนอการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับโครงการฯ และมีประเด็นข้อสังเกตเพิ่มเติม ดังนี้
3.3.1 เห็นควรให้ กฟภ. เสนออัตราค่าบริการพิเศษสำหรับโครงการฯ ให้ กกพ. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามกระบวนการและขั้นตอนตามมาตรา 67 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
3.3.2 เห็นควรให้ สนพ. พิจารณาตรวจสอบข้อมูลเงินลงทุนของโครงการดังกล่าวกับเงินลงทุนตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า พ.ศ. 2548 เพื่อให้การเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการพิเศษดังกล่าว ไม่ก่อให้เกิดความซ้ำซ้อน และมีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า
3.3.3 เห็นควรให้ สนพ. นำร่างข้อเสนอการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับโครงการฯกำหนดเป็นแนวทางสำหรับพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับพื้นที่อื่นๆ ที่มีลักษณะใกล้เคียงกัน รวมทั้งพิจารณาผลกระทบของการเรียกเก็บอัตราค่าบริการพิเศษดังกล่าวต่อผู้ใช้ไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ตลอดจนผู้มีส่วนได้ส่วนเสียอื่นๆ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะศรีบอยา เกาะปู และเกาะพีพีดอน จังหวัดกระบี่ และการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะอื่นๆ ตามหลักเกณฑ์ในข้อ 3.2.1 และ 3.2.3
2. เห็นควรนำเสนอนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษฯ ตามข้อ 1 ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบ เพื่อให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบนเกาะตามกระบวนการและขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 10 กันยายน 2550 กบง. ได้มีมติอนุมัติเงินกองทุนน้ำมันฯ งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2551 เป็นเงิน 350 ล้านบาท และปีงบประมาณ 2552 - 2555 จำนวนเงินปีละ 300 ล้านบาท ต่อมาได้มีมติเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2552 อนุมัติงบค่าใช้จ่ายอื่น ในปีงบประมาณ 2553 - 2555 จำนวนเงินปีละ 300 ล้านบาท โดยเงินเหลือจ่ายดังกล่าวสามารถนำไปใช้ในปีถัดไปได้
2. ตามกรอบแผนการจ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2553 งบค่าใช้จ่ายอื่นที่ กบง. ได้อนุมัติไว้เป็นเงิน 300 ล้านบาท ได้มีหน่วยงานในกระทรวงพลังงาน จัดทำข้อเสนอเพื่อขอรับการสนับสนุนเงินจากกองทุนน้ำมันฯ จำนวน 4 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) 1 โครงการ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) 2 โครงการ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) 8 โครงการ และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) 1 ข้อเสนอ โดยมีรายละเอียดดังนี้
2.1 โครงการศึกษาและวิเคราะห์เพื่อจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤตด้านพลังงาน โดยมีสำนักนโยบายและยุทธศาสตร์ สป.พน. เป็นเจ้าของโครงการ วงเงิน 7 ล้านบาท ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน (365 วัน) นับจากวันที่ลงนามในสัญญามีวัตถุประสงค์เพื่อสร้างกลไกรองรับการตอบสนองสภาวะวิกฤตจากการจัดหาพลังงานของประเทศ และสร้างแผนรองรับสภาวะวิกฤตด้านพลังงานที่เหมาะสมสำหรับสภาวะวิกฤตพลังงานประเทศไทย ประกอบกับสร้างความพร้อมให้เจ้าหน้าที่กระทรวงพลังงานในการเข้าใจความเสี่ยงด้านพลังงานของประเทศ ดำเนินงานโดยจัดจ้างที่ปรึกษาดำเนินการ ดังนี้ 1) ศึกษาและวิเคราะห์แผนรองรับสภาวะวิกฤตด้านพลังงานที่มีการดำเนินการมาก่อน เพื่อนำแนวทางที่ได้มาประยุกต์ใช้ 2) ศึกษาและวิเคราะห์ข้อมูลเกี่ยวกับสถานะด้านพลังงานและแผนต่างๆ เพื่อเป็นแนวทางจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤตด้านพลังงาน และ 3) จัดประชุมซ้อมแผนรองรับสภาวะวิกฤตด้านพลังงานร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ตลอดจนประชาสัมพันธ์การจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤตด้านพลังงานให้กับสื่อมวลชน
2.2 โครงการศึกษาทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และการศึกษาต้นทุนก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยมีสำนักนโยบายปิโตรเลียมและปิโตรเคมี สนพ. เป็นเจ้าของโครงการ วงเงิน 35 ล้านบาท ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน มีวัตถุประสงค์เพื่อศึกษาทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ รวมถึงก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และการศึกษาต้นทุนก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)สำหรับใช้ในการกำหนดราคาขายก๊าซธรรมชาติและ NGV ในประเทศเพื่อให้การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและราคาขายปลีก NGV มีความชัดเจน โปร่งใส และเป็นธรรม การดำเนินการโดยจัดจ้างที่ปรึกษาดำเนินการ แบ่งการศึกษาวิจัยเป็น 3 ส่วน คือ
1) การศึกษาทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ เป็นการศึกษา วิเคราะห์ และเสนอแนะสูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสม รวมถึงตัวแปรภายใต้สูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ พร้อมทั้งศึกษาทบทวนระเบียบ กฎหมายและนโยบายที่เกี่ยวข้อง วิเคราะห์ และเสนอแนะกลยุทธ์การบริหารจัดการผู้ที่มีส่วนได้ส่วนเสียต่อการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ
2) การศึกษาวิจัยต้นทุนก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ เป็นการศึกษา รวบรวมข้อมูลต้นทุนการผลิตก๊าซ NGV ในระดับประเทศและต่างประเทศ ศึกษาวิจัยเทคโนโลยีและขบวนการผลิตก๊าซ NGV วิเคราะห์ค่าใช้จ่ายและการลงทุนในส่วนสถานีบริการ NGV ทั้งในประเทศและต่างประเทศ และการลงทุนในส่วนการขนส่ง NGV ทางรถยนต์และทางท่อ พร้อมทั้งเสนอแนะรูปแบบและโครงสร้างราคาก๊าซ NGV ที่เหมาะสม ตลอดจนศึกษาทบทวนระเบียบ กฎหมายและนโยบายที่เกี่ยวข้อง และเสนอแนะกลยุทธ์การบริหารจัดการผู้ที่มีส่วนได้ส่วนเสียต่อการกำหนดราคา NGV
3) การประชุมจัดสัมมนาทางวิชาการ เกี่ยวกับผลการศึกษาวิจัยเพื่อรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง จำนวน 1 ครั้ง และศึกษาดูงานจำนวน 1 ครั้ง
2.3 โครงการศึกษาทัศนคติของประชาชนต่อการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 กับรถจักรยานยนต์ 4จังหวะ โดยมีสำนักนโยบายปิโตรเลียมและปิโตรเคมี สนพ. เป็นเจ้าของโครงการ วงเงิน 2,000,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 3 เดือน หรือ 90 วัน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา มีวัตถุประสงค์1) ศึกษาทัศนคติและพฤติกรรมของผู้ใช้รถจักรยานยนต์ 4 จังหวะ ต่อการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 95/91 และ/หรือน้ำมันเบนซิน 91 2) ศึกษาปัจจัยที่มีผลต่อการใช้/ไม่ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล ตลอดจนปัจจัยที่จะทำให้เปลี่ยนมาใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล/ใช้เพิ่มขึ้นในอนาคต 3) ศึกษาระดับความพึงพอใจต่อการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 4) ศึกษาการรับรู้ ทัศนคติและความคิดเห็นของผู้ใช้รถจักรยานยนต์ 4 จังหวะต่อการประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 5) รับทราบสัดส่วนผู้ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ที่เพิ่มขึ้นจากช่วงก่อนโครงการฯ และประมาณการจำนวนผู้ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ในกลุ่มผู้ใช้รถจักรยานยนต์ 4 จังหวะในปัจจุบัน และ 6) เพื่อนำผลที่ได้ไปเป็นข้อมูลประกอบการวางแผนงานการประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ในกลุ่มผู้ใช้รถจักรยานยนต์ 4 จังหวะทั่วประเทศ การดำเนินการโดยจัดจ้างที่ปรึกษา โดยมีขอบเขตการดำเนินงานดังนี้ 1) จัดทำแผนงานประเมินผลการรับรู้ ทัศนคติ และประมาณการจำนวนผู้ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลในกลุ่มผู้ใช้รถจักรยานยนต์ 4 จังหวะ และ 2) จัดทำแผนงานประเมินผลรับรู้ประสิทธิภาพของโครงการประชาสัมพันธ์
2.4 โครงการ LPG SAFETY 2010 (โครงการ แอล พี จี เซฟตี้ ทูเทาซัน เท็น) โดยมีสำนักความปลอดภัยธุรกิจก๊าซปิโตรเลียมเหลว ธพ. เป็นเจ้าของโครงการ วงเงิน 13.5 ล้านบาท ระยะเวลาดำเนินการ 11 เดือน (มกราคม 2553 - พฤศจิกายน 2553) มีวัตถุประสงค์เพื่อให้นักเรียนที่เข้าร่วมฝึกอบรม ได้มีความรู้ ความเข้าใจเบื้องต้นทางด้านการใช้พลังงานอย่างถูกต้องและปลอดภัย โดยเฉพาะการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และสามารถนำความรู้ไปถ่ายทอดแก่ชุมชนได้ ดำเนินการโดยจัดจ้างที่ปรึกษาเพื่อดำเนินการฝึกอบรม สาธิตและทดลองปฏิบัติ มีกลุ่มเป้าหมายเป็นนักเรียนมัธยมศึกษาตอนต้น จำนวน 14,400 คน จาก 24 จังหวัด
2.5 โครงการประชาสัมพันธ์ตามภารกิจกรมธุรกิจพลังงาน ประจำปี 2553 โดยมีสำนักบริหารกลาง ธพ. เป็นเจ้าของโครงการ วงเงิน 12 ล้านบาท ระยะเวลาดำเนินการ 13 เดือน นับจากวันที่ลงนามในหนังสือสัญญา มีวัตถุประสงค์เพื่อประชาสัมพันธ์ภารกิจและยุทธศาสตร์ด้านพลังงานที่ ธพ. รับผิดชอบ ให้ประชาชนและผู้เกี่ยวข้อง ลักษณะโครงการเป็นการจัดทำแผนแม่บทการประชาสัมพันธ์ของ ธพ. โดยสอดคล้องกับแผนแม่บทการประชาสัมพันธ์ของกระทรวงพลังงาน และดำเนินการผลิตข่าว จัดสัมภาษณ์ผู้บริหาร เผยแพร่ให้ประชาชนเข้าใจ มั่นใจในการใช้เชื้อเพลิง ได้แก่ NGV, Gasohol, Biodiesel และ LCNG ผ่านสื่อต่างๆ รวมทั้งจัดกิจกรรมประชาสัมพันธ์ทั้งในส่วนกลางและภูมิภาค
2.6 โครงการศึกษาและพัฒนาระบบการสำรองเอทานอลและไบโอดีเซลเพื่อรองรับนโยบายส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ โดยมีสำนักบริการธุรกิจและการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง ธพ. เป็นเจ้าของโครงการ วงเงิน 10 ล้านบาท ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในหนังสือสัญญามีวัตถุประสงค์เพื่อพัฒนาระบบการสำรองเอทานอลและไบโอดีเซลที่เหมาะสมสำหรับประเทศ และเสนอแนวทางระบบบริหารจัดการโลจิสติกส์เอทานอลและไบโอดีเซลที่มีประสิทธิภาพ ดำเนินการโดยว่าจ้างที่ปรึกษาดำเนินโครงการ โดยมีขอบเขตของงานแบ่งเป็น 1) การศึกษาวิจัยเพื่อพัฒนาระบบการสำรองเอทานอลและไบโอดีเซล และ 2) การจัดประชุมสัมมนานำเสนอผลการศึกษาวิจัยและรับฟังความคิดเห็น
