![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
รัฐบาล พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา 12 มิถุนายน 61
รัฐบาล พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา 5 มิถุนายน 61
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา เรื่อง จัดซื้อวัสดุสำนักงาน 1 รายการ กระดาษถ่ายเอกสาร จำนวน 150 รีม
กพช. ครั้งที่ 14 วันพฤหัสบดีที่ 8 มีนาคม พ.ศ. 2561
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2561 (ครั้งที่ 14)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 8 มีนาคม พ.ศ. 2561 เวลา 09.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล
1. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2. รายงานประจำปี 2559 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
3. การปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
4. แนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565 – 2566
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสะสม ณ สิ้นปี 2560 ภาครัฐมีภาระผูกพันทั้งสิ้น 9,859 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น เชื้อเพลิงขยะ 398 เมกะวัตต์ ชีวมวล 4,056 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 451 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 48 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,565 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,244 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดคิดเป็นร้อยละ 64.53 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ จำนวน 9,859 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 7,084 ราย รวม 7,527 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD 106 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,616 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 87 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 716 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีก 968 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,827 เมกะวัตต์
2. สรุปผลการรับซื้อไฟฟ้าตามนโยบายรัฐบาลในปี 2560 ได้ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร พ.ศ. 2560 (ระยะที่ 2) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่อัตรารับซื้อไฟฟ้า 4.12 บาทต่อหน่วย คงที่ตลอดระยะเวลา 25 ปี เป้าหมายรับซื้อ 219 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นสหกรณ์ภาคการเกษตร 119 เมกะวัตต์ และส่วนราชการ 100 เมกะวัตต์ ซึ่งผลการพิจารณาพบว่ามีผู้มีสิทธิเข้าทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้ารวม 35 ราย (สหกรณ์การเกษตร 24 ราย องค์การสงเคราะห์ทหารผ่านศึก 11 ราย) กำลังผลิตติดตั้ง 154.52 เมกะวัตต์ โดยมีกำหนดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในวันที่ 2 มีนาคม 2561 และมีกำหนด SCOD ในวันที่ 31 ธันวาคม 2561 (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในแบบ Feed-in Tariff ประเภทเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เพิ่มเติมให้ครบ 10 เมกะวัตต์ สำหรับพื้นที่จังหวัดปัตตานี จังหวัดยะลา จังหวัดนราธิวาส และจังหวัดสงขลา เฉพาะอำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี พ.ศ. 2560 โดยได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม 2 ครั้ง มีผู้ได้รับคัดเลือก รวม 3 ราย รวมปริมาณรับซื้อไฟฟ้าทั้งสิ้น 5.95 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 4.05 เมกะวัตต์ ปัจจุบัน ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วและอยู่ระหว่างการขอใบอนุญาต มีกำหนด SCOD ภายใน 30 มิถุนายน 2562 (3) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm พ.ศ. 2560 โดยรับซื้อไฟฟ้าที่อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 20 ปี มีเป้าหมาย 300 เมกะวัตต์ มีผู้สนใจยื่นคำเสนอขอขายไฟฟ้า 85 โครงการ รวม 1,644.25 เมกะวัตต์ เป็นโครงการในภาคใต้ 30 โครงการ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ 23 โครงการ ภาคเหนือ 17 โครงการ โดยผู้เสนอส่วนลดของ FiTF ที่มากที่สุดจะได้รับการพิจารณาคัดเลือกก่อน โดยพิจารณารับซื้อ ตามเป้าหมายแต่ละพื้นที่ สรุปผลการรับซื้อทั้งสิ้น 17 โครงการ รวม 300 เมกะวัตต์ โดยราคาประมูลต่ำสุดเท่ากับ 1.85 บาทต่อหน่วย ในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ราคาประมูลสูงสุดเท่ากับ 3.38 บาทต่อหน่วย ในพื้นที่ภาคเหนือ และราคาเฉลี่ยจากหน่วยที่ผลิตเท่ากับ 2.427 บาทต่อหน่วย ปัจจุบันอยู่ระหว่างทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า กำหนดภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2562
3. ข้อคิดเห็นจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid แบ่งเป็น (1) ด้านผลการคัดเลือก พบว่ามีการแข่งขันสูงในพื้นที่ที่มีเป้าหมายการรับซื้อสูง ได้แก่ ภาคอีสาน ภาคใต้ ผู้ได้รับคัดเลือกส่วนใหญ่ผลิตไฟฟ้าจากชีวมวล รายที่เสนอราคาต่ำสุด (ร้อยละของส่วนลดสูงสุด) เป็นผู้ประกอบการโรงงานน้ำตาลที่มีแหล่งเชื้อเพลิงตนเอง และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์สามารถเริ่มแข่งขันราคาได้กับโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล และ (2) ด้านนโยบาย การใช้คำว่า Hybrid แต่กำหนดเงื่อนไขให้สามารถใช้เชื้อเพลิงได้ตั้งแต่หนึ่งประเภทขึ้นไป ทำให้เกิดความสับสน และควรทบทวนความชัดเจนเรื่องหลักการที่ให้ใช้ Energy Storage System รวมถึงเงื่อนไขการกำหนดให้จัดทำแผนพัฒนาเชื้อเพลิงเพิ่มเติม 20% เนื่องจากมีบางเชื้อเพลิงอาจไม่จำเป็นต้องพัฒนาเพิ่มเติม นอกจากนี้ควรทบทวนนโยบายการกำหนดเป้าหมายรายพื้นที่ (RE Zoning) เนื่องจาก RE Zoning เป็นการแข่งขันรายภาค แต่อัตรา FiT ฐานที่รัฐกำหนดมีอัตราเดียวกันทุกภาค การที่สามารถโอนเป้าหมายคงเหลือไปให้พื้นที่ภาคอื่นได้ อาจทำให้ปริมาณรับซื้อในแต่ละภาคเกินเป้าหมาย RE Zoning ดังนั้น อาจเปิดให้มีการแข่งขันกันทั้งประเทศ เพื่อให้ราคาที่ประมูลได้ต่ำสุดเป็นประโยชน์ต่อประเทศ อย่างไรก็ตาม หากยังคงให้มี RE Zoning ควรจัดให้มีการรับฟังความเห็นจากภาคส่วนที่เกี่ยวข้องในกระบวนการจัดทำ RE Zoning สำหรับโครงการ VSPP Semi-Firm ที่จะรับซื้อในอนาคต กำหนดไว้ 3 เชื้อเพลิง โดยมีอัตรา FiT แตกต่างกัน และตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กำหนดลำดับความสำคัญของประเภทพลังงานหมุนเวียนไว้ ตามลำดับคือ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) ซึ่งตาม ร่างประกาศ กกพ. ที่ใช้รับฟังความคิดเห็นในการคัดเลือกข้อเสนอด้านราคาจะพิจารณาแยกเชื้อเพลิงเป็นรอบๆ แต่ละเชื้อเพลิงตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎรและวุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2559 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) งานกำกับมาตรฐานกิจการพลังงาน โดยได้พิจารณาออกใบอนุญาตกิจการพลังงาน รวม 278 ฉบับ แบ่งเป็นกิจการไฟฟ้า 270 ฉบับ และกิจการก๊าซธรรมชาติ 8 ฉบับ และออกใบอนุญาตการตั้งโรงงานเพื่อประกอบกิจการพลังงาน ประกอบด้วย ใบอนุญาต ร.ง.4 และ พค.2 รวม 608 ฉบับ รวมทั้งได้พัฒนางานออกใบอนุญาตการฯ ให้มีมาตรฐานแบบจุดเดียวเบ็ดเสร็จ (One Stop Service: OSS) (2) งานกำกับอัตราค่าบริการ ได้เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 และให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่บิลค่าไฟฟ้าเดือนพฤศจิกายน 2558 ทบทวนผลตอบแทนของการไฟฟ้าที่สอดคล้องกับต้นทุนการเงินที่ลดลง ซึ่งสามารถลดค่าไฟฟ้าฐานลงได้เล็กน้อย ทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วย ต่อเดือน และปรับอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติส่วนต้นทุนผันแปร (Tc) และอัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซฯ ในส่วนของอัตราค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร (Commodity Charge: Tc) (3) งานกำกับการรับซื้อไฟฟ้าและบริหารจัดการเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน โดยกำกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เช่น โครงการโซลาร์รูฟท็อป โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์ภาคการเกษตร และการรับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2558 - 2562 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) สำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา เป็นต้น (4) งานส่งเสริมการเปิดใช้/เชื่อมต่อโครงข่ายก๊าซธรรมชาติ มีการลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MOU) กับกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เรื่อง การกำหนดแนวทางการปฏิบัติงานในการกำกับดูแลการประกอบกิจการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ และ (5) งานคุ้มครองสิทธิประโยชน์ของผู้ใช้พลังงาน โดยได้พัฒนาการพิจารณาเรื่องร้องเรียนให้แล้วเสร็จตามกรอบระยะเวลาที่กำหนด (60 วัน) รวมทั้งมีการรายงานข้อมูลที่เป็นปัจจุบัน ทันสมัย และสามารถติดตามสถานะดำเนินงานได้อย่างรวดเร็วผ่านระบบ e-Petition เป็นต้น
3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในปีงบประมาณ 2559 มีรายได้จากการดำเนินงาน 857,082,310.28 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 600,162,205.27 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 256,920,105.01 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 52,221,905.14 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 การปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และฉบับแก้ไข พ.ศ. 2550 มาตรา 4กำหนดให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 35 มาตรา 36 และมาตรา 37 นอกจากนี้ มาตรา 28 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีอำนาจหน้าที่เสนออัตราการส่งเงินเข้ากองทุนสำหรับน้ำมันฯ ต่อ กพช. ซึ่งปัจจุบันอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ เป็นไปตามประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำใน ราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2559 เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 กำหนดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิงและอัตราการส่งเงินเข้ากองทุน โดยน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้าอยู่ที่ 0.2500 บาทต่อลิตร ส่วนน้ำมันก๊าดและน้ำมันเตาอยู่ที่ 0.0700 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2560 ยอดเงินคงเหลืออยู่ที่ 41,200.51 ล้านบาท
2. ประมาณการรายรับ-รายจ่ายกองทุนฯ ถึงปีงบประมาณ 2564 ประมาณการรายรับโดยอ้างอิงปริมาณการใช้น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซล (ล้านลิตร) ที่จัดทำโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พบว่าในช่วงปี 2561 ถึง 2564 ภาพรวมการใช้น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.94 2.77 2.49 และ 2.18 ตามลำดับ ส่วนประมาณการรายจ่ายในช่วงปี 2560 ถึง 2564 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ที่เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ เพื่อนำไปใช้จ่ายภายในวงเงินรวม 5 ปี จำนวน 60,000 ล้านบาท หรือเฉลี่ยปีละ 12,000 ล้านบาท ซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติจัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2560 ในวงเงิน 11,993 ล้านบาท และปีงบประมาณ 2561 ในวงเงิน 8,445 ล้านบาท ทั้งนี้ จากการประมาณการรายรับ-จ่ายกองทุนฯ ในช่วงปีงบประมาณ 2561 – 2564 กรณีอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ จัดเก็บที่ 0.2500 บาทต่อลิตร กองทุนฯ จะมีเงินคงเหลืออยู่ที่ 34,795 33,481 31,681 และ 29,378 ล้านบาท ตามลำดับ
3. คณะอนุกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้พิจารณาประมาณการรายรับ-รายจ่ายของกองทุนฯ ที่ผ่านมา เห็นว่ารายรับกองทุนฯ ประมาณปีละ 9,000 ล้านบาท ขณะที่เบิกจ่ายเงินประมาณปีละ 6,000 ล้านบาท ทำให้มีเงินคงเหลือสะสมอยู่ในระบบบัญชีเป็นจำนวนมากและต้องนำฝากกระทรวงการคลังตามหลักเกณฑ์ในการกำหนดจำนวนเงินสะสมสูงสุดและการนำทุนหรือผลกำไรส่วนเกินของทุนหมุนเวียนส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดินที่กำหนดขึ้นตามพระราชบัญญัติการบริหารทุนหมุนเวียน พ.ศ. 2558 ดังนั้น เพื่อปรับสถานภาพเงินคงเหลือสะสมของกองทุนฯ และผ่อนภาระประชาชนจากรายจ่ายด้านพลังงาน จึงเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ เป็นการชั่วคราว โดยพิจารณาอัตราส่งเงินเข้ากองทุนฯ แต่ละระดับจาก 0.2500, 0.2000, 0.1500, 0.1000 และ 0.050 บาทต่อลิตร
4. คณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2561 มีความเห็นสรุปได้ดังนี้ (1) ควรมีมาตรการควบคุมพฤติกรรมของผู้บริโภคน้ำมันอย่างเข้มงวด และการจัดเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จะเป็นประโยชน์ในการจัดสรรงบประมาณเพื่อดูแลประชาชนโดยรวมได้ (2) ควรเตรียมแผนบริหารจัดการความเสี่ยงกรณีครบกำหนดเวลาการปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ แล้ว ในปีที่จะปรับเพิ่มอัตราการส่งเงิน เข้ากองทุนฯ หากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกยังปรับตัวสูงอยู่ อาจส่งผลกระทบต่อประชาชนและเศรษฐกิจของประเทศโดยรวม และ (3) ควรพิจารณาอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ให้เพียงพอกับประมาณการรายจ่ายระยะยาวเพื่อจะได้มีเงินไว้พัฒนาด้านพลังงานและไม่เหลือมากจนเกินไป เช่น ช่วงแรกอาจจะลดรายจ่ายลงเหลือปีละ 10,000 ล้านบาท การปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ อาจจะไม่จำเป็นต้องลดเป็น 0.050 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการกรรมการกองทุนฯ ได้เสนอที่ประชุมพิจารณาแนวทางปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ดังนี้ (1) ปรับลดกรอบงบประมาณรายจ่ายในช่วงปี 3 ปีสุดท้าย (ปี 2562 - 2564) จากวงเงินรวม 5 ปี จำนวน 60,000 ล้านบาท หรือเฉลี่ย 12,000 ล้านบาทต่อปี เป็นเฉลี่ย 10,000 ล้านบาทต่อปี รวมรายจ่าย 5 ปี ไม่เกิน 50,000 ล้านบาท (2) ปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ของนํ้ามันเบนซิน นํ้ามันแก๊สโซฮอล และนํ้ามันดีเซล ซึ่งปัจจุบันจัดเก็บ 0.2500 บาทต่อลิตร เป็นจัดเก็บ 0.1000 บาทต่อลิตร โดยเริ่มจัดเก็บตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป และปรับอัตราการจัดเก็บ เงินเข้ากองทุนฯ เพิ่มขึ้นในปี 2567 เป็นต้นไป ซึ่งจากการปรับอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ เป็น 0.1000 บาทต่อลิตร ในปี 2561 – 2564 กองทุนฯ จะมี เงินคงเหลืออยู่ที่ 29,515 23,376 17,616 และ 11,631 ล้านบาท ตามลำดับ ซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบแนวทางบริหารเงินกองทุนฯ ตามที่ฝ่ายเลขานุการกรรมการกองทุนฯ เสนอ และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2561 เพื่อให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 แนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565 - 2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (นายวีระศักดิ์ พึ่งรัศมี) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. สัมปทานปิโตรเลียมที่รัฐบาลไทยออกให้แก่ผู้รับสัมปทานภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ซึ่งเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศ มีสองกลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ ดำเนินงานโดยบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด ในสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 1/2515/5 (แปลงสำรวจหมายเลข 10 และ 11) และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 2/2515/6 (แปลงสำรวจหมายเลข 12 และ 13) มีอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขายที่ 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยสัมปทานจะสิ้นสุดอายุในวันที่ 23 เมษายน 2565 และกลุ่มที่ 2 กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช ดำเนินงานโดยบริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ในสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 5/2515/9 (แปลงสำรวจหมายเลข 15) และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 3/2515/7 (แปลงสำรวจหมายเลข 16 และ 17) มีอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขายที่ 870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 5/2515/9 จะสิ้นสุดอายุในวันที่ 23 เมษายน 2565 และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 3/2515/7 จะสิ้นสุดอายุในวันที่ 7 มีนาคม 2566 ณ เดือนธันวาคม 2560 แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติทั้งสองกลุ่มมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยประมาณ 2,265 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือประมาณร้อยละ 75 ของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (ไม่รวมก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย) ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานคาดว่า หากพัฒนาแหล่งก๊าซธรรมชาติทั้งสองกลุ่มอย่างต่อเนื่องหลังสัมปทานสิ้นสุดอายุเป็นระยะเวลา 10 ปี จะลดภาระในการนำเข้า LNG ได้ประมาณ 11 ล้านตันต่อปี คิดเป็นมูลค่าประมาณ 2 ล้านล้านบาท ทำให้ค่าไฟฟ้ามีเสถียรภาพมากขึ้น (ส่งผลต่อค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ไม่ต้องเพิ่มขึ้นประมาณ 25 สตางค์ต่อหน่วย) ลดการนำเข้าก๊าซ LPG ได้ประมาณ 22 ล้านตัน คิดเป็นมูลค่าประมาณ 4.6 แสนล้านบาท และก่อให้เกิดการลงทุนหมุนเวียนในประเทศอีกประมาณ 1.2 ล้านล้านบาท
2. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 และเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการรายใหม่ โดย การเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไป เป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ซึ่งกระทรวงพลังงานได้ดำเนินการตามมติ กพช. โดยมีกรอบการดำเนินการภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และที่แก้ไขเพิ่มเติม
3. กระทรวงพลังงาน ขอเสนอแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565 – 2566 เพื่อเตรียมความพร้อมในการเปิดประมูล แบ่งเป็นเรื่องเพื่อทราบ 2 เรื่อง ได้แก่ การกำหนดรูปแบบการให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม และเงื่อนไขการส่งมอบสิ่งติดตั้งจากผู้รับสัมปทานปัจจุบัน และเรื่องเพื่อพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่ เงื่อนไขของการประมูล และขั้นตอนและกำหนดการเปิดประมูล สรุปได้ดังนี้
3.1 การกำหนดรูปแบบการให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จากการประเมินศักยภาพปิโตรเลียมของแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทั้งสองกลุ่ม พบว่ามีปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติน้อยกว่า 3 ล้านล้านลูกบาศก์ฟุต มีปริมาณการผลิตสะสมรวมกับปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติที่เหลืออยู่เฉลี่ยทั้งพื้นที่มีค่าน้อยกว่า 4 หมื่นล้านลูกบาศก์ฟุตต่อหลุมผลิตปิโตรเลียม มีโอกาสพบปิโตรเลียมในเชิงพาณิชย์เท่ากับร้อยละ 50 ซึ่งมีค่าสูงกว่าโอกาสพบปิโตรเลียมในเชิงพาณิชย์ของประเทศ (ร้อยละ 39) ดังนั้น ตามประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม เรื่อง หลักเกณฑ์และวิธีการกำหนดพื้นที่ที่จะดำเนินการสำรวจหรือผลิตปิโตรเลียมในรูปแบบของสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต หรือสัญญาจ้างบริการ กระทรวงพลังงานจะให้สิทธิการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับในแหล่งก๊าซธรรมชาติทั้งสองกลุ่มหลังสัมปทานสิ้นสุดอายุ ในรูปแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต
3.2 เงื่อนไขการส่งมอบสิ่งติดตั้งจากผู้รับสัมปทานปัจจุบัน เพื่อให้สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติ ได้อย่างต่อเนื่องทั้งสองแหล่ง ผู้ชนะการประมูลจะต้องใช้แท่นผลิตอย่างน้อย 370 แท่น โดยต้องลงทุนประมาณ 150 แท่น และที่รัฐจะรับมอบจากสัมปทานปัจจุบัน ประมาณ 220 แท่น (จากที่มีในปัจจุบัน 278 แท่น) ซึ่งการส่งมอบสิ่งติดตั้งดังกล่าวเป็นไปตามข้อ 22 ของกฎกระทรวงกำหนดแผนงาน ประมาณการค่าใช้จ่ายและหลักประกันในการรื้อถอนสิ่งติดตั้งที่ใช้ในกิจการปิโตรเลียม พ.ศ. 2559 โดยกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) จะออกประกาศ ชธ. เพื่อกำหนดหลักการสำคัญของข้อตกลงการส่งมอบสิ่งติดตั้ง อย่างน้อยต้องประกอบไปด้วย (1) รายการและสภาพสิ่งติดตั้งที่จะส่งมอบให้แก่รัฐ (2) ค่าใช้จ่ายในการรื้อถอนสิ่งติดตั้งที่จะส่งมอบให้แก่รัฐ กำหนดให้ผู้รับสัมปทานปัจจุบันชำระตามสัดส่วนการใช้ประโยชน์ โดยยอดชำระเท่ากับอัตราส่วนของประมาณการค่าใช้จ่ายคูณปริมาณปิโตรเลียมที่ผลิตแล้ว กับปริมาณปิโตรเลียมที่ผลิตแล้วรวมกับปริมาณปิโตรเลียม ที่เหลืออยู่ (3) การปลอดภาระหน้าที่รับผิดชอบการรื้อถอน เมื่อส่งมอบสิ่งติดตั้งพร้อมชำระค่าใช้จ่ายตามข้อ (2) และ (4) การให้ความร่วมมือในด้านต่าง ๆ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เช่น ความร่วมมือเพื่อให้เกิดการผลิตปิโตรเลียมอย่างต่อเนื่อง
3.3 เงื่อนไขของการประมูล มีดังนี้ (1) เงื่อนไขหลักที่กำหนด ได้แก่ กำหนดพื้นที่สำหรับการให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ในแปลงสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ เป็น 2 แปลงสำรวจ ได้แก่ กำหนดพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข 10 11 12 และ 13 เป็นแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 และกำหนดพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข 15 16 และ 17 เป็นแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G2/61 นอกจากนี้ ยังกำหนดปริมาณก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำจากทั้งสองแปลงที่ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นระยะเวลา 10 ปี ซึ่งมาจากแปลงสำรวจหมายเลข G1/61 และ G2/61 ในอัตรา 800 และ 700 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตามลำดับ และ (2) เงื่อนไขหลักที่ใช้ในการประมูลแข่งขัน ได้แก่ ให้ผู้เข้าประมูลเสนอราคาก๊าซธรรมชาติตามสูตรราคาอ้างอิง โดยมุ่งหวังให้ได้ข้อเสนอราคาก๊าซธรรมชาติที่ต่ำที่สุด รวมทั้ง ให้ผู้เข้าประมูลเสนอร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไรที่รัฐจะได้รับโดยต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 50 ตามที่กฎหมายกำหนด
3.4 ขั้นตอนและกำหนดการเปิดประมูล จะใช้เวลาประมาณ 10 เดือน เริ่มตั้งแต่เดือนมีนาคม 2561 กำหนดแผนการบริหารจัดการการประมูลฯ และออกประกาศเชิญชวนในช่วงเดือนเมษายน 2561 ในช่วงเดือนเมษายนถึงพฤษภาคม 2561 ดำเนินการคัดเลือกผู้มีคุณสมบัติเบื้องต้น โดยประกาศผลการคัดเลือกและเชิญชวนให้ยื่นข้อเสนอการประมูลในเดือนพฤษภาคม 2561 ต่อมาในเดือนมิถุนายนถึงกันยายน 2561 จะเปิดให้ผู้มีคุณสมบัติเบื้องต้นจัดเตรียมการยื่นข้อเสนอ และให้ยื่นข้อเสนอการประมูลในเดือนกันยายน โดยคาดว่าจะได้ผู้ชนะการประมูลในเดือนธันวาคม 2561 และนำเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี ทั้งนี้ ผู้ชนะ การประมูลจะสามารถลงนามในสัญญาฯ ได้ประมาณเดือนกุมภาพันธ์ 2562