2.7 โครงการ "ปั๊มคุณภาพ ปลอดภัย น่าใช้บริการ" ปีที่ 3 โดยมีสำนักความปลอดภัยธุรกิจน้ำมัน ธพ. เป็นเจ้าของโครงการ วงเงิน 5.2 ล้านบาท ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในหนังสือสัญญา มีวัตถุประสงค์ เพื่อสร้างแรงจูงใจให้สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงพัฒนาและยกระดับคุณภาพการให้บริการและการควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างต่อเนื่อง ดำเนินการโดยจัดโครงการเชิญชวนผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่ประสงค์ขอรับเครื่องหมายรับรองปั๊มคุณภาพ ปลอดภัย น่าใช้บริการ จะต้องจัดทำคู่มือการปฏิบัติการระบบการควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงและความปลอดภัย และให้สถานีบริการที่รับน้ำมันเชื้อเพลิงจากผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ส่งสถานีบริการน้ำมันของตนให้ ธพ. ประเมินเพื่อรับรองมาตรฐาน โดยตั้งเป้าหมายว่าจะมีสถานีบริการเข้าร่วมโครงการประมาณ 1,500 แห่ง
2.8 โครงการฝึกอบรมการทดสอบและตรวจสอบแบบไม่ทำลาย (Non Destructive Test) PT, MT, UT, RT ระดับ 1, 2 และ 3 โดยมีสถาบันพัฒนาเทคนิคพลังงาน ธพ. เป็นเจ้าของโครงการ วงเงิน 11,970,090 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน (มกราคม 2553 - ธันวาคม 2553) มีวัตถุประสงค์เพื่อพัฒนาบุคลากรของ ธพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้มีความรู้ ความสามารถในด้านการทดสอบความปลอดภัยของระบบและอุปกรณ์กิจการน้ำมันเชื้อเพลิง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซธรรมชาติ ดำเนินการโดยฝึกอบรมบุคลากรของ ธพ. สป.พน. พลังงานจังหวัด และองค์การบริหารส่วนท้องถิ่นที่ปฏิบัติงานด้านการทดสอบแบบไม่ทำลาย โดย ธพ. เป็นผู้ดำเนินการและรับผิดชอบโครงการทั้งหมด
2.9 โครงการพัฒนาช่างผู้ชำนาญการในการดัดแปลงและติดตั้งอุปกรณ์ระบบเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ NGV ในรถยนต์ โดยมีสถาบันพัฒนาเทคนิคพลังงาน ธพ. เป็นเจ้าของโครงการ วงเงิน 1,977,900 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 9 เดือน (มกราคม 2553 - กันยายน 2553) มีวัตถุประสงค์ เพื่อให้ภาคเอกชนและประชาชนได้มีความรู้ ความสามารถ ความชำนาญในการติดตั้งอุปกรณ์ NGV ในรถยนต์ได้ถูกต้องตามมาตรฐานความปลอดภัย และเพิ่มจำนวนผู้ประกอบการติดตั้งอุปกรณ์ NGV ในรถยนต์ ดำเนินการโดยจัดฝึกอบรมภาคทฤษฎีและภาคปฏิบัติให้บุคลากรของภาครัฐ ภาคเอกชนและประชาชนทั่วไปที่สนใจเปิดร้านติดตั้งอุปกรณ์ NGV โดยแบ่งเป็น หลักสูตรที่ 1 (ภาคทฤษฎี) เป็นความรู้ทั่วไปเกี่ยวกับ NGV และหลักสูตรที่ 2 (ภาคปฏิบัติ) เป็นความรู้ในการติดตั้งอุปกรณ์ระบบเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ขนาดใหญ่ จำนวน 3 วัน โดยผู้เข้าอบรมหลักสูตรที่ 2 ต้องสอบผ่านหลักสูตรที่ 1 ตามเกณฑ์การทดสอบ โดยใช้สถาบันพัฒนาเทคนิคพลังงาน อ.ศรีราชา จ.ชลบุรี เป็นสถานที่ฝึกอบรม
2.10 โครงการจัดทำแผนแม่บทการเพิ่มประสิทธิภาพการควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมีสำนักคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง ธพ. เป็นเจ้าของโครงการ วงเงิน 4 ล้านบาท ระยะเวลาดำเนินการ 14 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา มีวัตถุประสงค์เพื่อกำหนดทิศทางการดำเนินการของ ธพ. ให้สามารถตอบสนองนโยบาย ภารกิจและความต้องการของผู้บริโภค และเป็นจุดเชื่อมโยงระหว่างหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องทั้งภายในและภายนอกประเทศ ในฐานะเป็นจุดศูนย์กลางการทดสอบและการกำกับดูแลด้านธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ ดำเนินการโดยจัดจ้างที่ปรึกษาเพื่อศึกษา รวบรวมข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับงานด้านคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง ระบบการควบคุมคุณภาพทั้งในและต่างประเทศ เพื่อนำมาวิเคราะห์และประมวลผลในการจัดทำแผนแม่บท