มติของที่ประชุม
รับทราบแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565 – 2566 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ดังนี้
1. การใช้ระบบสัญญาแบ่งปันผลผลิตในการประมูลแปลงสำรวจ G1/61 และแปลงสำรวจ G2/61
2. หลักการสำคัญที่ต้องกำหนดในข้อตกลงการส่งมอบสิ่งติดตั้ง
3. เงื่อนไขของการประมูล ได้แก่ การกำหนดแปลง การกำหนดปริมาณก๊าซธรรมชาติ การเสนอราคาก๊าซธรรมชาติตามสูตรราคาอ้างอิง และการเสนอร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไรที่รัฐจะได้รับ
4. แผนการบริหารจัดการการประมูลแปลงสัมปทานที่จะสิ้นสุดอายุ
ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศกฎกระทรวงที่เกี่ยวข้องให้มีผลบังคับใช้และดำเนินการให้สอดคล้องกับกฎกระทรวงดังกล่าว
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (นายประพนธ์ วงษ์ท่าเรือ) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. กระทรวงพลังงาน ได้ออกกฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2552 โดยประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2552 เพื่อเป็นมาตรการบังคับใช้ขั้นต่ำกับอาคารขนาดใหญ่ที่มีปริมาณการใช้พลังงานสูง เรียกว่า เกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพด้านพลังงานในอาคาร (Building Energy Code) โดยครอบคลุมอาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลง 9 ประเภทอาคาร ได้แก่ สำนักงาน โรงแรม โรงพยาบาล ศูนย์การค้า โรงมหรสพ สถานบริการ อาคารชุมนุมคน อาคารชุด และสถานศึกษา ที่มีขนาดพื้นที่ตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตรขึ้นไป ต้องออกแบบให้เป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐานที่ระบุในกฎกระทรวง ได้แก่ ระบบเปลือกอาคาร ระบบปรับอากาศ ระบบไฟฟ้าแสงสว่าง ระบบผลิตน้ำร้อน และการใช้พลังงานหมุนเวียน เป็นต้น แต่เนื่องจากกฎกระทรวงดังกล่าวออกตามความในมาตรา 19 ของ พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) ซึ่งไม่มีอำนาจหน้าที่ในการอนุญาตแบบก่อสร้างอาคาร ดังนั้น ในมาตรา 20 ของ พ.ร.บ. อนุรักษ์พลังงานฯ จึงได้ระบุไว้ว่าให้คณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณา หากเห็นชอบให้นำไปบังคับใช้ เสมือนเป็นกฎกระทรวงที่ออกตามมาตรา 8 ของ พ.ร.บ. ควบคุมอาคาร พ.ศ. 2522
2. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ส่งกฎกระทรวงให้คณะกรรมการควบคุมอาคารพิจารณาเพื่อให้เกิดการบังคับใช้ ซึ่งได้มีมติเห็นควรบังคับใช้กับอาคารขนาดใหญ่ที่มีความพร้อมก่อน และทยอยบังคับใช้กับอาคารทั้ง 9 ประเภท ภายใน 3 ปี โดยปีที่ 1 บังคับกับอาคารขนาดตั้งแต่ 10,000 ตารางเมตรขึ้นไป (มีอาคารที่เข้าข่ายต้องดำเนินการประมาณ 100 อาคารต่อปี) ปีที่ 2 บังคับกับอาคารขนาดตั้งแต่ 5,000 ตารางเมตร ขึ้นไป (มีอาคารที่เข้าข่ายต้องดำเนินการอีกประมาณ 700 อาคารต่อปี) ปีที่ 3 บังคับกับอาคารขนาดตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตร ขึ้นไป (มีอาคารที่เข้าข่ายต้องดำเนินการอีกประมาณ 400 อาคาร ต่อปี) โดยให้นำข้อกำหนดข้อมูลทางเทคนิค และเกณฑ์ค่าประสิทธิภาพของระบบต่าง ๆ จากเดิมระบุ ในกฎกระทรวงไปไว้ในประกาศกระทรวงแทน เพื่อความสะดวกในการปรับปรุง และเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2560 คณะกรรมการควบคุมอาคารได้เห็นชอบร่างกฎกระทรวงและร่างประกาศกระทรวงที่เกี่ยวข้องในเบื้องต้น ต่อมาได้ผ่านการพิจารณาจากคณะกรรมการพิจารณากฎหมายระดับกรม และระดับกระทรวง เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2560 และผ่านการพิจารณาจากคณะกรรมการบริหารโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561
3. สาระสำคัญของร่างกฎกระทรวงฯ มีดังนี้ (1) กำหนดให้อาคารที่จะก่อสร้างใหม่หรือดัดแปลงที่มีขนาดพื้นที่ตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตรขึ้นไป ในอาคาร 9 ประเภทข้างต้น ต้องมีการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (2) กำหนดมาตรฐานการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานไว้ 5 ระบบหลัก ได้แก่ ระบบเปลือกอาคาร ระบบไฟฟ้าแสงสว่าง ระบบปรับอากาศ อุปกรณ์ผลิตน้ำร้อน และการใช้พลังงานรวมและการนำพลังงานหมุนเวียนมาใช้ ต้องมีค่ามาตรฐานไม่เกินที่ประกาศกระทรวงกำหนด (3) กำหนดหลักเกณฑ์ และวิธีการคำนวณในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน โดยออกประกาศกระทรวงกำหนด (4) กำหนดวิธีการตรวจรับรองแบบอาคารด้านอนุรักษ์พลังงาน โดยสภาวิศวกรหรือสภาสถาปนิกเป็นผู้รับรองคุณสมบัติของผู้ตรวจรับรองแบบอาคาร (5) กำหนดวิธีการปฎิบัติในการรับรองแบบอาคารให้สอดคล้องตามวิธีการขออนุญาตก่อสร้างอาคารตามกฎหมายควบคุมอาคาร และ (6) กำหนดบทเฉพาะกาล และวิธีการบังคับใช้ โดยในส่วน การเตรียมความพร้อมรองรับการบังคับใช้ ได้ดำเนินการอบรมให้ความรู้ความเข้าใจการพิจารณาอนุญาตก่อสร้างแก่เจ้าหน้าที่ท้องถิ่น อบรมให้ความรู้การตรวจประเมินแบบอาคารอนุรักษ์พลังงานให้กับสถาปนิกและวิศวกร ทำบันทึกความเข้าใจ (MOU) ร่วมกับสภาวิศวกรและสภาสถาปนิก ผู้ประกอบการอาคารขนาดใหญ่ และสถาบันการศึกษา จัดประชุมรับฟังความเห็นจากผู้เกี่ยวข้อง รวมทั้งนำร่องตรวจรับรองแบบอาคารภาครัฐตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2554 และตรวจรับรองแบบอาคารเอกชนที่สนใจ รวมกว่า 550 อาคาร ทั้งนี้ หากมีการใช้พลังงาน ในอาคารอย่างมีประสิทธิภาพตั้งแต่เริ่มต้นออกแบบอาคาร คาดว่าจะเกิดผลประหยัดพลังงานอย่างน้อย ร้อยละ 10 เมื่อเปรียบเทียบกับการออกแบบอาคารทั่วไปที่ไม่ได้คำนึงถึงด้านอนุรักษ์พลังงาน และจาก แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (ปี 2558 - 2579) คาดว่าในปี 2579 จะมีผลประหยัดรวมประมาณ 13,686 ล้านหน่วย (1,166 กิโลตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) หรือคิดเป็นเงินประมาณ 47,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดประเภท หรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... จำนวน 1 ฉบับ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาต่อไป
ประกาศเรื่อง ขอยกเลิกแผนการจัดซื้อจัดจ้าง ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2561
ประกาศกบง.ฉบับที่ 39 พ.ศ. 2561
ต้นแบบไมโครกริด
กบง. ครั้งที่ 56 - วันพุธที่ 2 พฤษภาคม 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 9/2561 (ครั้งที่ 56)
เมื่อวันพุธที่ 2 พฤษภาคม 2561 เวลา 14.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. แนวทางการดำเนินงานมาตรการ Demand Response
4. การกำหนดเพดานวงเงินสูงสุดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
5. รายงานผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
6. แนวทางการดำเนินนโยบายตามที่ กบง. ได้มีมติไว้แล้ว
7. แนวทางดำเนินการกับรถ NGV สาธารณะ
8. แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากความตึงเครียดทางการเมืองจากมาตรการคว่ำบาตรอิหร่านของสหรัฐฯ และเหตุความไม่สงบทางการเมืองของประเทศเวเนซุเอลา (2) ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากปริมาณการส่งออกน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลของประเทศจีนลดลง และปริมาณความต้องการของประเทศซาอุดิอาระเบียเพิ่มสูงขึ้น (3) ราคาก๊าซ LPG มีทิศทางปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยมาจากราคาโพรเพน (C3) และบิวเทน (C4) ปรับตัวเพิ่มขึ้น และปริมาณความต้องการของประเทศไต้หวันและเกาหลีใต้เพิ่มสูงขึ้น (4) ราคาถ่านหินในช่วงเดือนเมษายน 2561 มีการปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยมีปัจจัยมาจากปริมาณความต้องการของประเทศอินเดีย ปากีสถาน และเกาหลีใต้เพิ่มสูงขึ้น รวมถึงปริมาณการผลิตของประเทศจีนลดลง (5) ราคาก๊าซ LNG ในช่วงเดือนเมษายน 2561 ราคา Asian Spot มีแนวโน้มปรับตัวลดลง เนื่องจากความต้องการโดยรวมของทวีปเอเชียปรับตัวลดลง และ (6) สถานการณ์ไฟฟ้าในประเทศ ช่วงเดือนมกราคม - กุมภาพันธ์ 2561 มีกำลังการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 42,299 เมกะวัตต์ มีปริมาณการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 31,085 ล้านหน่วย และมีปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าอยู่ที่ 28,227 ล้านหน่วย ทั้งนี้ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak) อยู่ที่ 29,968 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 24 เมษายน 2561 แต่คาดการณ์ว่า Peak ในปี 2561 จะสูงสุดอยู่ที่ประมาณ 30,300 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
กระทรวงพลังงาน ได้กำหนดเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน เป็นร้อยละ 30 ของการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายในปี 2579 ทั้งในรูปของพลังงานไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ ภายใต้แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558-2579 (Alternative Energy Development Plan : AEDP 2015) ซึ่งมีเป้าหมายในการผลิตไฟฟ้า จำนวน 5,588.24 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ความร้อนจำนวน 25,088.00 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และเชื้อเพลิงชีวภาพจำนวน 8,712.43 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยในปี 2561 มีแผนและความก้าวหน้าการดำเนินงาน ดังนี้ (1) การใช้พลังงานทดแทนผลิตไฟฟ้า มีแผนการติดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนรายเทคโนโลยี ได้แก่ ขยะชุมชน ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานน้ำขนาดเล็ก พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังน้ำขนาดใหญ่ โดยมีเป้าหมายสะสมถึงสิ้นปี 2561 จำนวน 11,204.83 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 3.56 ของการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานทั้งหมด และ ณ เดือนมกราคม 2561 มีผล การดำเนินการติดตั้งสะสม จำนวน 10,244.01 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 3.58 ของการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานทั้งหมด (2) การใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน มีเป้าหมายตามแผน AEDP 2015 ในการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน ได้แก่ ขยะ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และพลังงานแสงอาทิตย์ จำนวน 7,622.61 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 9.07 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานทั้งหมด และ ณ เดือนมกราคม 2561 มีการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทน จำนวน 621.76 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 8.80 ของการใช้ความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานทั้งหมด และ (3) การใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ในภาคขนส่ง มีเป้าหมายตามแผน AEDP 2015 ในการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง รวม 2,072.39 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล จำนวน 4.22 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 785.55 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และไบโอดีเซล จำนวน 4.09 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 1,286.84 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และ ณ เดือนมกราคม 2561 มีการใช้เอทานอล จำนวน 3.97 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 62.77 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และ ไบโอดีเซล จำนวน 4.30 ล้านลิตรต่อวัน (คิดเป็น 114.90 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) คิดเป็นร้อยละ 2.52 ของการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพต่อพลังงานทั้งหมด ทั้งนี้ ความคืบหน้าการดำเนินงานตาม AEDP 2015 ไตรมาสที่ 1 ปี 2561 มีเป้าหมายเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ตามแผน AEDP 2015 เป็นร้อยละ 15.10 ซึ่งผลการดำเนินการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ณ เดือนมกราคม 2561 สามารถดำเนินการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน ได้เป็นร้อยละ 14.90 และคาดการณ์ผลการดำเนินการ ณ สิ้นปี 2561 จะสามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนได้ไม่น้อยกว่าร้อยละ 15.10
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แนวทางการดำเนินงานมาตรการ Demand Response
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 8 ธันวาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบมาตรการความร่วมมือลดการใช้ไฟฟ้า (Demand Response: DR) และอัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการส่งเสริมการลดการใช้ไฟฟ้า (DR Rate) ของ กกพ. และรับทราบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 ซึ่งเป็นการพัฒนาโครงการนำร่อง โดยมีวัตถุประสงค์ในการศึกษา ทดสอบ วิจัย ความเหมาะสมทางด้านเทคนิคและความคุ้มค่าของการลงทุนในการนำไปใช้พัฒนาในระยะต่อไป ซึ่งมีแนวทางการดำเนินการประกอบด้วย 3 เสาหลัก ได้แก่ เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) และเสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน (Micro Grid & ESS) ทั้งนี้ เสาหลักที่ 1 DR & EMS ได้มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้รับผิดชอบหลัก โดยมีเป้าหมายลดการสร้างโรงไฟฟ้าประเภทจ่ายไฟฟ้าเฉพาะช่วง Peak (Peaking Plant) 350 เมกะวัตต์ ภายในปี 2563
2. การดำเนินมาตรการ DR ได้เริ่มมาตั้งแต่ปี 2557 รวมทั้งสิ้น 5 ครั้ง โดยใช้วิธีแบบสมัครใจ (Voluntary) เรียกว่ามาตรการแบบ Emergency Demand Response Program (EDRP) โดยกำหนดอัตราชดเชยที่จ่าย ผันแปรตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผู้เข้าร่วมโครงการลดได้ ซึ่งเป็นมาตรการที่เหมาะสำหรับใช้ในระยะแรก เพื่อจูงใจให้ผู้เข้าร่วมโครงการได้ทดลองปรับเปลี่ยนพฤติกรรม และทำความเข้าใจกับการบริหารจัดการความต้องการใช้ไฟฟ้าด้วยตนเอง ส่วนการดำเนินมาตรการ DR ในปี 2561 กกพ. ได้เห็นชอบการดำเนินโครงการนำร่องการใช้มาตรการ DR ในรูปแบบ Critical Peak Pricing (CPP) โดยนำหลักการของอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use: TOU) ซึ่งจะแบ่งช่วงเวลาออกเป็น 3 ช่วง คือ 1) Critical Peak 2) Peak และ 3) Off-peak โดยผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมมาตรการจะจ่ายไฟฟ้าตามอัตรา CPP ซึ่งมีรายละเอียดสรุปดังนี้ (1) คุณสมบัติผู้เข้าร่วมโครงการต้องเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 4 แบบ TOU ทั่วประเทศที่มีมิเตอร์ AMR (2) เป้าหมายการดำเนินมาตรการจะสามารถลดการใช้ไฟฟ้าสูงสุด 100 เมกะวัตต์ (3) ช่วงเวลาที่ใช้มาตรการใช้สำหรับค่าไฟฟ้าเดือนสิงหาคม 2561 (4) อัตราค่าไฟฟ้าตามมาตรการ CPP สำหรับปี 2561 แบ่งออกเป็น 1) ระดับแรงดัน มากกว่า 69 กิโลโวลต์ ค่าพลังงานไฟฟ้า Critical Peak Peak และ Off-Peak อยู่ที่ 9.1617 3.2131 และ 2.6107 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ2) ระดับแรงดัน 12 ถึง 24 กิโลโวลต์ ค่าพลังงานไฟฟ้า Critical Peak Peak และ Off-Peak อยู่ที่ 9.3424 3.2765 และ 2.6295 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ และ 3) ระดับแรงดันน้อยกว่า 12 กิโลโวลต์ ค่าพลังงานไฟฟ้า Critical Peak Peak และ Off-Peak อยู่ที่ 9.6659 3.3900 และ 2.6627 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ และ (5) แผนการดำเนินมาตรการ มีดังนี้ 1) ช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 กกพ. เห็นชอบมาตรการและอัตรา CPP สำหรับ ปี 2561 และให้การไฟฟ้านำไปประกาศ 2) ช่วงเดือนมิถุนายนถึงเดือนกรกฎาคม 2561 การไฟฟ้า ประกาศประชาสัมพันธ์โครงการนำร่อง และประกาศอัตรา CPP ประชาสัมพันธ์และทำความเข้าใจมาตรการกับผู้ใช้ไฟฟ้า รวมถึงเปิดรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการและตรวจสอบคุณสมบัติผู้สมัคร เก็บข้อมูล และตอบรับเข้าร่วมโครงการ 3) เดือนสิงหาคม 2561 ดำเนินโครงการนำร่องมาตรการ CPP และ 4) เดือนตุลาคม 2561 ประเมินผลการดำเนินมาตรการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การกำหนดเพดานวงเงินสูงสุดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียน (คณะกรรมการฯ) อาศัยอำนาจตามพระราชบัญญัติการบริหารทุนหมุนเวียน 2558 มาตรา 11 (4) และ (6) ได้เสนอคณะรัฐมนตรีตราเป็นพระราชกฤษฎีกาการกำหนดจำนวนเงินสะสมสูงสุด และการนำทุนหรือผลกำไรส่วนเกินของทุนหมุนเวียนส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดิน พ.ศ. 2561 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 27 มกราคม 2561 ซึ่งเป็นวันนับถัดจากวันที่ประกาศในพระราชกิจจานุเบกษา ดังนี้ (1) มาตรา 5 ให้ทุนหมุนเวียนจัดทำข้อมูลเพื่อใช้ประกอบในการคำนวณจำนวนเงินสะสมสูงสุด และการนำทุนหรือกำไรส่วนเกินส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดิน ซึ่งรวมถึงกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (2) มาตรา 6 การคำนวณจำนวนเงินสะสมสูงสุดของทุนหมุนเวียน ให้คำนวณจากค่าใช้จ่าย 3 ปี (ปีปัจจุบันและย้อนหลังอีก 2 ปี) (3) มาตรา 7 ให้นำจำนวนเงินสะสมสูงสุดที่คำนวณได้ ไปหักออกจากเงินคงเหลือ ณ วันต้นปีบัญชีที่คำนวณ และ (4) มาตรา 8 หากทุนหมุนเวียนใดมีทุนหรือผลกำไรเกินกว่าจำนวนเงินสะสมสูงสุด ให้เสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาเรียกให้ทุนหมุนเวียนนำทุนส่วนเกินส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดินต่อไป
2. เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2561 สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) ได้นำเรื่องดังกล่าวเสนอคณะกรรมการ สบพน. เพื่อขอยกเว้นการบังคับใช้พระราชกฤษฎีกาดังกล่าวกับกองทุนน้ำมันฯ เนื่องจาก กองทุนน้ำมันฯ จัดตั้งขึ้นโดยมีวัตถุประสงค์เพื่อรักษาระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศในกรณีที่เกิดวิกฤตราคาน้ำมันผันผวนรุนแรงซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานและด้านการพัฒนาเศรษฐกิจของประเทศ ดังนั้น การดำเนินการตามพระราชกฤษฎีกาฉบับนี้ อาจขัดกับหลักการดังกล่าวข้างต้น คณะกรรมการฯ จึงเห็นชอบให้ สบพน. นำเรื่องเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อขอยกเว้นการบังคับใช้พระราชกฤษฎีกาดังกล่าวกับกองทุนน้ำมันฯ
3. เมื่อวันที่ 11 เมษายน พ.ศ.2561 สบพน. ได้มีการหารือกับ สนพ. กรมบัญชีกลาง และผู้ที่เกี่ยวข้อง เพื่อคำนวณจำนวนเงินสะสมสูงสุด สำหรับปีบัญชี 2561 ซึ่งคำนวณจากรายจ่ายจริงในปีบัญชี 2559 - 2560 และประมาณการใช้จ่ายเงินชดเชยสำหรับปีบัญชี 2561 ภายใต้สมมติฐานดังนี้ (1) กรณีที่ 1 รายจ่ายจริง 6 เดือน ที่ผ่านมาบวกประมาณการจากรายจ่ายอีก 6 เดือน โดยใช้ข้อมูลรายจ่ายตาม Fact Sheet ที่ สนพ. ประมาณการสำหรับเดือน เมษายน 2561 คูณด้วย 6 เดือน (2) กรณีที่ 2 รายจ่ายจริง 6 เดือนที่ผ่านมาบวกประมาณการจากรายจ่ายอีก 6 เดือน โดยใช้ข้อมูลรายจ่ายตาม Fact Sheet ที่ สนพ.ประมาณการ เฉลี่ยเดือน ตุลาคม 2560 - มีนาคม 2561 คูณด้วย 6 เดือน และ (3) กรณีที่ 3 รายจ่ายจริงของปี 2560 ซึ่งกรมบัญชีกลางได้ให้ความเห็นว่าการจัดทำ ประมาณการเบิกจ่ายเงินดังกล่าวสมเหตุผล และเห็นว่าผลการคำนวณเงินสะสมสูงสุดสำหรับปีบัญชี 2561 กองทุนน้ำมันฯ ไม่มีเงินส่วนเกินที่ต้องนำส่งเป็นรายได้แผ่นดิน และเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2561 สบพน. ได้รายงาน ความคืบหน้าในการดำเนินการต่อคณะกรรมการ สบพน. ซึ่งที่ประชุมรับทราบและให้ สบพน. รายงาน กบง. เพื่อทราบ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลกระทบจากการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบผลการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 เป็นต้นไป โดยสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 30 เมษายน 2561 มีดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 69.97 83.82 และ 86.26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เมื่อเทียบกับวันที่ 20 เมษายน 2561 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับลดลง 0.38 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ส่วนน้ำมันเบนซิน 95 และ น้ำมันดีเซลปรับเพิ่มขึ้น 1.76 และ 0.56 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ (2) อัตราแลกเปลี่ยน อยู่ที่ 31.6806 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ โดยปรับเพิ่มขึ้นจากวันที่ 20 เมษายน 2561 เท่ากับ 0.2490 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ (3) ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอยู่ที่ 23.40 บาทต่อลิตร (4) ราคาเอทานอล ณ เดือนเมษายน 2561 อยู่ที่ 23.59 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 29 เมษายน 2561 มีทรัพย์สินรวม 36,735 ล้านบาท หนี้สินรวม 6,000 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 31,865 ล้านบาท โดยแยกเป็นของน้ำมัน 30,735 ล้านบาท และก๊าซ LPG 1,130 ล้านบาท
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกและการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างวันที่ 21 เมษายน 2561 – 1 พฤษภาคม 2561 เป็นดังนี้ (1) โครงสร้างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 (E10) ราคา ณ โรงกลั่น ลดลง 0.4386 บาทต่อลิตร ทำให้มีการปรับราคาขายปลีกทั้งหมด 3 ครั้ง ได้แก่ วันที่ 21 เมษายน 2561 ลดลง 0.30 บาทต่อลิตร วันที่ 25 เมษายน 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร และวันที่ 1 พฤษภาคม 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งหากไม่มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ราคาขายปลีกจะสูงกว่าระดับปัจจุบัน 0.47 บาทต่อลิตร (2) โครงสร้างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ราคา ณ โรงกลั่น ลดลง 0.6176 บาทต่อลิตร ทำให้มีการปรับราคาขายปลีกทั้งหมด 3 ครั้ง ได้แก่ วันที่ 21 เมษายน 2561 ลดลง 0.30 บาทต่อลิตร วันที่ 25 เมษายน 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร และวันที่ 1 พฤษภาคม 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งหากไม่มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ราคาขายปลีกจะสูงกว่าระดับปัจจุบัน 0.68 บาทต่อลิตร และ (3) โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซล ราคา ณ โรงกลั่น ลดลง 0.3771 บาทต่อลิตร ทำให้มีการปรับราคาขายปลีกทั้งหมด 3 ครั้ง ได้แก่ วันที่ 21 เมษายน 2561 ลดลง 0.30 บาทต่อลิตร วันที่ 25 เมษายน 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร และวันที่ 1 พฤษภาคม 2561 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร ซึ่งหากไม่มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ราคาขายปลีก จะสูงกว่าระดับปัจจุบัน 0.42 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 แนวทางการดำเนินนโยบายตามที่ กบง. ได้มีมติไว้แล้ว
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 วันที่ 11 มกราคม 2561 วันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 และวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ได้มีมติหรือมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในเรื่องต่างๆ และเสนอ กบง. เพื่อทราบหรือพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ยังมีเรื่องจำนวน 5 เรื่องที่รอดำเนินการตามที่ กบง. ได้มอบหมาย ดังนี้ (1) แนวทางการให้ความช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (2) กลไกการบริหารนโยบายพลังงาน โดยคณะกรรมการบริหารนโยบาย พลังงาน (3) การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล (4) มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานที่รอเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และ (5) โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 จากการดำเนินงานที่ผ่านมามีเรื่องที่สามารถเสนอ กบง. ได้จำนวน 2 เรื่อง ดังนี้
6.1 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 กบง. ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการพร้อมทั้งเสนอราคารับซื้อไฟฟ้าและแนวทาง การบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2561 กกพ.ได้พิจารณาเรื่องดังกล่าว โดยมีมติเห็นควรเสนอ กบง. พิจารณาโดยใช้หลักการ NPV ตามที่ กบง. มีมติเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 แต่ขอแก้ไข ดังนี้ (1) มติ กบง. ข้อ 3 ปรับปรุงการคำนวณในตารางระยะเวลา ที่ปรับลด เนื่องจากตารางระยะเวลาที่ปรับลดเดิมใช้ได้ระหว่างวันที่ 22 กันยายน 2560 – 31 ธันวาคม 2560 และให้สอดคล้องกับวันที่เริ่มใช้อัตรา FiT ดังนี้ 1) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ 2) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าแบบ Firm โดยกำหนดในวันที่ 1 ตุลาคม 2561 เป็นวันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าแบบ Firm และให้ กฟผ. นำวันดังกล่าวไปใช้คำนวณระยะเวลาปรับลด และ 3) กรณี SPP รายที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ทั้งประเภทสัญญา Firm และ Non - Firm) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ แบบ Firm ทั้งนี้ กฟผ. ได้ปรับปรุงการคำนวณตารางระยะเวลาที่ปรับลดอายุสัญญามาแล้ว (2) มติ กบง. ข้อ 4 ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ไม่ควรที่จะมีการต่ออายุสัญญาอีก และ (3) มติ กบง. ข้อ 5 ขอเพิ่มกรณีโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เมื่อเปลี่ยนสัญญาไปใช้อัตรา FiT (ประเภท Firm) ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ
2. สรุปมติ กบง. ที่ กกพ. ขอแก้ไขใหม่ ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi - Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) ทั้งนี้ โครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป ส่วนโครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm อยู่ จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ทั้งนี้อนุญาตให้โครงการ VSPP ที่เคยเปลี่ยนสัญญามาจาก SPP แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถเปลี่ยนสัญญา และ/หรือคู่สัญญา ไปเป็น SPP แบบ Firm ได้ (2) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm (3) ให้มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม ดังนี้ 1) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ 2) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าแบบ Firm โดยกำหนดในวันที่ 1 ตุลาคม 2561 เป็นวันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าแบบ Firm และให้ กฟผ. นำวันดังกล่าวไปใช้คำนวณระยะเวลาปรับลด และ 3) กรณี SPP รายที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ทั้งประเภทสัญญา Firm และ Non-Firm) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ แบบ Firm (4) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ไม่ควรที่จะมีการต่ออายุสัญญาอีก (5) ทั้งนี้ การเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT สำหรับโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้ว ให้มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm ซึ่งต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายกระแสไฟฟ้าแบบ Firm สำหรับกรณีโครงการที่ยังไม่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เมื่อเปลี่ยนสัญญาไปใช้อัตรา FiT (ประเภท Firm) ให้มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ โดยให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทำหนังสือแจ้งมติมายัง กกพ. โดยไม่ต้องรอการรับรองรายงานการประชุมของ กพช. และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้โรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป และ (6) ให้ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ เช่น เงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม การวางหลักค้ำประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน การส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า การคำนวณระยะเวลาปรับลดกรณีโครงการที่มีปัญหาด้านเทคนิคในการปฏิบัติตามสัญญา Firm เกินกว่ากรอบระยะเวลาที่กำหนด และอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลตามที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเสนอ (สกพ.) และมอบหมายให้ สกพ. ไปตรวจสอบข้อมูลเพิ่มเติม ในส่วนของ SPP ที่ได้รับผลกระทบจริงตามข้อร้องเรียนเป็นรายโครงการ รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นจากการรับซื้อไฟฟ้าของ SPP Hybrid Firm และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอีกครั้ง
6.2 การทบทวนความจำเป็นของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 13 คณะ
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2561 กบง. ได้มีการหารือเรื่อง กลไกการบริหารนโยบายพลังงานโดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ซึ่ง สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กบง. ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า คณะอนุกรรมการฯ ภายใต้ กบง. จำนวน13 คณะ ยังมีคณะที่ปฏิบัติหน้าที่อย่างต่อเนื่องอยู่ 8 คณะ ส่วนอีก 5 คณะ ไม่มีการดำเนินการประชุมตั้งแต่ปี 2559 ดังนั้น จึงขอเสนอให้ที่ประชุมฯ พิจารณายกเลิกคณะอนุกรรมการที่ไม่มีการดำเนินการ และที่ประชุมได้มีมติมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เวียนหนังสือขอความเห็นจากกรรมการ กบง. เกี่ยวกับการปฏิบัติหน้าที่ของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 13 คณะ ว่าคณะอนุกรรมการชุดใดยังคงมีความจำเป็นเพื่อช่วยในการปฏิบัติงานของ กบง. และให้รวบรวมนำเสนอ กบง. ต่อไป ซึ่งผลการเวียนถามความเห็นกรรมการ กบง. จำนวน 10 ท่าน (ไม่รวมประธานฯ) มีกรรมการแจ้งความเห็นจำนวน 6 ท่าน สรุปได้ว่า มีคณะอนุกรรมการจำนวน 8 คณะ ที่ควรปฏิบัติหน้าที่ต่อ ได้แก่ (1) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (2) คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (3) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (4) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) (5) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (6) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ (7) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล และ (8) คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้ยกเลิกคณะอนุกรรมการฯ ที่เหลือจำนวน 5 คณะ ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตพลังงานจากขยะ (2) คณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (3) คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม (4) คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ (5) คณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ยกเลิกคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน จำนวน 5 คณะ ดังนี้
1. คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตพลังงานจากขยะ
2. คณะอนุกรรมการแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมการพัฒนาการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
3. คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม
4. คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางปฏิรูปกฎหมายเกี่ยวกับกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
5. คณะอนุกรรมการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน
เรื่องที่ 7 แนวทางดำเนินการกับรถ NGV สาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 กบง. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีก NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร แบบมีเงื่อนไข โดยตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 ถึงวันที่ 15 กรกฎาคม 2559 ขอความร่วมมือให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ 13.50 บาทต่อกิโลกรัม และตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุน และขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไปและปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือสำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเดิมที่ได้รับวงเงิน 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มรถสาธารณะเดิมที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือน เป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน (2) เห็นชอบการปรับค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักตามระยะทางจริงโดยใช้อัตราค่าขนส่ง NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีหลักที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตรในการคำนวณ แต่สูงสุดไม่เกิน 4.00 บาทต่อกิโลกรัม มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยให้ ปตท. ไปร่วมหารือกับ สนพ. ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่งดังกล่าวเพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป
2. การปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้สะท้อนค่าความร้อนที่เปลี่ยนแปลงไป ตั้งแต่เดือนธันวาคม 2559 ปตท. ได้ปรับขึ้นค่าความร้อนควบคุมของ NGV ภายใต้กรอบกฎหมายปัจจุบัน จาก 35,947 บีทียูต่อกิโลกรัม เป็น 38,500 บีทียูต่อกิโลกรัม ทำให้ราคาขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปที่ได้มีการปรับลอยตัวตามต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ถูกปรับราคาให้สะท้อนค่าความร้อนที่เพิ่มขึ้นตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2559 ทั้งนี้ ปัจจุบันราคา ขายปลีก NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปอยู่ที่ 13.5681 บาทต่อกิโลกรัม ในขณะที่ราคาขายปลีกสำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก.ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ยังคงถูกกำหนดที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะไม่ได้มีการปรับให้สะท้อนค่าความร้อนที่เปลี่ยนแปลงไป ปตท. จึงมีภาระต้นทุนที่เพิ่มขึ้นนอกเหนือจากภาระส่วนลดที่รับผิดชอบอยู่เดิม ปตท. จึงมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เพื่อขอปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะให้สะท้อนค่าความร้อน NGV ที่เปลี่ยนแปลงไป เพิ่มขึ้นอีก 0.62 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2561 และ 18 เมษายน 2561 สนพ. ได้ประชุมหารือเพื่อขอความเห็นกับ ธพ. และกรมการขนส่งทางบก ซึ่งกรมการขนส่งทางบกมีความเห็นว่าจะนำเสนอต่อรัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงคมนาคมก่อนจะแจ้งความเห็นต่อ สนพ. ซึ่งปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินการของกรมการขนส่งทางบก
3. มาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ปัจจุบันมีจำนวนบัตรส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ที่ใช้งานทั้งสิ้น 86,222 ใบ มีภาระส่วนลดฯในปี 2560 เท่ากับ 2,280 ล้านบาท และภาระส่วนลดฯสะสมตั้งแต่ปี 2555 ถึงปี 2560 เท่ากับ 11,566 ล้านบาท ซึ่ง ปตท. เป็นผู้รับภาระในส่วนนี้ทั้งหมด และโครงการบัตรส่วนลดราคาขายปลีก NGV จะสิ้นสุดในวันที่ 30 มิถุนายน 2561 ตามที่กระทรวงพลังงานได้ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีกรถโดยสารสาธารณะที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม ปตท. จึงขอยุติการสนับสนุนมาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาและมีความเห็น ดังนี้ (1) การปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะขึ้นอีก 0.62 บาท ต่อกิโลกรัม เพื่อให้สะท้อนค่าความร้อนที่เปลี่ยนแปลงไป ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้วเห็นว่าการปรับราคาขายปลีกดังกล่าวไม่ส่งผลให้ต้นทุนเชื้อเพลิงของผู้ประกอบการสูงขึ้นเมื่อเทียบกับต้นทุนก่อนการปรับปรุงคุณภาพ ก๊าซ NGV (2) สำหรับมาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะของ ปตท. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วขอเสนอแนวทางการดำเนินการ 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ขอความร่วมมือ ปตท. ให้ช่วยเหลือมาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไป จนกว่าจะมีกลไกอื่นถาวรมาดูแล แนวทางที่ 2 เห็นควรให้ยุติมาตรการดังกล่าวตามที่ ปตท. เสนอ โดยให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะให้สะท้อนต้นทุนในระยะเวลา 1 ปี โดยขอความร่วมมือให้ ปตท. รับภาระส่วนลดไปจนกว่าราคาขายปลีก NGV จะสะท้อนต้นทุน และแนวทางที่ 3 เห็นควรให้ยุติมาตรการดังกล่าวตามที่ ปตท. เสนอ โดยภาครัฐหาแหล่งเงินอื่นหรือมาตรการอื่นมาช่วยเหลือต่อไป ซึ่งอาจจะใช้เงินงบประมาณแผ่นดินมาอุดหนุน ผ่านโครงการบัตรสวัสดิการแห่งรัฐของกระทรวงการคลัง โดยขอให้กระทรวงการคลังรับไปดำเนินการในส่วน ที่เกี่ยวข้องต่อไป หรือใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งวัตถุประสงค์ตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอาจจะยังไม่เอื้อให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการนี้ได้ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่ารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานอาจเสนอนายกรัฐมนตรีพิจารณาใช้อำนาจตาม ม. 44 ของรัฐธรรมนูญเพื่อให้สามารถใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายเป็นเงินอุดหนุนชดเชย NGV สำหรับกลุ่มรถโดยสารสาธารณะ และมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการในส่วนของบัตรส่วนลด และให้กระทรวงพลังงาน เป็นผู้ตรวจสอบและเบิกจ่ายเงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่ ปตท.
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ จากเดิมอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และขอให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ประชาสัมพันธ์ชี้แจงและสร้างความเข้าใจให้ผู้บริโภคได้รับทราบอย่างทั่วถึง
2. ขอความร่วมมือให้ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขตกรุงเทพฯ/ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 1 ปี นับตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และเมื่อครบ 1 ปีแล้วให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน
เรื่องที่ 8 แนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20)
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีความผันผวนและสถานการณ์น้ำมันปาล์มดิบมีภาวะล้นตลาดกระทรวงพลังงานจึงมีแนวทางการช่วยเหลือโดยส่งเสริมให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซล B20 ให้กับรถเฉพาะกลุ่ม โดยมีเป้าหมายในการจำหน่ายอยู่ที่ร้อยละ 25 ของปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B7 ในปัจจุบัน ดังนั้น กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จึงได้ประมาณการความต้องการใช้จากจำนวนผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 จำนวน 5 ราย ที่แจ้งความประสงค์เข้าร่วมโครงการเพื่อจำหน่ายให้กับผู้ประกอบการ fleet รถบรรทุก จำนวน 22 ราย โดยมีปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ที่ 3.056 ล้านลิตรต่อเดือน (0.101 ล้านลิตรต่อวัน) ส่งผลให้สามารถดูดซับ B100 ได้เพิ่มขึ้นจากเดิม 0.013 ล้านลิตรต่อวัน (เทียบเท่า CPO 11 ตันต่อวัน หรือ 330 ตันต่อเดือน) โดยเป้าหมายของโครงจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B20) อยู่ที่ร้อยละ 25 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งจะอยู่ที่ประมาณ 16 ล้านลิตรต่อวัน ส่งผลให้สามารถดูดซับ B100 ได้เพิ่มขึ้นจากเดิม 2.1 ล้านลิตรต่อวัน (เทียบเท่า CPO 1,800 ตันต่อวัน หรือ 54,000 ตันต่อเดือน)
2. ธพ. และ สนพ. ได้มีการหารือกับกรมสรรพสามิตและสำนักงานเศรษฐกิจการคลังเกี่ยวกับการกำหนดอัตราภาษีสรรสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 รวมถึงได้มีการหารือกับผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เกี่ยวกับการสนับสนุนโครงการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ในรถบรรทุกขนาดใหญ่ ซึ่งสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) อัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ปัจจุบันหลักการกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิง จะเก็บเฉพาะน้ำมันที่ผลิตจากฟอสซิล ในส่วนน้ำมันที่ได้จากเชื้อเพลิงชีวภาพ (เอทานอล ไบโอดีเซล) จะได้รับการยกเว้นภาษี ซึ่งปัจจุบันอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ถูกกำหนดไว้ที่อัตรา 5.85 บาทต่อลิตร ดังนั้น เพื่อให้คงหลักการเดิมในการกำหนดอัตราภาษี การปรับสัดส่วนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้มีสัดส่วนไบโอดีเซล (B100) เพิ่มมากขึ้นจากร้อยละ 7 เป็นร้อยละ 20 นั้น จะทำให้ปริมาณน้ำมันดีเซลที่ผสมจากเดิมร้อยละ 93 ลดลงเป็นร้อยละ 80 เมื่อคำนวณอัตราภาษีสรรพสามิตตามสัดส่วนน้ำมันดีเซลแล้วจะทำให้อัตราภาษีสรรพสามิต จาก 5.85 บาทต่อลิตร ลดลงอยู่ที่ 5.0323 บาทต่อลิตร (2) ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ปัจจุบันราคา ไบโอดีเซลอยู่ที่ 23.40 บาทต่อลิตร ราคาดีเซลหมุนเร็วพื้นฐานอยู่ที่ 17.44 บาทต่อลิตร ทำให้ต้นทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) อยู่ที่ 17.83 บาทต่อลิตร ในขณะที่ผู้ค้าน้ำมันกำหนดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ที่ 28.29 บาท ต่อลิตร ถ้าภาครัฐสนับสนุนให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 จะทำให้ต้นทุนอยู่ที่ 18.63 บาทต่อลิตร ซึ่งมีต้นทุนสูงกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ประมาณ 0.80 บาทต่อลิตร แต่เนื่องจากปัจจุบันน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ยังไม่ได้รับการยอมรับจากสมาคมยานยนต์และกรมธุรกิจพลังงานยังไม่มีประกาศคุณลักษณะน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 อีกทั้งรถที่ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 จะมีค่าใช้จ่ายเปลี่ยนถ่ายน้ำมันเครื่อง การสึกหรอของเครื่องยนต์ที่สูงกว่าการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ดังนั้น เพื่อส่งเสริมให้มีการเริ่มจำหน่าย ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ในรถบรรทุกขนาดใหญ่ รัฐควรสร้างแรงจูงใจด้านราคา โดยแบ่งเป็น 2 ช่วง ดังนี้ ช่วง 1 เริ่มต้น กำหนดให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) ประมาณ 3 บาทต่อลิตร คาดว่าการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 จะอยู่ที่ 1.5 ล้านลิตรต่อวัน และช่วง 2 การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 มากกว่า 1.5 ล้านลิตร ต่อวัน ให้กำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) แปรผันตามอัตราการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 โดยลดส่วนต่างราคาลงจาก 3 บาทต่อลิตร เหลือ 0.82 บาทต่อลิตร (เท่ากับอัตราภาษี สรรพสามิตที่ลดลง) และ (3) กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (B7) จะใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการราคา โดยกำหนดวงเงินในการสนับสนุนไม่เกิน 3,000 ล้านบาท ซึ่งหากมีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ประมาณร้อยละ 5 ของการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (3 ล้านลิตรต่อวัน) กองทุนน้ำมันฯจะสามารถดูแลประมาณ 3 ปี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานและสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. เห็นชอบหลักการ การกำหนดอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานประสานกับกระทรวงการคลัง ไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
กบง. ครั้งที่ 55 - วันศุกร์ที่ 20 เมษายน 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2561 (ครั้งที่ 55)
เมื่อวันศุกร์ที่ 20 เมษายน 2561 เวลา 11.00 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2. รายงานความเคลื่อนไหวราคาก๊าซ LPG ในรอบเดือนเมษายน 2561
3. หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ทีม Prism บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบและราคาก๊าซ LNG ในตลาดโลกให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ ราคาน้ำมันดิบในช่วงเดือนเมษายน 2561 มีทิศทางปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นจากเดือนก่อนหน้า เนื่องจากเหตุความไม่สงบในประเทศซีเรีย การลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบของกลุ่มโอเปค แต่ทั้งนี้ยังมีปัจจัยที่อาจส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวลดลง ได้แก่ สงครามทางการค้า (Trade War) ระหว่างประเทศสหรัฐฯ กับประเทศจีน และการผลิตน้ำมันดิบจาก Shell Oil มีปริมาณเพิ่มขึ้น ส่วนปัจจัยที่ควรจับตามอง ได้แก่ การหารือด้านเศรษฐกิจระหว่างผู้นำของเกาหลีเหนือและเกาหลีใต้ และผลการตัดสินใจของประธานาธิบดีของประเทศสหรัฐฯ ในวันที่ 12 พฤษภาคม 2561 ว่าจะมีการลงนามสนับสนุน (Sanction) ประเทศอิหร่านต่อไปหรือไม่ โดยภาพรวมคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยในปี 2561 จะอยู่ที่ประมาณ 57 - 62 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนราคา ก๊าซ LNG ในช่วงเดือนเมษายน 2561 มีทิศทางปรับลดลงจากเดือนก่อนหน้า เนื่องจากปริมาณความต้องการของประเทศญี่ปุ่นลดลงภายหลังจากมีการเปิดโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ประเทศสหรัฐเพิ่มปริมาณการผลิต และโครงการผลิตก๊าซ LNG ในหลายประเทศซ่อมบำรุงแล้วเสร็จ แต่ทั้งนี้คาดการณ์ในช่วงเดือนพฤษภาคม 2561 ราคาก๊าซ LNG จะปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากความต้องการของประเทศเกาหลีและทวีปยุโรปเพิ่มสูงขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานความเคลื่อนไหวราคาก๊าซ LPG ในรอบเดือนเมษายน 2561
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ เรื่อง การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้ (1) เปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo (FOB Arab Gulf) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทนโดย ราคานำเข้า เท่ากับ LPG cargo บวก X (ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า) (2) กำหนดเพดานการอุดหนุนราคาก๊าซ LPG (Subsidy Cap) โดยจำกัดปริมาณเงินการชดเชยราคาสูงสุดในแต่ละเดือนให้ไม่เกินร้อยละ 5 ของฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเดิม (ทั้งบัญชีน้ำมันและบัญชี LPG) (3) ปรับกลไกการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณด้วยโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นการใช้ราคาขายปลีกของผู้ค้าแทน ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2560 มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณโครงสร้างราคาก๊าซ LPG กรณีที่ราคานำเข้าแตกต่างจากต้นทุนโรงแยกก๊าซฯ เกินกว่า 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ดังนี้ อัตราเงินสำหรับก๊าซที่ผลิตโดยโรงแยกก๊าซธรรมชาติ 1 - 6 ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) หรือ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) ใช้สูตร อัตราเงิน เท่ากับ ราคานำเข้า ลบ (ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติ + กรอบราคาสำหรับกำกับการแข่งขัน)
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนเมษายน 2561 สรุปได้ดังนี้ (1) ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 523,196 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 528,986 ตัน ทำให้มีส่วนที่ขาด อยู่ประมาณ 5,789 ตัน ซึ่งจะถูกชดเชยด้วยการนำเข้า โดยมีปริมาณการนำเข้าอยู่ที่ประมาณ 44,000 ตัน ส่วนการส่งออกจากปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 31,300 ตัน (2) สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในเดือนเมษายน 2561 ราคาก๊าซ LPG (CP) อยู่ที่ 472.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาไม่เปลี่ยนแปลงจาก เดือนมีนาคม 2561 ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยวันที่ 1-16 เมษายน 2561 อยู่ที่ 447.42 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 6.60 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาก๊าซ LPG นำเข้า (LPG cargo + X) เฉลี่ยวันที่ 1-16 เมษายน 2561 อยู่ที่ 15.7616 บาทต่อกิโลกรัม ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 0.0477 บาทต่อกิโลกรัม ส่วนต้นทุนราคาก๊าซ LPG จากกลุ่มโรงแยกฯ (เดือนกุมภาพันธ์ – เมษายน 2561) ได้แก่ ต้นทุนของโรงแยก ก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ 13.6242 บาทต่อกิโลกรัม (434.13 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) ต้นทุนของบริษัท ปตท. สผ. สยาม จำกัด อยู่ที่ 14.84 บาทต่อกิโลกรัม (472.80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และต้นทุนของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 14.84 บาทต่อกิโลกรัม (472.80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) และอัตราแลกเปลี่ยนเฉลี่ยวันที่ 1-16 เมษายน 2561 อยู่ที่ 31.3808 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นจากเดือนก่อนที่ 0.0565 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ
3. การคำนวณโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) วันที่ 1-16 เมษายน 2561 ปรับลดลง 0.0477 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.8093 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.7616 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ สนพ. ได้ออกประกาศ กบง. ฉบับที่ 22, 24, 25 พ.ศ. 2561 เรื่องการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนกองทุนสำหรับก๊าซตามหลักเกณฑ์ การคำนวณโครงสร้างราคาก๊าซ โดยต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) ในช่วงสัปดาห์ที่ 2 (วันที่ 10 เมษายน 2561) อยู่ที่ 14.8380 บาทต่อกิโลกรัม (472.8716 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เมื่อบวกกับอัตราเงินสำหรับส่งเสริมให้เกิดการแข่งขัน ที่ 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กรอบการกำหนดเพดานราคาขั้นสูงของ โรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัทยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อยู่ที่ 15.5080 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งสูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) 0.0593 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ เนื่องจากอยู่ในกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขัน กองทุนน้ำมันฯ จึงไม่เข้าไปยุ่ง เพื่อเป็นการส่งเสริมการแข่งขันเสรีในธุรกิจก๊าซ LPG ซึ่งส่งผลให้การกำหนดอัตราเงินกองทุนสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร โดยโรงแยก ก๊าซธรรมชาติ ของบริษัท ยูเอซี โกลบอล จำกัด (มหาชน) อำเภอกงไกรลาศ จังหวัดสุโขทัยที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเท่ากับศูนย์
4. จากการคำนวณอัตราเงินเข้ากองทุนดังกล่าวข้างต้นส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ เดือนเมษายน 2561 ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ#1) มีรายรับ 150.18 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่าย ภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 618.65 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายสุทธิ 468.47 ล้านบาทต่อเดือน และจากการเปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้า เป็นการอ้างอิงด้วยราคา LPG Cargo (LPG Cargo +X) จากข้อมูล Spot Cargo (FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ (กองทุน#2) ไม่มีการเปลี่ยนแปลง และราคาขายปลีกมีการเปลี่ยนแปลง 2 ครั้ง ในสัปดาห์ที่ 1 อยู่ที่ 20.62 บาทต่อกิโลกรัม และสัปดาห์ที่ 2 อยู่ที่ 19.89 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับมติ กบง. ที่มอบหมายให้ผู้ค้ามาตรา 7 แจ้งราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคขนส่งต่อ สนพ. ผลปรากฏว่า ผู้ค้าก๊าซ LPG จำนวน 11 บริษัท แจ้งการเปลี่ยนแปลงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ซึ่งมีรายละเอียดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังและราคาขายปลีกก๊าซ LPG สถานีบริการบรรจุถัง แสดงอยู่บนหน้าเว็บไซด์ สนพ.
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้รับทราบหลักเกณฑ์ การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมัน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและ แผนพลังงาน (สนพ.) ทบทวนและนำเสนอในการประชุม กบง. ครั้งถัดไป ต่อมาเมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลงชนิดละ 0.15 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี และมอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2561 เพื่อให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป
2. ผลการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง พบว่า แนวทางการปรับปรุงการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามวิธีปัจจุบัน (Import Parity) มีดังนี้
2.1 ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง จากการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2561 คณะกรรมการเห็นด้วยกับหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ ดังนี้ (1) ราคา FOB ให้ใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก 2 วันย้อนหลัง โดยน้ำมันเบนซินอ้างอิง MOPS EURO 3 และน้ำมันดีเซลอ้างอิง MOPS EURO 4 (2) ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย (อ้างอิงอัตรา World Scale) ให้ใช้ AFRA ของเรือขนาด LR1 และคำนวณอัตราค่าขนส่งในแบบ long term charter โดยใช้ค่าขนส่งทางเรือสิงคโปร์-ศรีราชา (3) ค่าประกันภัย ใช้อัตราร้อยละ 0.084 ของ C&F เท่าเดิม (4) ค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่ง ใช้อัตราร้อยละ 0.3 ของ CIF ของน้ำมันทุกชนิด (5) ค่าเสียเวลาเรือ ให้ยกเลิกทั้งหมด (6) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน น้ำมันเบนซิน 95 และเบนซิน 91 อยู่ที่ 2.46 และ 0.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนน้ำมันดีเซลให้ยกเลิก (7) ค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง ให้อยู่ที่ 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) (8) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ให้มีค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา-กรุงเทพฯ ตามจริง (0.77 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรลหรือประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร) (9) ค่าปรับอุณหภูมิเป็น 86 องศาฟาเรนไฮต์ คงเดิมตามอัตราปัจจุบัน คือ น้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาอยู่ที่ 0.9814 0.9810 0.9870 และ 0.9896 ตามลำดับ และ (10) ค่าใช้จ่ายการผสมเอทานอลและไบโอดีเซล ให้ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงไปและนำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐานเป็นศูนย์จนกว่าผู้ค้าจะส่งข้อมูลมายืนยัน โดยเมื่อวันที่ 4 เมษายน 2561 กลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียมได้มีหนังสือถึง สนพ. โดยเสนอให้ภาครัฐไม่ต้องมีการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งราคา ณ โรงกลั่นน้ำมัน และราคาขายปลีกหน้าสถานีบริการ โดยให้ระบบราคาน้ำมันเชื้อเพลิงมีการแข่งขันอย่างเสรีและเป็นธรรม ให้แนวทางการตั้งราคาของโรงกลั่นเป็นไปตามกลไกตลาดที่สะท้อนตามอุปสงค์และอุปทานของตลาด โดยมีเหตุผลสรุปได้ดังนี้ (1) ตามหลักการนโยบายปล่อยลอยตัวราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและเปิดเสรีโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2534 ส่งเสริมให้มีการแข่งขันในประเทศอย่างเป็นรูปธรรม พร้อมทั้งเปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกน้ำมัน (2) การตั้งสมมติฐานการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นไม่สะท้อนความเป็นจริงของกลไกตลาด อาจเกิดความเสี่ยงและมีผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ เนื่องจากโรงกลั่นในประเทศขาดแรงจูงใจในการลงทุนปรับปรุงและเพิ่มประสิทธิภาพการผลิต อาจก่อให้เกิดการขาดแคลนในภาวะเศรษฐกิจขยายตัวความต้องการใช้น้ำมันเพิ่มสูงขึ้น หากผู้ค้าน้ำมันประสบภาวะขาดทุนและเลิกกิจการจะส่งผลให้การแข่งขันในตลาดลดลงและเกิดการผูกขาด และ (3) กลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นฯ ขอให้ สนพ. งดการเผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันที่ไม่สอดคล้องกับหลักการของกลไกตลาดการค้าเสรีเพื่อเสริมสร้างความมั่นใจต่อผู้ลงทุนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย โดยข้อเสนอปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง มีดังนี้ (1) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 เท่ากับ (1-X1) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 95 + (Y1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984)] + (X1) ของราคาเอทานอล (2) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 เท่ากับ (1-X2) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 91 + (Y2 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน/ 158.984)] + (X2) ของราคาเอทานอล (3) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 เท่ากับ (1-X3) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 95 + (Y3 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X3) ของราคาเอทานอล (4) น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 เท่ากับ (1-X4) ของราคาเบนซินออกเทน 95 + (X4) ของราคาเอทานอล (5) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย เท่ากับ (MOPS Gasoil 50 ppm + พรีเมียม) ที่ 60 องศาฟาเรนไฮต์ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 (6) น้ำมันเตา 600 (2%S) FO 600 (2%S)t เท่ากับ [(FO 180 (2%)t x 0.836) + MOPS Gasoil 50 ppm) x 0.164] x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984 และ (7) น้ำมันเตา 1500 (2%S) FO 1500 (2%S)t เท่ากับ FO 180 (2%)t x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984
2.2 ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง จากการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2561 ผู้ตรวจราชการกระทรวงพาณิชย์ (นายสมศักดิ์ เกียรติชัยลักษณ์) ได้เสนอความเห็นว่า หมวดค่าใช้จ่ายดำเนินการของ ผู้ค้ามาตรา 7 ในรายการค่าจ้างและสวัสดิการและค่าใช้จ่ายสำนักงาน จากเดิม (เสนอ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559) ให้ที่ 0.15 บาทต่อลิตร เสนอให้ปรับเป็น 0.24 บาทต่อลิตร ซึ่งเพิ่มขึ้น 0.09 บาทต่อลิตร หรือร้อยละ 60 และจากเหตุผลที่ว่าธุรกิจน้ำมันต้องอาศัยบุคลากรที่มีความเชี่ยวชาญนั้น เห็นว่ามีการใช้ผู้เชี่ยวชาญมานานแล้วไม่ได้เพิ่งมาใช้เมื่อ 1-2 ปีที่ผ่านมา ดังนั้น จึงไม่สมเหตุสมผลที่จะปรับเพิ่มขึ้นถึง 0.09 บาทต่อลิตรจากปี 2559 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้ปรับปรุงรายการค่าจ้างและสวัสดิการและค่าใช้จ่ายสำนักงานให้ลดลง 0.07 บาทต่อลิตร จากเดิมที่เสนอ 0.24 บาทต่อลิตร เหลือ 0.17 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงอยู่ที่ 1.85 บาทต่อลิตร ซึ่งจากผลการศึกษาค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง พบว่า ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมันฯ เท่ากับ 0.89 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้ามาตร 7 เท่ากับ 0.47 บาทต่อลิตร และค่าลงทุนสถานีบริการเท่ากับ 0.49 บาทต่อลิตร ดังนั้น ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่ได้จะเท่ากับ 1.85 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จะมีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณ ค่าการตลาดน้ำมันทุกๆ 4 ปี ตามการเปลี่ยนแปลงราคาประเมินที่ดินของสำนักประเมินราคาทรัพย์สิน กรมธนารักษ์
2.3 เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลงชนิดละ 0.15 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี โดย สนพ. ได้ดำเนินการเรื่องประกาศ กพช. โดยให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 เป็นต้นไป
3. ผลจากการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงและอัตรากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พบว่า หากมีการทบทวนหลักเกณฑ์ตามผลการศึกษา ที่เสนอจะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นฯของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับลดลงประมาณ 0.41 บาทต่อลิตร และค่าการตลาดน้ำมันปรับเพิ่มขึ้นประมาณ 0.28 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้โครงสร้างราคาน้ำมันสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้นเหมาะสมกับสภาวะตลาดในปัจจุบัน มีความโปร่งใสและเป็นธรรมต่อทุกภาคส่วนและเกิดประสิทธิภาพต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวม โดยเมื่อประกอบกับการปรับลดอัตรากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานลง 0.15 บาท ต่อลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลงได้ประมาณ 0.30 บาทต่อลิตร และจากการปรับค่าใช้จ่ายทั้งหมดจะได้ว่าราคา ณ โรงกลั่นน้ำมัน ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 ลดลงจากปัจจุบัน 0.43 บาทต่อลิตร และราคา ณ โรงกลั่นน้ำมัน ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ลดลงจากปัจจุบัน 0.61 บาทต่อลิตร เมื่อคำนวณตามร้อยละการผสมจริง (น้ำมันเบนซินพื้นฐานร้อยละ 91 และเอทานอลร้อยละ 9) ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้ใช้ MOPS Gasoil 50 ppm แทน MOPS Gasoil 500 ppm ในการคำนวณราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย เนื่องจาก Platts ซึ่งเป็นหน่วยงานที่ให้บริการราคาอ้างอิง ได้ประกาศราคา Gasoil 50 ppm มาเป็นหลายปีแล้ว และราคา Gasoil 50 ppm ที่ประกาศก็สอดคล้องกับการเคลื่อนไหวของราคา Gasoil 500 ppm อีกทั้งส่วนต่างของราคาก็ไม่เปลี่ยนแปลงมากจนผิดสังเกตจึงไม่มีความจำเป็นที่จะอ้างอิงราคา Gasoil 500 ppm แล้วนำมาคำนวณค่าปรับคุณภาพให้ยุ่งยากอีกต่อไป ดังนั้นราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงฯ จะสูงขึ้น 0.0194 บาทต่อลิตร ขณะที่ค่าพรีเมียมจะปรับลดลง 0.4310 บาทต่อลิตร และราคา ณ โรงกลั่นน้ำมัน ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลงจากปัจจุบัน 0.41 บาทต่อลิตร เมื่อคำนวณตามร้อยละการผสมจริง (น้ำมันดีเซลพื้นฐานร้อยละ 93.5 และไบโอดีเซลร้อยละ 6.5)ซึ่งจากโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง จะเห็นว่าเมื่อปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น และค่าการตลาดรวมทั้งอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 20 เมษายน 2561 ลดลง 0.30 บาทต่อลิตร ทั้งนี้การเผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงผ่านเว็บไซต์ สนพ. จะเสนอเฉพาะส่วนที่เป็นราคาขายส่ง โดยไม่ต้องมีการแสดงค่าการตลาด แต่ให้มีการใช้ค่าการตลาดเฉพาะ ในหน่วยงานภาครัฐ เพื่อไม่ให้เกิดความสับสนและชี้นำตลาด สำหรับผู้บริโภคหรือประชาชนทั่วไปยังคงสามารถเข้าดูราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละแบรนด์ผ่านทางเว็บไซต์ สนพ. เช่นเดิม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 | = (1-X1) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 95 + (Y1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X1) ของราคาเอทานอล |
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 | = (1-X2) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 91 + (Y2 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X2) ของราคาเอทานอล |
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 | = (1-X3) ของ [ราคาเบนซินออกเทน 95 + (Y3 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X3) ของราคาเอทานอล |
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 | = (1-X4) ของราคาเบนซินออกเทน 95 + (X4) ของราคาเอทานอล |
โดยที่ | |
X1 | = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 95 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
Y1 | = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 95 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
X2 | = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 91 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
Y2 | = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 91 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
X3 | = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
Y3 | = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
X4 | = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
เอทานอล | = ราคาเอทานอลแปลงสภาพ ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ |
เบนซินออกเทน 95 | = (ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 |
โดยที่ | |
พรีเมียม | = ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน 2.46 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล + ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือขนาด LR1 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าขนส่งทางท่อ (ศรีราชา – กรุงเทพฯ) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล |
เบนซินออกเทน 91 | = (ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 |
โดยที่ | |
พรีเมียม | = ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน 0.26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล + ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือขนาด LR1 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าขนส่งทางท่อ (ศรีราชา – กรุงเทพฯ) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล |
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว | = (1-X5) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X5) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน |
โดยที่ | |
X5 | = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน |
ไบโอดีเซล | = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (บาทต่อลิตร) เห็นชอบ |
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว อ้างอิงราคากลางของ ตลาดภูมิภาคเอเชีย | = (MOPS Gasoil 50 ppm + พรีเมียม) ที่ 600F x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 |
โดยที่ | |
พรีเมียม | = ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือขนาด LR1 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าขนส่งทางท่อ (ศรีราชา – กรุงเทพฯ) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล |
น้ำมันเตา 600 (2%S) | |
FO 600 (2%S)t | = [(FO 180 (2%)t x 0.836) + MOPS Gasoil 50 ppm) x 0.164] x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984 |
โดยที่ FO 180 (2%)t | = ราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t โดยคำนวณจาก 2 คูณด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-1 บวกด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-2 แล้วหารด้วย 3 |
FO 180 (2%) | = คำนวณจากราคาน้ำมันเตาชนิด FO 180 CST 2.0% (อ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย) ที่ต่ำสุดบวกด้วยราคาที่สูงสุดในวันนั้นๆ แล้วหารด้วย 13.1784 |
น้ำมันเตา 1500 (2%S) | |
FO 1500 (2%S)t | = FO 180 (2%)t x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984 |
โดยที่ FO 180 (2%)t | = ราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t โดยคำนวณจาก 2 คูณด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-1 บวกด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-2 แล้วหารด้วย 3 |
FO 180 (2%) | = คำนวณจากราคาน้ำมันเตาชนิด FO 180 CST 2.0% (อ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย) ที่ต่ำสุดบวกด้วยราคาที่สูงสุดในวันนั้นๆ แล้วหารด้วย 13.1784 |
2. เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมที่ 1.85 บาทต่อลิตร โดยจะมีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันทุกๆ 4 ปี ตามการเปลี่ยนแปลงราคาประเมินที่ดินของสำนักประเมินราคาทรัพย์สิน กรมธนารักษ์ กระทรวงการคลัง
3. ขอความร่วมมือมิให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 สื่อสารผ่านช่องทางใดๆ ก่อนที่จะมีการปรับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงหน้าสถานีบริการ
4. ขอความร่วมมือกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ติดตามตรวจสอบกรณีผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 ให้ข่าวการปรับเพิ่มหรือปรับลดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงล่วงหน้า หรือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 ตั้งแต่ 2 รายขึ้นไป ปรับราคาในอัตราที่เท่ากันในเวลาเดียวกันอาจเข้าข่ายการกระทำผิดที่ไม่สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของนโยบายการส่งเสริมการแข่งขัน รวมทั้งอาจจะไม่ตรงกับเจตนารมณ์ของพระราชบัญญัติการแข่งขัน ทางการค้า พ.ศ 2560 เพื่อให้กลไกในธุรกิจการค้าน้ำมันเชื้อเพลิงสะท้อนการแข่งขันที่โปร่งใสและเป็นธรรมมากที่สุด