2.11 โครงการขยายขีดความสามารถด้านการตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมีสำนักคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง ธพ. เป็นเจ้าของโครงการ วงเงิน 89.9 ล้านบาทระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา มีวัตถุประสงค์ เพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการกำกับดูแลคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงที่จำหน่าย ณ สถานีบริการ และส่งเสริมให้สำนักวิชาการพลังงานภาค 1-12 ได้มีส่วนร่วมในการตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงของสถานีบริการในพื้นที่รับผิดชอบ รวมทั้งเพื่อคุ้มครองผู้บริโภคให้ใช้น้ำมันที่มีคุณภาพได้มาตรฐานตามที่กรมธุรกิจพลังงานกำหนด การดำเนินการโดย 1) จัดทำหน่วยตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง แบ่งเป็น จัดหารถยนต์พร้อมเครื่องมือตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อส่งมอบให้สำนักวิชาการพลังงานภาค 1-12 สำนักฯ ละ 1 ชุด รวม 12 ชุด และจัดหาเครื่องมือตรวจสอบต้นแบบเพื่อใช้ในการสอบเทียบและใช้ทดแทนกรณีเครื่องเสีย จำนวน 3 ชุด 2) การฝึกอบรมเกี่ยวกับวิธีการใช้เครื่องมือตรวจสอบคุณภาพน้ำมัน และการบำรุงรักษา รวมทั้งการสอบเทียบเครื่องมือ 3) จัดทำแผนการตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงสถานีบริการที่อยู่ในพื้นที่ให้สำนักวิชาการพลังงานภาค 4) สำนักวิชาการพลังงานภาค 1-12 และเจ้าหน้าที่ตรวจสอบของ ธพ. ดำเนินการตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง ณ สถานีบริการ และ 5) ติดตามผลการดำเนินงานการตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง
2.12 การย้ายที่ทำการใหม่ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.)เมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2552 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบในหลักการการเช่าพื้นที่อาคารศูนย์รวมการจัดการด้านพลังงานของประเทศเพื่อเป็นอาคารสถานที่ตั้งกระทรวงพลังงานและหน่วยงานในสังกัด สบพน. เสนอขอรับงบประมาณสำหรับการย้ายที่ทำการใหม่จากงบประมาณประจำปีเป็นเงิน 2.5661 ล้านบาท แต่ได้รับอนุมัติเพียง 0.6868 ล้านบาท และ สบพน. ได้ประมาณการค่าใช้จ่ายในการย้ายที่ทำการใหม่ เป็นเงิน 3.7071 ล้านบาท ดังนั้น สบพน. จึงขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับการย้ายที่ทำการของ สบพน. ใหม่ ในส่วนที่ไม่ได้รับการสนับสนุนจากงบประมาณรายจ่ายประจำปี เป็นเงิน 3,020,325 บาท
3. คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2552 วันที่ 5 มกราคม 2553 และวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2553 มีมติอนุมัติเงินกองทุนน้ำมันฯ งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2553 จำนวน 12 โครงการ วงเงินรวม 195,568,315 บาท (หนึ่งร้อยเก้าสิบห้าล้านห้าแสนหกหมื่นแปดพันสามร้อยสิบห้าบาทถ้วน) ดังรายละเอียดตามตารางที่ 1 ดังนี้
ตารางที่ 1 สรุปโครงการที่ขอรับการสนับสนุนเงินงบค่าใช้จ่ายอื่นจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ปีงบประมาณ 2553 ของหน่วยงานต่างๆ
หน่วยงาน / โครงการ | ระยะเวลาดำเนินการ | งบประมาณ (บาท) |
สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน | 7,000,000 | |
1. โครงการศึกษาและวิเคราะห์เพื่อจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤตด้านพลังงาน | 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา | 7,000,000 |
สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน | 37,000,000 | |
1. โครงการศึกษาทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และการศึกษาต้นทุนก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) | 8 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา | 35,000,000 |
2. โครงการศึกษาทัศนคติของประชาชนต่อการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 กับรถจักรยานยนต์ 4 จังหวะ | 3 เดือน (90 วัน) นับจากวันที่ลงนามในสัญญา | 2,000,000 |
กรมธุรกิจพลังงาน | 148,547,990 | |
1. โครงการ LPG SAFETY 2010 (โครงการ แอล พี จี เซฟตี้ ทูเทาซัน เท็น) |
11 เดือน (ม.ค.53 - พ.ย.53) |
13,500,000 |
2. โครงการประชาสัมพันธ์ภารกิจกรมธุรกิจพลังงาน ประจำปี 2553 | 13 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา | 12,000,000 |
3. โครงการศึกษาและพัฒนาระบบการสำรองเอทานอลและไบโอดีเซลเพื่อรองรับนโยบายส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ | 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา | 10,000,000 |
4. โครงการ "ปั๊มคุณภาพ ปลอดภัย น่าใช้บริการ" ปีที่ 3 | 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา | 5,200,000 |
5. โครงการฝึกอบรมการทดสอบและตรวจสอบแบบไม่ทำลาย (Non Destructive Test) PT, MT, UT, RT ระดับ 1, 2 และ 3 | 12 เดือน (ม.ค.53 - ธ.ค.53) |
11,970,090 |
6. โครงการพัฒนาช่างผู้ชำนาญการในการดัดแปลงและติดตั้งอุปกรณ์ระบบเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ NGV ในรถยนต์ | 9 เดือน (ม.ค.53 - ก.ย.53) |
1,977,900 |
7. โครงการจัดทำแผนแม่บทการเพิ่มประสิทธิภาพการควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง | 14 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา | 4,000,000 |
8. โครงการขยายขีดความสามารถด้านการตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง | 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา | 89,900,000 |
สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน | 3,020,325 | |
1. ค่าใช้จ่ายสำหรับการย้ายที่ทำการใหม่ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) | - | 3,020,325 |
รวม 4 หน่วยงาน เป็นเงิน | 195,568,315 |
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า การขอเงินสนับสนุนของ ธพ. ครั้งนี้มีจำนวนเงินรวมค่อนข้างมาก คิดเป็นประมาณร้อยละ 50 ของเงินสำรองที่ กบง. ได้อนุมัติไว้ 300 ล้านบาท จึงเห็นว่าควรปรับลดเงินสนับสนุนในโครงการขยายขีดความสามารถด้านการตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงลง โดยให้ทยอยจัดซื้อรถยนต์พร้อมเครื่องมือตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงในปีแรกประมาณ 3-4 ชุด เพื่อเป็นการนำร่อง แล้วเมื่อสามารถดำเนินการได้ผลสำเร็จ จึงกลับมาขอเงินสนับสนุนจากกองทุนฯ จัดซื้อในส่วนที่ขาดในปีต่อไปนอกจากนี้ โครงการของ ธพ. 3 โครงการ ได้แก่ โครงการ LPG SAFETY 2010, โครงการฝึกอบรมการทดสอบและตรวจสอบแบบไม่ทำลาย (Non Destructive Test) PT, MT, UT, RT ระดับ 1, 2 และ 3 และ โครงการพัฒนาช่างผู้ชำนาญการในการดัดแปลงและติดตั้งอุปกรณ์ระบบเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ NGV ในรถยนต์ มีระยะเวลาดำเนินโครงการเริ่มต้นในเดือนมกราคม 2553 ซึ่งขณะนี้เวลาได้ล่วงเลยมาแล้ว จึงเห็นควรปรับระยะเวลาดำเนินงานของ 3 โครงการดังกล่าวข้างต้น โดยกำหนดเป็นจำนวนเดือนนับจากวันที่ลงนามในสัญญาแทน
มติของที่ประชุม
อนุมัติเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2553 ให้หน่วยงานต่างๆ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานจำนวน 12 โครงการ เป็นจำนวนเงินรวม 129,543,315 บาท (หนึ่งร้อยยี่สิบเก้าล้านห้าแสนสี่หมื่นสามพันสามร้อยสิบห้าบาทถ้วน) ดังนี้
1. อนุมัติเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2553 ให้สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน ในการดำเนินงานโครงการศึกษาและวิเคราะห์เพื่อจัดทำแผนรองรับสภาวะวิกฤตด้านพลังงาน ในวงเงิน 7,000,000 บาท (เจ็ดล้านบาทถ้วน) ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน (365 วัน) นับจากวันที่ลงนามในสัญญา โดยให้สามารถถัวจ่ายระหว่างรายการและแยกดำเนินการได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ทั้งนี้ให้เบิกจ่ายตามที่ใช้จ่ายจริงภายในวงเงินที่ได้รับการอนุมัติ และให้เริ่มดำเนินโครงการภายในปีงบประมาณ 2553
2. อนุมัติเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2553 ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในโครงการต่างๆ จำนวน 2 โครงการ เป็นเงินรวม 37,000,000 บาท (สามสิบเจ็ดล้านบาทถ้วน) ดังนี้
- 2.1 โครงการศึกษาทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และการศึกษาต้นทุนก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)ในวงเงิน 35,000,000 บาท (สามสิบห้าล้านบาทถ้วน) ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา
- 2.2 โครงการศึกษาทัศนคติของประชาชนต่อการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 กับรถจักรยานยนต์ 4 จังหวะ ในวงเงิน 2,000,000 บาท (สองล้านบาทถ้วน) ระยะเวลาดำเนินการ 3 เดือน (90 วัน) นับจากวันที่ลงนามในสัญญา
- โดยให้แต่ละโครงการสามารถถัวจ่ายระหว่างรายการและแยกดำเนินการได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ทั้งนี้ให้เบิกจ่ายตามที่ใช้จ่ายจริงภายในวงเงินที่ได้รับการอนุมัติ และให้เริ่มดำเนินโครงการภายในปีงบประมาณ 2553
3. อนุมัติเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2553 ให้กรมธุรกิจพลังงาน เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในโครงการต่างๆ จำนวน 8 โครงการ ในวงเงิน 82,522,990 บาท (แปดสิบสองล้านห้าแสนสองหมื่นสองพันเก้าร้อยเก้าสิบบาทถ้วน) ดังนี้
3.1 โครงการ LPG SAFETY 2010 (โครงการ แอล พี จี เซฟตี้ ทูเทาซัน เท็น) ในวงเงิน 13,500,000 บาท (สิบสามล้านห้าแสนบาทถ้วน) ระยะเวลาดำเนินการ 11 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา
3.2 โครงการประชาสัมพันธ์ภารกิจกรมธุรกิจพลังงาน ประจำปี 2553 ในวงเงิน 12,000,000 บาท (สิบสองล้านบาทถ้วน) ระยะเวลาดำเนินการ 13 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา
3.3 โครงการศึกษาและพัฒนาระบบการสำรองเอทานอลและไบโอดีเซลเพื่อรองรับนโยบายส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ในวงเงิน 10,000,000 บาท (สิบล้านบาทถ้วน) ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา
3.4 โครงการ "ปั๊มคุณภาพ ปลอดภัย น่าใช้บริการ" ปีที่ 3 ในวงเงิน 5,200,000 บาท (ห้าล้านสองแสนบาทถ้วน) ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา
3.5 โครงการฝึกอบรมการทดสอบและตรวจสอบแบบไม่ทำลาย (Non Destructive Test) PT, MT, UT, RT ระดับ 1, 2 และ 3 ในวงเงิน 11,970,090 บาท (สิบเอ็ดล้านเก้าแสนเจ็ดหมื่นเก้าสิบบาทถ้วน) ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา
3.6 โครงการพัฒนาช่างผู้ชำนาญการในการดัดแปลงและติดตั้งอุปกรณ์ระบบเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ NGV ในรถยนต์ ในวงเงิน 1,977,900 บาท (หนึ่งล้านเก้าแสนเจ็ดหมื่นเจ็ดพันเก้าร้อยบาทถ้วน) ระยะเวลาดำเนินการ 9 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา
3.7 โครงการจัดทำแผนแม่บทการเพิ่มประสิทธิภาพการควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง ในวงเงิน 4,000,000 บาท (สี่ล้านบาทถ้วน) ระยะเวลาดำเนินการ 14 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา
3.8 โครงการขยายขีดความสามารถด้านการตรวจสอบคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง ในวงเงิน 23,875,000 บาท (ยี่สิบสามล้านแปดแสนเจ็ดหมื่นห้าพันบาทถ้วน) ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา
โดยให้แต่ละโครงการสามารถถัวจ่ายระหว่างรายการและแยกดำเนินการได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ทั้งนี้ให้เบิกจ่ายตามที่ใช้จ่ายจริงภายในวงเงินที่ได้รับการอนุมัติ และให้เริ่มดำเนินโครงการภายในปีงบประมาณ 2553
4. อนุมัติเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2553 ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับการย้ายที่ทำการใหม่ของสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) จำนวน 3,020,325 บาท (สามล้านสองหมื่นสามร้อยยี่สิบห้าบาทถ้วน)
เรื่องที่ 7 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส ในช่วงวันที่ 1 - 23 กุมภาพันธ์ 2553 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 73.16 และ 75.96 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 3.54 และ 2.34 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ จาก Energy Information Administration (EIA) ของสหรัฐฯ ปรับเพิ่มประมาณการปริมาณผลิตน้ำมันดิบของประเทศผู้ผลิตนอกกลุ่มโอเปก (Non-OPEC) ในปี 2553 ขึ้น 10,000 บาร์เรล/วัน จากประมาณการครั้งก่อน ส่งผลให้ EIA คาดว่าปริมาณผลิตน้ำมันดิบนอกกลุ่มโอเปกในปี 2553 จะปรับเพิ่มขึ้น 0.43 ล้านบาร์เรล/วัน จากปี 2552 มาอยู่ที่ระดับ 50.66 ล้านบาร์เรล/วัน และปริมาณการส่งออกรวมของกลุ่มโอเปก เพิ่มขึ้น 23.36 ล้านบาร์เรล/วัน ณ วันที่ 30 มกราคม 2553 รวมทั้ง EIA รายงานปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐฯ ณ วันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2553 เพิ่มขึ้นจากสัปดาห์ก่อน 2.4 ล้านบาร์เรล อยู่ที่ระดับ 331.4 ล้านบาร์เรล
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล ในช่วงวันที่ 1 - 23 กุมภาพันธ์ 2553 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.09, 83.16 และ 81.80 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ โดยปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 1.91, 1.71 และ 2.44 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และ Petroleum Association of Japan (PAJ) รายงานปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินเชิงพาณิชย์ ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2553 เพิ่มขึ้น 0.19 ล้านบาร์เรล ขณะที่ International Enterprise Singapore (IES) ของสิงคโปร์รายงานปริมาณสำรอง Light Distillates ณ วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2553 เพิ่มขึ้น 0.59 ล้านบาร์เรล และ PAJ รายงานปริมาณสำรองน้ำมันดีเซลเชิงพาณิชย์สัปดาห์สิ้นสุดวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2553 เพิ่มขึ้น 0.24 ล้านบาร์เรล ประกอบกับความต้องการน้ำมันดีเซลของอินเดียลดลงจากเนื่องจากรัฐบาลได้ปรับเปลี่ยนคุณภาพน้ำมันจาก Euro 3 เป็น Euro 4 ใน 13 เมืองใหญ่โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 เมษายน 2553 เป็นต้นไป รวมทั้ง Pertamina ของอินโดนีเซียมีความต้องการนำเข้าน้ำมันดีเซลเดือนมีนาคม 2553 ที่ 100,000 บาร์เรล/วัน ลดลงจากเดือนกุมภาพันธ์ 2553 ที่ 140,000 บาร์เรล/วัน
3. ในช่วงวันที่ 1 - 24 กุมภาพันธ์ 2553 ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91, น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10, E20, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 1.10 บาท/ลิตร และน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร ส่วนแก๊สโซฮอล 95 E85 ไม่มีการปรับราคา ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 ณ วันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2553 อยู่ที่ระดับ 41.94, 36.94, 33.34, 31.04, 18.72, 31.84, 28.69 และ 27.49 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนกุมภาพันธ์ 2553 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวลดลง 3 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 735 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบและสภาพอุปสงค์อ่อนตัว ส่วนราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนมีนาคม 2553 คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 684 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน รัฐได้กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ที่ระดับ 11.0394 บาท/กิโลกรัม และกำหนดราคาขายส่ง ณ คลัง ที่ระดับ 13.6863 บาท/กิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ 18.13 บาท/กิโลกรัม สถานการณ์การนำเข้าก๊าซ LPG ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - 22 กุมภาพันธ์ 2553 ได้มีการนำเข้ารวมทั้งสิ้น 1,413,710 ตัน คิดเป็นภาระชดเชย 18,075 ล้านบาท
5. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล ในเดือนธันวาคม 2552 มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอล 17 ราย กำลังการผลิตรวม 2.73 ล้านลิตร/วัน ผลิตเป็นเชื้อเพลิง 13 ราย มีปริมาณการผลิตจริง 1.38 ล้านลิตร/วัน และราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนกุมภาพันธ์ 2553 อยู่ที่ 21.01 บาท/ลิตร ในเดือนมกราคม 2553 และในช่วงวันที่ 1 - 13 กุมภาพันธ์ 2553 มีปริมาณการจำหน่าย 11.4 และ 12.2 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ จากสถานีบริการ 4,287 แห่ง ณ วันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2553 ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ต่ำกว่าน้ำมันเบนซิน 91 3.60 บาท/ลิตร ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ต่ำกว่าน้ำมันเบนซิน 91 5.10 บาท/ลิตร ในเดือนมกราคม 2553 และในช่วงวันที่ 1 - 13 กุมภาพันธ์ 2553 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 มีปริมาณจำหน่าย 0.29 และ 0.32 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ จากสถานีบริการ 271 แห่ง โดยราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ต่ำกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 2.30 บาท/ลิตร ส่วนน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ในเดือนมกราคม 2553 มีปริมาณการจำหน่าย 0.0030 ล้านลิตร/วัน จากสถานีบริการ 5 แห่ง โดยราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ต่ำกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 14.62 บาท/ลิตร
6. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล ในเดือนมกราคม 2553 มีผู้ผลิตไบโอดีเซล 14 ราย กำลังการผลิตรวม 5.95 ล้านลิตร/วัน ปริมาณความต้องการไบโอดีเซลในเดือนมกราคม 2553 และในช่วงวันที่ 1 - 13 กุมภาพันธ์ 2553 อยู่ที่ 1.65 และ 1.86 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ ราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยในช่วงเวลาเดียวกันอยู่ที่ 31.46 และ 29.53 บาท/ลิตร ตามลำดับ มีปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ในช่วงเวลาเดียวกัน 21.72 และ 23.77 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ สถานีบริการน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 3,676 แห่ง ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 0.80 บาท/ลิตร และราคาขายปลีกดีเซลหมุนเร็ว B5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.20 บาท/ลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2553 มีเงินสดในบัญชี 32,032 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุนฯ 11,328 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 11,028 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 300 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 20,704 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. กบง. เมื่อวันที่ 26 มกราคม 2553 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B2 เพิ่มขึ้น 0.32 บาท/ลิตร มาอยู่ที่ระดับ 0.85 บาท/ลิตร และให้ปรับอัตราเงินชดเชยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 เป็น 0.80 บาท/ลิตร เพื่อให้ค่าการตลาดอยู่ในระดับที่เหมาะสม โดยมอบหมายให้ สนพ. ออกประกาศ กบง. โดยให้มีผลบังคับใช้ในวันที่ 29 มกราคม 2553 เป็นต้นไป และเห็นชอบให้ทยอยปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 91 ให้ถึงระดับเพดาน 7.50 บาท/ลิตร โดยให้ส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ถูกกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ในระดับ 1.50 บาท/ลิตร และให้ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 มากกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ในระดับ 3.00 บาท/ลิตร โดยรักษาระดับค่าการตลาดและส่วนต่างราคาขายปลีกกับน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่นให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม รวมทั้งให้ประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบหรืออนุมัติแทน กบง. ในการเปลี่ยนแปลงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ตามความเหมาะสม และมอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศต่อไป
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันเมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2553 ราคาน้ำมันสำเร็จรูปตลาดสิงคโปร์ของน้ำมันเบนซิน 95 ได้ปรับตัวลดลง 4.36 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ส่งผลให้ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลของผู้ค้าน้ำมันอยู่ในระดับสูง สนพ. จึงเห็นควรให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 91 แก๊สโซฮอล 95 และ E20 เพิ่มขึ้น 0.50, 0.53 และ 0.06 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนแก๊สโซฮอล 91 และ E85 ลดลง 0.27 และ 0.70 บาท/ลิตร ตามลำดับ เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงอยู่ในระดับที่เหมาะสม โดยไม่ส่งผลต่อราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งประธาน กบง. ได้อนุมัติให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ดังกล่าว โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2553 ทั้งนี้การปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ครั้งนี้ จะไม่ส่งผลต่อราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง แต่จะทำให้ค่าการตลาดอยู่ในระดับที่เหมาะสมและเมื่อประมาณการสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ พบว่ากองทุนน้ำมันฯ จะมีสภาพคล่องเพิ่มขึ้นเดือนละ 196 ล้านบาท เป็น 438 ล้านบาท/เดือน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2552 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 10 สิงหาคม 2552 ในเรื่องของมาตรการการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงมาเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เพื่อลดปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG ในปัจจุบัน โดยปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่จำนวน 30,000 คัน มีค่าใช้จ่ายประมาณคันละ 40,000 บาท รวมเป็นเงินประมาณ 1,200 ล้านบาท ทั้งนี้ การดำเนินการปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่เหลืออยู่ให้มาใช้ NGV จะสามารถช่วยประเทศในการลดการใช้ก๊าซ LPG ได้ประมาณ 30,000 ตัน/เดือน คิดเป็นเงินที่ช่วยลดภาระกองทุนน้ำมันฯ จากการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ได้ประมาณ 300 ล้านบาท/เดือน
2. เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2552 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแผนการสนับสนุนกลุ่มรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG ให้เปลี่ยนมาเป็นรถแท็กซี่ NGV และให้ สป.พน. และ ธพ. ร่วมกันในการกำหนดแนวทางและวิธีการในการจัดเก็บและทำลายอุปกรณ์และถัง LPG โดยอนุมัติเงินกองทุนน้ำมันฯ งบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2552 เพื่อบริหารโครงการตามแผนงานและการดำเนินการ ในวงเงิน 12,400,000 บาท แบ่งเป็น 1) ค่าบริหารโครงการ ค่าจ้างที่ปรึกษา จำนวน 3,400,000 บาท และ 2) ค่าจัดจ้างทำลายชุดอุปกรณ์ และถัง LPG ประมาณ 30,000 ชุด ชุดละประมาณ 300 บาท รวมทั้งสิ้นประมาณ 9,000,000 บาท
3. เมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2553 ธพ. ได้มีหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อหารือเกี่ยวกับการจัดการซากอุปกรณ์และถัง LPG หลังจากที่ถูกทำลายแล้ว เพื่อ ธพ. จะได้กำหนดไว้ในเงื่อนไขของร่างขอบเขตงานและเอกสารประกวดราคาต่อไป โดยซากอุปกรณ์และถัง LPG ที่ถูกทำลายแล้วนั้น ยังไม่มีการกำหนดหน่วยงานเพื่อจัดเก็บหรือนำไปดำเนินการต่อ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นควรให้ ธพ. ซึ่งเป็นผู้รับผิดชอบในการจัดเก็บและทำลายอุปกรณ์และถัง LPG เป็นผู้ดำเนินการนำซากอุปกรณ์และถัง LPG ที่ถูกทำลายแล้วไปดำเนินการจำหน่ายตามความเหมาะสมต่อไป ทั้งนี้ รายได้จากการจำหน่ายซากอุปกรณ์และถัง LPG ที่ถูกทำลายแล้วนั้น ให้ ธพ. ดำเนินการส่งคืนต่อกองทุนน้ำมันฯ ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. ให้กรมธุรกิจพลังงานดำเนินการจำหน่ายซากอุปกรณ์และถัง LPG ภายหลังการทำลายแล้วเสร็จ และเมื่อกรมธุรกิจพลังงานดำเนินการจำหน่ายซากอุปกรณ์และถัง LPG แล้วเสร็จ ให้นำส่งเงินรายได้จากการจำหน่ายดังกล่าวให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป ทั้งนี้ การดำเนินการจำหน่ายพัสดุให้เป็นไปตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการพัสดุ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม
2. ให้กรมธุรกิจพลังงานจัดตั้งคณะทำงานเพื่อตรวจสอบความถูกต้องในการดำเนินการจำหน่ายซากอุปกรณ์และถัง LPG โดยประกอบด้วยผู้แทนจากกรมธุรกิจพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน และสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน)