![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
โครงสร้างราคาขายปลีกน้ำมัน 24 พฤศจิกายน 2554
ประกาศกบง.ฉบับที่ 117 พ.ศ. 2557
ประกาศกบง.ฉบับที่ 106 พ.ศ. 2557
ประกาศกบง.ฉบับที่ 137 พ.ศ. 2557
ประกาศกบง.ฉบับที่ 125 พ.ศ. 2557
ครั้งที่ 18 - วันจันทร์ ที่ 5 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2550
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2550 (ครั้งที่ 18)
วันจันทร์ที่ 5 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2550 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. การปรับปรุงโครงสร้างราคาเอทานอลเพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์
2. การปรับปรุงโครงสร้างราคาไบโอดีเซลเพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ปี 2549 - มกราคม 2550)
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การปรับปรุงโครงสร้างราคาเอทานอลเพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์การผลิตและจำหน่ายเอทานอลในปี 2550 เป็นต้นไป จะมีแนวโน้มปริมาณการผลิตมากกว่าปริมาณความต้องการ ทั้งในกรณีที่กำหนดให้มีการเปลี่ยนน้ำมันเบนซิน 95 เป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ให้ได้ทั้งหมดและในกรณีที่มีการกำหนดให้ใช้เอทานอลใกล้เคียงกับความต้องการจริง และจากราคาเอทานอลที่อยู่ในระดับสูง ได้ส่งผลกระทบให้ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ต่ำกว่าน้ำมันเบนซิน 95 อยู่ 0.3187 บาท/ลิตร และการที่น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 มีค่าการตลาดต่ำ ในขณะที่รัฐบาลยังไม่มีนโยบายยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ทำให้ผู้ค้าน้ำมันไม่มีแรงจูงใจในการเร่งเพิ่มปริมาณการจำหน่ายแก๊สโซฮอล์ 95 และยังคงจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ในระดับเดิมต่อไป ประกอบกับ ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ถูกกว่า น้ำมันเบนซิน 91 เพียงลิตรละ 1 บาท ซึ่งยังไม่เป็นที่จูงใจให้ประชาชนเปลี่ยนมาใช้แก๊สโซฮอล์ 91 เพิ่มมากขึ้น
2. คณะอนุกรรมการเอทานอลได้มีการประชุมหารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้มีมติเห็นชอบการปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอลเพื่อให้สะท้อนราคาตลาดโลก ดังนี้
ราคาเอทานอล = ราคาเอทานอลตลาดบราซิล + Freight + Insurance + Loss + Survey
ราคาเอทานอล ตลาดบราซิล | = | อ้างอิงราคาเอทานอล FOB ตลาด Brazilian Commodity Exchange Sao Paulo ประเทศบราซิล จาก Reuters, Alcohol Fuel - Front Month Continuation ที่มีการซื้อขายในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป |
Freight | = | 1) ค่าขนส่งเอทานอลภายในประเทศบราซิลจาก Sao Paulo ไป Santos คิดราคาตามที่เกิดขึ้นจริง (ราคา FOB Santos จาก JJ&A - FOB Sao Paulo ) โดยใช้ข้อมูลในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป 2) ค่าขนส่งเอทานอลทางเรือจากประเทศบราซิลมาไทยคิดที่ขนาดบรรทุก 30,000 ตันใช้ข้อมูลจาก Ship brokers จำนวน 3 ราย โดยใช้ข้อมูลของไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป |
Insurance | = | ค่าประกันภัย 0.0134% ของมูลค่า CFR |
Loss | = | ค่า Loss 0.20 % ของมูลค่า CIF |
Survey | = | 0.008 บาท/ลิตร (คงที่) |
อัตราแลกเปลี่ยน | = | อัตราแลกเปลี่ยน Selling rate จาก 1) dollar real => US dollar เป็นรายวัน ในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน 2) US dollar => Baht เป็นรายวัน ในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน อ้างอิงธนาคารแห่งประเทศไทย นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดอัตราแลกเปลี่ยนไตรมาสถัดไป |
การดำเนินการอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
- การตกลงราคาซื้อขายเอทานอลอ้างอิงตามหลักการข้างต้นโดยพิจารณาช่วงของไตรมาส เช่น ใช้ ข้อมูลไตรมาส 4 ปี 2549 สำหรับกำหนดราคาไตรมาส 1 ปี 2550
- การชำระเงินพิจารณาจากวันที่มีการส่งมอบของตามที่ระบุในสัญญา เช่น กรณีทำสัญญาซื้อขายในเดือนมีนาคม 2550 แต่กำหนดส่งมอบเดือนมีนาคม - เมษายน 2550 ดังนั้นสินค้าที่ส่งมอบเดือนมีนาคมใช้ราคาซื้อขายที่อ้างอิงข้อมูลไตรมาส 4 ปี 2549 สำหรับสินค้าที่ส่งมอบเดือนเมษายน 2550 ใช้ราคาซื้อขายที่อ้างอิงข้อมูลไตรมาส 1 ปี 2550
- หากไม่มีการส่งมอบสินค้า จะมีกำหนดบทปรับที่คู่สัญญาเห็นชอบร่วมกันแล้วแต่กรณี และกรณีฝากสินค้าโดยเลื่อนการส่งมอบให้มีการเจรจาเป็นกรณีๆ ไป
3. เพื่อส่งเสริมและจูงใจให้ผู้ค้าน้ำมันจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์มากขึ้น จึงควรกำหนดให้ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล์อยู่ในระดับที่ไม่น้อยกว่าค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน โดยใช้อัตรากองทุนน้ำมันฯ เป็น กลไกในการรักษาระดับค่าการตลาดแก๊สโซฮอล์ โดยใช้หลักการ ดังนี้
3.1 กำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ 1.50 บาท/ลิตร และฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 1.00 บาท/ลิตร
- กำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ 1.50 บาท/ลิตร
3.2 กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของแก๊สโซฮอล์ ดังนี้
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์ก่อน + [ค่าการตลาดแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์ก่อน - ค่าการตลาดเบนซิน 95 สัปดาห์ก่อน] |
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์ก่อน + [ค่าการตลาดแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์ก่อน - ค่าการตลาดเบนซิน 91 สัปดาห์ก่อน] |
หมายเหตุ : | 1) ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ได้มาจากการคำนวณราคาตามหลักเกณฑ์ ค่าการตลาด = ราคาขายปลีก - ราคา ณ โรงกลั่น - ภาษี - กองทุน 2) ราคาขายปลีก = ราคาขายปลีก ณ กทม. ของ ปตท. 3) สูตรราคา ณ โรงกลั่นไทย เป็นดังนี้ - ราคาเบนซินออกเทน 95 = (ราคา MOP ULG 95 + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 ใช้ Conversion factor 600 F / 860F และ พรีเมียม ที่ประกาศโดยโรงกลั่นไทยออยล์ ราคาน้ำมันสำเร็จรูปเป็น MOPS (Mean of Platt's Singapore) |
3.3 การกำหนดราคาขายปลีกแก๊สโซฮอล์ 91 เพื่อเพิ่มแรงจูงใจให้ประชาชนเปลี่ยนมาใช้ จึงควรกำหนดให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ถูกกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 91 ลิตรละ 1.50 บาท เช่นเดียวกับ น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95
4. จากการใช้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยใช้ประมาณการของปริมาณการผลิตเอทานอลที่ผลิตได้ในปี 2550 จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงประมาณ 1,763 ล้านบาท มีผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ชำระหนี้ได้ช้าลงประมาณ 1 เดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอล ดังนี้
ราคาเอทานอล = ราคาเอทานอลตลาดบราซิล + Freight + Insurance + Loss + Survey
โดย ราคาเอทานอล ตลาดบราซิล |
= | อ้างอิงราคาเอทานอล FOB ตลาด Brazilian Commodity Exchange Sao Paulo ประเทศบราซิล จาก Reuters, Alcohol Fuel - Front Month Continuation ที่มีการซื้อขายในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป |
Freight | = | 1) ค่าขนส่งเอทานอลภายในประเทศบราซิลจาก Sao Paulo ไป Santos คิดราคาตามที่เกิดขึ้นจริง (ราคา FOB Santos จาก JJ&A FOB Sao Paulo) โดยใช้ข้อมูลในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป |
2) ค่าขนส่งเอทานอลทางเรือจากประเทศบราซิลมาไทยคิดที่ขนาดบรรทุก 30,000 ตัน ใช้ข้อมูลจาก Ship brokers จำนวน 3 ราย โดยใช้ข้อมูลของไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป | ||
Insurance | = | ค่าประกันภัย 0.0134% ของมูลค่า CFR |
Loss | = | ค่า Loss 0.20 % ของมูลค่า CIF |
Survey | = | 0.008 บาท/ลิตร (คงที่) |
อัตราแลกเปลี่ยน | = | อัตราแลกเปลี่ยน Selling rate จาก 1) dollar real => US dollar เป็นรายวัน ในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน 2) US dollar => Baht เป็นรายวัน ในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน อ้างอิงธนาคารแห่งประเทศไทยนำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดอัตราแลกเปลี่ยน ไตรมาสถัดไป |
จากหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอลดังกล่าว ให้นำไปใช้เป็นเกณฑ์ในการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
2. เห็นชอบให้กำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ 1.50 บาท/ลิตร และฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 1.00 บาท/ลิตร
3. เห็นชอบแนวทางการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเป็นกลไกในการรักษาระดับค่าการตลาดของน้ำมัน แก๊สโซฮอล์ตามหลักเกณฑ์ดังนี้
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์ก่อน +[ค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์ก่อน - ค่าการตลาดน้ำมันเบนซิน 95 สัปดาห์ก่อน] |
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์ก่อน +[ค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์ก่อน - ค่าการตลาดน้ำมันเบนซิน 91 สัปดาห์ก่อน] |
หมายเหตุ : | 1) ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ได้มาจากการคำนวณราคาตามหลักเกณฑ์ ค่าการตลาด = ราคาขายปลีก - ราคา ณ โรงกลั่น - ภาษี - กองทุน 2) ราคาขายปลีก = ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพมหานคร ของ ปตท. 3) สูตรราคา ณ โรงกลั่นไทย เป็นดังนี้ - ราคาเบนซินออกเทน 95 = (ราคา MOP ULG 95 + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984 - ราคาเบนซินออกเทน 91 = (ราคา MOP ULG 95 + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984 - ราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 = 90% ของ[ราคาเบนซินออกเทน 95 + (1 $/BBLx อัตราแลกเปลี่ยน/158.984)] + 10%ของราคาเอทานอล - ราคาแก๊สน้ำมันโซฮอล์ 91 = 90% ของ[ราคาเบนซินออกเทน 91 + (1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984)] + 10%ของราคาเอทานอล |
|
ใช้ Conversion factor 600 F / 860F และ พรีเมียม ที่ประกาศโดยโรงกลั่นไทยออยล์ | ||
ราคาน้ำมันสำเร็จรูปเป็น MOPS (Mean of Platt's Singapore) |
4. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเป็นกลไกให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ถูกกว่าราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 91 ลิตรละ 1.50 บาท
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
เรื่องที่ 2 การปรับปรุงโครงสร้างราคาไบโอดีเซลเพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบยุทธศาสตร์การพัฒนาและส่งเสริมการใช้ ไบโอดีเซลจากปาล์ม โดยกำหนดเป้าหมายใช้ไบโอดีเซลประมาณ 8.5 ล้านลิตรต่อวัน (สัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซล 10 %) ในปี 2555 และให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล เพื่อ จัดทำแผนปฏิบัติการการพัฒนาและส่งเสริมไบโอดีเซลเสนอต่อรัฐมนตรี โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบในหลักการแผนปฏิบัติการพัฒนาและส่งเสริมไบโอดีเซลและให้ดำเนินการต่อไปได้ตามที่กระทรวงพลังงาน และคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (กชช.) เสนอ ทั้งนี้ในหลักการควรกำหนดราคาไบโอดีเซล ณ โรงงาน (ไม่รวม VAT) ไว้ลิตรละ15.50 บาท เพื่อจูงใจผู้ประกอบการผลิตไบโอดีเซล สำหรับราคาจำหน่ายปลีกนั้นควรควบคุมราคาให้เหมาะสมตามกลไกตลาดและให้แข่งขันได้กับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปกติ
2. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบใน หลักการให้มีการกำหนดโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จากหลักการตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลิตรละ 0.50 บาท และเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นควรให้ยกเลิก กชช. และให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการไบโอดีเซลขึ้นภายใต้ กบง. เพื่อให้การบริหารและจัดการเชื้อเพลิงชีวภาพมีความเป็นเอกภาพ คล่องตัวและมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น ต่อมาเมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2549 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการไบโอดีเซล มีอำนาจหน้าที่เสนอนโยบาย แผนการพัฒนาและส่งเสริม ไบโอดีเซล รวมทั้ง เสนอแนะมาตรการด้านราคา การซื้อ การจำหน่ายไบโอดีเซลและปฏิบัติหน้าที่อื่นๆ ตามที่ กบง.มอบหมาย และเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2550 -2554 โดยการส่งเสริมการให้ใช้ไบโอดีเซล 4 ล้านลิตร/วัน ในปี 2554 (สัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซล 5%)
3. ด้านการผลิตไบโอดีเซล ปัจจุบันมีโรงงานผลิตไบโอดีเซล (B100) ที่ผลิตได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จำนวน 3 ราย มีกำลังผลิตติดตั้ง 590,000 ลิตร/วัน แต่ผลิตจริงเพียง 90,000 ลิตร/วัน เนื่องจากขาดวัตถุดิบ และโรงงานผลิตไบโอดีเซลที่อยู่ระหว่างพัฒนาคุณภาพตามประกาศ ธพ. จำนวน 5 ราย มีกำลังผลิตประมาณ 1,070,000 ลิตร/วัน นอกจากนั้นยังมีโรงงานผลิตไบโอดีเซลที่อยู่ระหว่างการขอ การส่งเสริมการลงทุนอีก 8 ราย รวมกำลังการผลิตประมาณ 2,380,000 ลิตร/วัน ในด้านการจำหน่ายไบโอดีเซล ปัจจุบันมีบริษัทน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 2 ราย คือ ปตท. และ บางจาก โดยมีสถานีบริการของ ปตท. 110 แห่ง และบางจาก 180 แห่ง รวมทั้งสิ้น 290 แห่ง รวมปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 190,000 ลิตร/วัน หรือเทียบเท่าปริมาณไบโอดีเซล (B100) ประมาณ 9,500 ลิตร/วัน และด้านราคาขายปลีก จากการเปรียบเทียบโครงสร้างราคาพบว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ถูกกว่า น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.50 บาท/ลิตร เนื่องจากอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 น้อยกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.87 บาท/ลิตร และส่วนหนึ่งเป็นการชดเชยต้นทุนราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ที่สูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
4. นโยบายของรัฐบาลได้มุ่งส่งเสริมให้มีการใช้ไบโอดีเซล เพื่อลดการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศและใช้เป็นพลังงานทดแทนในเชิงพาณิชย์ แต่ยังมีปัญหาด้านหลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซลที่ไม่สะท้อนราคาวัตถุดิบที่ใช้ในการผลิต ทำให้ผู้ประกอบการไม่มีความมั่นใจในผลตอบแทนการลงทุน และสร้างความลำบากในการหาแหล่งเงินลงทุน ดังนั้น รัฐจึงจำเป็นต้องกำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดราคาน้ำมันไบโอดีเซลให้มีสะท้อนราคาวัตถุดิบหรือต้นทุนการผลิตที่แท้จริง ดังนั้น การกำหนดราคาไบโอดีเซล (B100) จึงควรอ้างอิงราคาน้ำมันปาล์มดิบ ซึ่งในช่วงที่ผ่านมาราคาน้ำมันปาล์มดิบของไทยจะมีราคาเฉลี่ยอยู่ในระดับราคา น้ำมันปาล์มดิบของมาเลเซียบวกอีกประมาณ 1 บาท/ลิตร
5. แนวทางการปรับโครงสร้างการกำหนดราคาน้ำมัน
5.1 หลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซล (B100) โดยกระทรวงพลังงานได้มีการประชุมหารือกับผู้เกี่ยวข้องต่างๆ ได้แก่ ผู้ค้าน้ำมัน ผู้ประกอบการผลิตไบโอดีเซล และหน่วยงานภาครัฐ จำนวน 3 ครั้ง โดย ที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซล (B100) โดยให้สะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงใน อุตสาหกรรมไบโอดีเซล ซึ่งขึ้นอยู่กับราคาน้ำมันปาล์มดิบเป็นหลักคิดเป็นร้อยละ 76 ของต้นทุนการผลิตไบโอดีเซล โดยมีหลักเกณฑ์ดังนี้
B100 = 0.97 CPO + 0.15 MtOH + 3.32
B100 คือ ราคาขายไบโอดีเซล (B100) ในกรุงเทพมหานคร หน่วย บาท/ลิตร
CPO คือ ราคาขายน้ำมันปาล์มดิบในเขตกรุงเทพมหานคร หน่วย บาท/กิโลกรัม
MtOH คือ ราคาขายเมทานอลในกรุงเทพมหานคร หน่วย บาท/กิโลกรัม
หมายเหตุ
1) CPO หรือราคาขายน้ำมันปาล์มดิบในเขตกรุงเทพมหานคร ใช้ราคาขายส่งสินค้าเกษตร น้ำมันปาล์มดิบชนิดสกัดแยก (เกรดเอ) ตามที่กรมการค้าภายในประกาศ แต่ไม่สูงกว่าราคาน้ำมันปาล์มดิบในตลาดโลก (ตลาดมาเลเซีย) บวก 1 บาท/กิโลกรัม โดยราคาขายน้ำมันปาล์มดิบเฉลี่ยในสัปดาห์ที่แล้วจะนำมาใช้กำหนดราคาในสัปดาห์หน้า เช่น ราคาขายน้ำมันปาล์มดิบเฉลี่ยในสัปดาห์ที่ 1 จะนำมาแทนค่าเพื่อกำหนดราคาไบโอดีเซลในสัปดาห์ที่ 3 เป็นต้น ยกเว้นกรณีราคาน้ำมันปาล์มดิบในประเทศสูงกว่าราคาตลาดโลกมาก จะนำมาพิจารณาร่วมกันอีกครั้งหนึ่ง
2) MtOH หรือราคาขายเมทานอลในกรุงเทพมหานคร ใช้ราคาขายเมทานอลเฉลี่ยจากผู้ค้าเมทานอลในประเทศจำนวน 3 ราย เช่น Thai M.C., I.C.P. Chemicals และ Itochu (Thailand) โดยราคาขายเมทานอลเฉลี่ยในสัปดาห์ที่แล้วจะนำมาใช้กำหนดราคาในสัปดาห์หน้า เช่น ราคาขายเมทานอลเฉลี่ยในสัปดาห์ที่ 1 จะนำมาแทนค่าเพื่อกำหนดราคาไบโอดีเซลในสัปดาห์ที่ 3 เป็นต้น
หลักเกณฑ์ใหม่ข้างต้น จะทำให้ราคาซื้อขายไบโอดีเซล (B100) สูงขึ้นมาอยู่ที่ 24.54 บาท/ลิตร เพิ่มขึ้น 2.94 บาท/ลิตร ส่งผลให้ราคาดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ โรงกลั่นเพิ่มขึ้น 0.15 บาท/ลิตร หากไม่มีการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จะมีผลให้ค่าการตลาดของดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลดลงในระดับดังกล่าว ซึ่งจะเป็นปัจจัยลบต่อการสนับสนุนการใช้น้ำมันไบโอดีเซล เพราะผู้ค้าน้ำมันได้รับค่าการตลาดลดลง
5.2 การใช้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับค่าการตลาด เพื่อไม่ให้การกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซล (B100) ใหม่ สร้างอุปสรรคให้แก่การจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ของผู้ค้าน้ำมัน จึงจำเป็นต้องใช้กลไกของเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาระดับค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ให้อยู่ในระดับที่ผู้ค้า น้ำมันยอมรับได้ ซึ่งไม่ควรต่ำกว่าค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติบวก 0.20 บาท/ลิตร โดยกำหนดเพดานและฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 และการคำนวณอัตราเงินส่งเข้า กองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ดังนี้
1) กำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ที่ 0.55 บาท/ลิตรและฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.30 บาท/ลิตร หากราคาไบโอดีเซล (B100) ลดลง จะทำให้คำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ได้มากกว่า 0.55 บาท/ลิตร ผู้ค้าน้ำมันจะได้นำค่าการตลาดที่เพิ่มขึ้นไปปรับลดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ให้มีราคาต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติได้มากกว่า 0.50 บาท/ลิตร และการกำหนดฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ที่ 0.30 บาท/ลิตร โดยยอมให้ราคาไบโอดีเซล (B100) มีความแตกต่างหรือสูงกว่าราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ใช้ผสมเพิ่มขึ้นมากกว่าในปัจจุบันได้อีก 5 บาท/ลิตร ซึ่งเมื่อรวมความแตกต่างของราคาในปัจจุบัน ที่ประมาณ 8 บาท/ลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระความแตกต่างของราคาไบโอดีเซล (B100) ที่สูงกว่าราคา น้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้สูงสุดประมาณ 13 บาท/ลิตร
2) กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ดังนี้
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 สัปดาห์ก่อน+ [ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 สัปดาห์ก่อน - (ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว สัปดาห์ก่อน + ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ( 0.20 บาท/ลิตร)) ] |
หมายเหตุ | 1) ค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ได้มาจากการคำนวณราคา ตามหลักเกณฑ์ ค่าการตลาด = ราคาขายปลีก - ราคา ณ โรงกลั่น - ภาษี - กองทุน 2) ราคาขายปลีก = ราคาขายปลีก ณ กทม. ของ ปตท. 3) สูตรราคา ณ โรงกลั่นไทย เป็นดังนี้ - ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว = (ราคา MOP GO 0.5% + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984 - ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 = 95% ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว + 5%ของราคาไบโอดีเซล |
|
ใช้ Conversion factor 600 F / 860F และ พรีเมียม ที่ประกาศโดยโรงกลั่นไทยออยล์ | ||
ราคาน้ำมันสำเร็จรูปเป็น MOPS (Mean of Platt's Singapore) |
6. ผลกระทบต่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาระดับค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 หากคำนวณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จากความสามารถในการผลิตไบโอดีเซล (B100) ของปี 2550 ซึ่งอยู่ในระดับ 128 ล้านลิตร พบว่าจะกระทบให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงเพียง 640 ล้านบาท/ปี ซึ่งไม่มีผลให้การชำระหนี้ของกองทุนน้ำมันฯ ต้องล่าช้าออกไปจากกำหนดเดิม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอล ดังนี้
ราคาเอทานอล = ราคาเอทานอลตลาดบราซิล + Freight + Insurance + Loss + Survey
โดย ราคาเอทานอล ตลาดบราซิล | = | อ้างอิงราคาเอทานอล FOB ตลาด Brazilian Commodity Exchange Sao Paulo ประเทศบราซิล จาก Reuters, Alcohol Fuel - Front Month Continuation ที่มีการซื้อขายในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป |
Freight | = | 1) ค่าขนส่งเอทานอลภายในประเทศบราซิลจาก Sao Paulo ไป Santos คิดราคาตามที่เกิดขึ้นจริง (ราคา FOB Santos จาก JJ&A - FOB Sao Paulo) โดยใช้ข้อมูลในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป 2) ค่าขนส่งเอทานอลทางเรือจากประเทศบราซิลมาไทยคิดที่ขนาด บรรทุก 30,000 ตัน ใช้ข้อมูลจาก Ship brokers จำนวน 3 ราย โดย ใช้ข้อมูลของไตรมาสก่อนนำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาส ถัดไป |
Insurance | = | ค่าประกันภัย 0.0134% ของมูลค่า CFR |
Loss | = | ค่า Loss 0.20 % ของมูลค่า CIF |
Survey | = | 0.008 บาท/ลิตร (คงที่) |
อัตราแลกเปลี่ยน | = | อัตราแลกเปลี่ยน Selling rate จาก 1) dollar real => US dollar เป็นรายวัน ในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน 2) US dollar => Baht เป็นรายวัน ในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน |
อ้างอิงธนาคารแห่งประเทศไทยนำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดอัตราแลกเปลี่ยนไตรมาสถัดไป |
จากหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอลดังกล่าว ให้นำไปใช้เป็นเกณฑ์ในการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
2. เห็นชอบให้กำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ 1.50 บาท/ลิตร และฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 1.00 บาท/ลิตร
3. เห็นชอบแนวทางการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเป็นกลไกในการรักษาระดับค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ตามหลักเกณฑ์ดังนี้
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์ก่อน+[ค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์ก่อน - ค่าการตลาดน้ำมันเบนซิน 95 สัปดาห์ก่อน] |
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์ก่อน+[ค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์ก่อน - ค่าการตลาดน้ำมัน เบนซิน 91 สัปดาห์ก่อน] |
หมายเหตุ : | 1) ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ได้มาจากการคำนวณราคาตามหลักเกณฑ์ ค่าการตลาด = ราคาขายปลีก - ราคา ณ โรงกลั่น - ภาษี - กองทุน 2) ราคาขายปลีก = ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพมหานคร ของ ปตท. 3) สูตรราคา ณ โรงกลั่นไทย เป็นดังนี้ - ราคาเบนซินออกเทน 95 = (ราคา MOP ULG 95 + พรีเมียม) ที่ 600 F xอัตราแลกเปลี่ยน/158.984 - ราคาเบนซินออกเทน 91 = (ราคา MOP ULG 95 + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984 - ราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 = 90% ของ[ราคาเบนซินออกเทน 95 + (1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984)] + 10%ของราคาเอทานอล - ราคาแก๊สน้ำมันโซฮอล์ 91 = 90% ของ[ราคาเบนซินออกเทน 91 + (1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984)] + 10%ของราคาเอทานอล |
|
ใช้ Conversion factor 600 F / 860F และ พรีเมียม ที่ประกาศโดยโรงกลั่นไทยออยล์ | ||
ราคาน้ำมันสำเร็จรูปเป็น MOPS (Mean of Platt's Singapore) |
4. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเป็นกลไกให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ถูกกว่าราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 91 ลิตรละ 1.50 บาท
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
เรื่องที่ 3 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ปี 2549 - มกราคม 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. ในปี 2549 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 61.53 และ 65.73 เหรียญสหรัฐต่อ บาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 11.98 และ 10.88 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ สาเหตุจากความ ขัดแย้งระหว่างสหรัฐอเมริกาและอิหร่าน ในเรื่องที่สหรัฐอเมริกาคัดค้านการพัฒนาโครงการนิวเคลียร์เพื่อผลิตพลังงานเชื้อเพลิงของอิหร่านอาจทำให้การส่งออกน้ำมันประมาณ 20% ของโลกจากตะวันออกกลางมีความเสี่ยงจากการสกัดเรือเดินน้ำมันโดยอิหร่าน ประกอบกับตลาดยังคงกังวลกับสถานการณ์ในตะวันออกกลางระหว่างอิสราเอลและกลุ่มขบวนการติดอาวุธเฮชบอลเลาะห์ นอกจากนั้นโรงกลั่นของสหรัฐอเมริกา 2 แห่ง ต้องปิดฉุกเฉินเนื่องจากกระแสไฟฟ้าขัดข้องจากผลกระทบของพายุ และในเดือนมกราคม 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 51.69 และ 54.23 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนธันวาคม 2549 7.00 และ 8.07 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากการพยากรณ์อุณหภูมิในสหรัฐอเมริกาจะยังคง อบอุ่นกว่าระดับปกติ และโอเปคยังไม่ลดกำลังการผลิตเพิ่มเติมนอกเหนือจากมติลดกำลังการผลิตในเดือนกุมภาพันธ์ 2550 และสหประชาชาติคาดการณ์ว่าการขยายตัวทางเศรษฐกิจของโลกจะชะลอตัวลงมาอยู่ที่ ร้อยละ 3.2 ในปีนี้ หลังจากที่ขยายตัวที่ระดับร้อยละ 3.8 ในปี 2549
2. ในตลาดจรสิงคโปร์ปี 2549 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 73.20 และ 72.38 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 10.82 และ 11.02 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากโรงกลั่นในภูมิภาคเอเชียหลายแห่งปิดซ่อมบำรุง โดยคาดว่าจะกลับมาดำเนินการได้เพียง 90% ของกำลังการกลั่นทั้งหมดไปจนตลอดปี และตลาดยังคงมีความต้องการซื้อจากผู้ซื้อหลักในภูมิภาค ได้แก่ อินโดนีเซียและเวียดนาม ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 76.79 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้น 12.44 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากมีความต้องการนำเข้าน้ำมันดีเซลเพิ่มเพื่อใช้ในโรงไฟฟ้าซึ่งเกิดปัญหาในระบบท่อส่งก๊าซ และในเดือนมกราคม 2550 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 61.59 และ 60.31 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนธันวาคม 2549 6.57 และ 6.71 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากอินโดนีเซียลดปริมาณนำเข้าน้ำมันเบนซินเดือนกุมภาพันธ์ลงร้อยละ 4.5 มาอยู่ที่ระดับ 3.82 ล้านบาร์เรล ประกอบกับการรายงานปริมาณสำรองน้ำมันสำเร็จรูปของสิงคโปร์เพิ่มขึ้น 1.06 ล้านบาร์เรล มาอยู่ที่ระดับ 8.60 ล้านบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 66.07 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนธันวาคม 2549 3.86 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากจีนยังคงชะลอการเข้าซื้อในตลาดเพราะความต้องการใช้ในประเทศที่ลดลงโดยลดปริมาณการนำเข้าลงจากเดือนธันวาคม 2549 ประมาณ 10,000 ตัน มาอยู่ที่ระดับ 30,000 ตัน ในเดือนมกราคม 2550
3. ราคาขายปลีกในปี 2549 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ 27.56, 26.76 และ 25.57 บาท/ลิตร ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 อยู่ 3.65, 3.65 และ 5.53 บาท/ลิตร ตามลำดับ และในเดือนมกราคม 2550 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 3 ครั้ง และปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลง 2 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 มกราคม 2550 อยู่ที่ระดับ 25.19, 24.39 และ 22.54 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ราคาน้ำมันปี 2550 คาดว่ายังคงผันผวน โดยแนวโน้มราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเฉลี่ย อ่อนตัวลงจากปี 2549 โดยเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 55 - 65 และ 62 - 70 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ และคาดว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 65 - 75 และ 68 - 75 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปัจจัยที่ส่งผลต่อราคา คือ เศรษฐกิจของโลกอยู่ในช่วงชะลอตัว และความต้องการใช้น้ำมันลดลง ประกอบกับอุปทานน้ำมัน รวมถึงปริมาณสำรองน้ำมันดิบของโลก โดยเฉพาะของสหรัฐอเมริกาและกลุ่มประเทศ OECD อยู่ในระดับสูงกว่าช่วงเดียวกันของปีก่อน ในขณะที่ปริมาณการผลิตของกลุ่มประเทศโอเปคอยู่ที่ 33.3 ล้านบาร์เรลต่อวัน และกลุ่มนอกโอเปคอยู่ที่ป 50 ล้านบาร์เรลต่อวัน รวมกำลังการผลิตประมาณ 83.3 ล้านบาร์เรลต่อวันในปี 2550 ซึ่งใกล้เคียงกับปีที่ผ่านมา แม้ว่ากลุ่มโอเปค จะปรับลดกำลังการผลิตประมาณ 800,000 บาร์เรล/วัน ทั้งนี้อีกปัจจัยหนึ่งที่มีแนวโน้มที่จะส่งผลต่อราคาได้แก่ ประเด็นการกำหนดปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐฯ
5. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนมกราคม 2550 ปรับตัวสูงขึ้น 61 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 547 เหรียญสหรัฐ/ตัน จากความต้องการซื้อในภูมิภาคมีมาก และอุปทานตึงตัวในแถบตะวันออกกลาง ประกอบกับอัตราค่าขนส่งปรับตัวเพิ่มขึ้น ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 11.8089 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 1.7390 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 485.43 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออกอยู่ที่ระดับ 3.9575 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 116.07 ล้านบาท/เดือน และแนวโน้มราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2550 คาดว่าราคาจะอ่อนตัวลงเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 490 - 495 เหรียญสหรัฐ/ตัน จากอุปทานในภูมิภาคมีมากเนื่องจากราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนมกราคม 2550 อยู่ในระดับสูง ส่งผลให้ความต้องการซื้อจากแถบตะวันตก ลดลง รวมทั้งสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่อง โดยประมาณราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 11.6983 -11.7080 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 1.6284 - 1.6381 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 415.84 - 418.44 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออกอยู่ที่ระดับ 2.9852 - 3.0705 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 87.56 - 90.06 ล้านบาท/เดือน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 36.0585 บาท/เหรียญสหรัฐ
6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 31 มกราคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 4,017 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 41,575 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 11,333 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,211 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 11,431 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 37,558 ล้านบาท โดยประมาณการรายได้สุทธิของกองทุนน้ำมันฯ เดือนกุมภาพันธ์ 2550 อยู่ที่ระดับ 3,923 ล้านบาท ซึ่งคาดว่ากองทุนน้ำมันฯ จะมีเงินสะสมเพียงพอที่จะชำระหนี้ได้หมดประมาณเดือนธันวาคม 2550 แต่อย่างไรก็ตาม หนี้ในส่วนของพันธบัตรงวดที่ 2 จำนวน 8,800 ล้านบาท จะต้องไถ่ถอนตามกำหนดเวลาเดิมในเดือนตุลาคม 2551
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อคำนึงถึงแผนการดำเนินการตามโครงการ NGV ทั้งทางด้านการเพิ่มจำนวนรถแท็กซี่ที่ปรับเปลี่ยนการใช้ LPG ไปเป็น NGV การเพิ่มจำนวนสถานี NGV และราคา LPG ในตลาดโลกซึ่งคาดว่าในช่วงกลางปี ซึ่งเป็นช่วงฤดูร้อนราคา LPG จะปรับตัวลดลงแล้วนั้น คาดว่าช่วงกลางปี 2550 เป็นช่วงเวลาที่เหมาะสมในการดำเนินการยกเลิกการตรึงราคาก๊าซ LPG
2. กบง. เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติให้มีการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG โดยการปรับราคาเพดานของราคา ณ โรงกลั่นจาก 315 USD/ตัน ให้สูงขึ้นในระดับที่รายจ่ายของ กองทุนน้ำมันฯ ที่เพิ่มขึ้นในส่วนนี้เท่ากับรายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่ได้จากการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG ส่งผลให้อัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ปรับเพิ่มขึ้นจากเดิม ตามส่วนต่างของระดับราคาเพดานกับราคาตลาดโลกที่เพิ่มขึ้น รวมทั้งถ้าอัตราแลกเปลี่ยนในประเทศอ่อนตัวลง อาจจะทำให้อัตราเงิน ชดเชยเกิน 2 บาท/กก
3. เพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าวรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธาน กบง. จึงได้ให้ความเห็นชอบตามข้อเสนอของ สนพ. ดังนี้
3.1 เห็นชอบให้คงนโยบายราคาก๊าซ LPG ในปัจจุบันโดยขยายระยะเวลาการยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ต่อไปอีกจนถึงสิ้นปี 2550 โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2550 เป็นต้นไป
3.2 เห็นชอบในการขยายเวลาการกำหนดอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG สูงกว่าระดับเพดานอัตราเงินชดเชยสูงสุด 2 บาท/กก. ต่อไปอีกจนถึงสิ้นปี 2550 โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2550 เป็นต้นไป เพื่อให้สอดคล้องกับข้อ 3.1
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
โครงสร้างราคาขายปลีกน้ำมัน 2 ธันวาคม 2554
โครงสร้างราคาขายปลีกน้ำมัน 23 พฤศจิกายน 2554
โครงสร้างราคาขายปลีกน้ำมัน 1 ธันวาคม 2554
ครั้งที่ 17 - วันพุธ ที่ 20 พฤศจิกายน พ.ศ. 2549
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2549 (ครั้งที่ 17)
วันพุธที่ 20 พฤศจิกายน พ.ศ. 2549 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
2. การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
3. ข้อเสนอมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศ
6. การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (RPS)
7. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
8. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
9. ขออนุมัติเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการติดตั้งอุปกรณ์ NGV
10. การลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
สรุปสาระสำคัญ
คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration และร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิด ไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ เมื่อดำเนินการแล้วเสร็จให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเร่งดำเนินการออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากต่อไป โดยมอบหมายให้ สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายพิจารณาในรายละเอียด (1) การคำนวณค่าปรับสำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration (2) ค่าใช้จ่ายการเชื่อมโยงระบบ ไฟฟ้า สำหรับ VSPP ที่มีปริมาณไฟฟ้าเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ โดยที่ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ ค่าใช้จ่ายการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ายังคงตามระเบียบเดิม (3) แนวทางในการทดสอบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และการกำหนดขั้นตอนและหลักการในการขออนุญาตเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า (4) แบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และ (5) ต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จเพื่อเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ให้ความเห็นชอบก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากต่อไป
ต่อมาเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2549 คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าได้พิจารณาและหารือประเด็นที่ได้รับมอบหมายจาก กพช. และได้มีข้อสรุปดังนี้
2.1 การคำนวณสัดส่วนการประหยัดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า (PES) โดยเห็นควรให้ ปรับปรุงสูตรการคำนวณสัดส่วนการประหยัดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า (PES) โดยกำหนดค่าประสิทธิภาพทางความร้อนอ้างอิงของระบบผลิตความร้อนและประสิทธิภาพทางความร้อนอ้างอิงของระบบผลิตไฟฟ้า แตกต่างกันตามชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้า ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมัน เป็นร้อยละ 45 และ 85, ร้อยละ 40 และ 80, และร้อยละ 40 และ 80 ตามลำดับ นอกจากนี้ เห็นชอบในหลักการการตรวจวัดประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าโดยการตรวจวัดพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งระบบ ส่วนการตรวจวัดพลังงานความร้อนที่นำไปใช้ประโยชน์จริง เห็นควรให้พิจารณาเป็นกรณีๆ ไป โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจัดส่งข้อมูลเกี่ยวกับระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อน โดยกำหนดในแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า พร้อมทั้งมอบหมายให้ สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจัดทำคู่มือการตรวจวัดฯ
2.2 การคำนวณค่าปรับสำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration เห็นควรกำหนดบทปรับสำหรับ VSPP ที่ไม่สามารถรักษาสัดส่วนการประหยัดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า (PES) ตามที่กำหนดในระเบียบ โดยมีสูตรการคำนวณ ดังนี้
ค่าปรับ - [(PESที่กำหนด - PESจริง)/100] x รายได้ค่าพลังงานไฟฟ้าที่ซื้อในรอบปีนั้น
ทั้งนี้ ค่าปรับที่เรียกเก็บจาก VSPP ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายนำไปลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชน ผ่านสูตร Ft
2.3 ค่าใช้จ่ายการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า สำหรับ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ โดย กฟภ. จะเรียกเก็บค่าใช้จ่ายเกี่ยวกับระบบป้องกัน อาทิ กรณีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาด 6 เมกะวัตต์ขึ้นไป โดยเฉพาะเครื่องกำเนิดไฟฟ้าแบบ Synchronous โดยให้ติดตั้ง Synchronizing Check Relay ที่สถานีไฟฟ้าของ กฟภ. และกรณีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาดเกิน 500 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ กฟภ. กำหนดเป็นเงื่อนไข ให้การคิดค่าใช้จ่ายดังกล่าวจะเกิดขึ้นเมื่อ VSPP มีความประสงค์ต้องการติดตั้งเท่านั้น นอกจากนี้ กฟภ. ได้ขอเรียกเก็บค่าบริการทางวิศวกรรม ได้แก่ ค่าใช้จ่ายด้านบุคลากรที่รับผิดชอบในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายควรนำรายได้จากค่าดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ร้อยละ 2 ของปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบของ VSPP ที่ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเกินกว่า 1 เมกะวัตต์ ไปช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายด้านบุคลากร
2.4 คู่มือการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยเห็นควรให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายปรับปรุงคู่มือการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ให้ใช้ปฏิบัติได้กับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration นอกจากนี้เพื่อเป็นการดูแลด้านผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ในกรณีที่ผู้ผลิตไฟฟ้ามีขนาดกำลัง การผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ เห็นควรให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้องนำใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน ซึ่งได้รับอนุมัติจากกรมโรงงานอุตสาหกรรม ยื่นต่อการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ก่อนวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาด้วย ซึ่งได้มีการกำหนดไว้ในคู่มือการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP แล้ว
2.5 แบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ได้มีการปรับปรุงเพิ่มเติมต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สำหรับ VSPP 1 เมกะวัตต์ ที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยให้ VSPP จะต้องจัดส่งปริมาณของเชื้อเพลิงที่ใช้ต่อปีและค่าความร้อนเฉลี่ยของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิต ไฟฟ้า ทั้งเชื้อเพลิงหลักและเชื้อเพลิงเสริม ขณะที่กรณี VSPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง หากพลังงานความร้อนที่ได้จากการใช้เชื้อเพลิงเสริมในแต่ละรอบปี เกินร้อยละ 25 ของพลังงานความร้อนทั้งหมดที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในรอบปีนั้น ให้เปลี่ยนไปใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration ส่วนสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration เห็นควรเพิ่มเติมรายละเอียดวิธีการคำนวณค่าปรับ การชำระเงินค่าปรับให้ VSPP พร้อมทั้งกำหนดให้ VSPP จะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์สัดส่วนการประหยัดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าเป็นประจำทุกเดือน และจัดส่งให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเป็นประจำทุก 3 เดือน เพื่อใช้ในการพิจารณาคุณสมบัติ Cogeneration และ VSPP
2.6 ผู้ผลิตไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เมื่อผลิตไฟฟ้าใช้ในกระบวนการผลิตหรือใช้ในโรงไฟฟ้าแล้ว สามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยไม่สามารถจำหน่ายให้กับผู้ใช้ไฟในบริเวณใกล้เคียงได้
2.7 เห็นควรให้ผู้ผลิตไฟฟ้าปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมตามประกาศกรมโรงงานอุตสาหกรรม ทั้งนี้ หากมีปัญหาการร้องเรียนให้เร่งดำเนินการแก้ไขโดยเร็ว
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบเอกสารประกอบการออกประกาศขยายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
2. เห็นชอบให้ผู้ผลิตไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เมื่อผลิตไฟฟ้าใช้ในกระบวนการผลิต หรือใช้ในโรงไฟฟ้าแล้วสามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยไม่สามารถจำหน่ายให้กับผู้ใช้ไฟในบริเวณใกล้เคียงได้
3. เห็นชอบให้ผู้ผลิตไฟฟ้าปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมตามประกาศกรมโรงงานอุตสาหกรรม ทั้งนี้ หากมีปัญหาการร้องเรียนให้เร่งดำเนินการแก้ไขโดยเร็ว
4. มอบหมายให้ สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจัดทำคู่มือการตรวจวัดประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าและจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง ทั้งนี้เมื่อได้ข้อยุติแล้วให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายปรับปรุงคู่มือการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ให้สอดคล้องกันต่อไป
เรื่องที่ 2 การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยมีมติให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน
2. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2549 กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียน และได้เห็นชอบกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า แยกตามประเภทเชื้อเพลิง โดยมีแนวทางในการให้การสนับสนุน ได้แก่ 1) ผู้ผลิตไฟฟ้า ที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP ได้รับส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ และ 2) ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญา เกินกว่า 10 เมกะวัตต์ จะเปิดให้มีการประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า
3. จากผลการศึกษาของกรมพัฒนาพลังงานทดแทนฯ และ สนพ. ในเรื่องต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน พบว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน มีความแตกต่างกันตามเทคโนโลยี ชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ขนาดกำลังการผลิต รวมทั้งรายละเอียดในการลงทุนต่างๆ ทำให้ระดับ ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) มีความหลากหลาย ดังนั้น เพื่อเป็นการจูงใจให้ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมากเข้าสู่ระบบเพิ่มขึ้น จึงควรให้กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) โดยพิจารณาจาก
3.1 ระยะเวลาการให้การสนับสนุน : ควรเป็นระยะเวลา 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา
3.2 การบังคับใช้ : กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP โดยให้ การสนับสนุนเฉพาะโรงไฟฟ้าใหม่ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ภายหลังวันที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์
3.3 ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) แยกตามประเภทเชื้อเพลิง เป็นดังนี้ 1) เชื้อเพลิงชีวมวล, 2) พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์), 3) พลังน้ำขนาดเล็ก (< 50 กิโลวัตต์), 4) ขยะ, 5) พลังงานลม และ 6) พลังงานแสงอาทิตย์ ให้คิดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 0.30, 0.40, 0.80, 2.50, 2.50 และ 8.00 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) ตามลำดับ
3.4 ภาระค่าไฟฟ้า : มูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าตามส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว ให้ส่งผ่านค่า ไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามรายละเอียด ดังนี้
1. ระยะเวลาการให้การสนับสนุน : ให้การสนับสนุนเป็นระยะเวลา 7 ปีนับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา
2. การบังคับใช้ : กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยให้การสนับสนุนเฉพาะโรงไฟฟ้าใหม่ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ภายหลังวันที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณ พลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์
3. ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) แยกตามประเภทเชื้อเพลิง เป็นดังนี้
เชื้อเพลิง/เทคโนโลยี | ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) |
ชีวมวล | 0.30 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) | 0.40 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (< 50 กิโลวัตต์) | 0.80 |
ขยะ | 2.50 |
พลังงานลม | 2.50 |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 |
4. ภาระค่าไฟฟ้า : มูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าตามส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวในข้อ 3 ให้ส่งผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
เรื่องที่ 3 ข้อเสนอมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2546 กบง. ได้มีมติเรื่องการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้
1.1 กำหนดรายได้ของผู้ผลิตและผู้นำเข้าให้เท่ากับราคาประกาศเปโตรมิน (CP) ที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบีย เป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทนเป็น 60 ต่อ 40 ลบ 16 USD/ตัน มีราคาต่ำสุดในระดับ 185 USD/ตัน และสูงสุดในระดับ 315 USD/ตัน
1.2 จำกัดอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG สูงสุด เพื่อยุติการไหลออกของเงินกองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิง และให้กองทุนน้ำมันฯ สามารถชำระหนี้ได้หมดภายในปี 2547 โดย 1) เดือนกรกฎาคม 2546 จำกัดอัตราชดเชยไม่เกิน 3 บาท/กก. ซึ่งเป็นระดับไม่สูงกว่ารายได้ของกองทุนน้ำมันฯ 2) เดือนกรกฎาคม 2547 จำกัดอัตราชดเชยไม่เกิน 2 บาท/กก. 3) เดือนกรกฎาคม 2548 ให้ยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ยกเลิกการควบคุมราคาระบบ "ลอยตัวเต็มที่"
1.3 ให้ใช้อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้ลูกค้าธนาคารทั่วไป ที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังวันทำการธนาคารแห่งประเทศไทยในสัปดาห์ผ่านมา
2. ต่อมา กบง. ได้พิจารณาและมีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG และฐานะกองทุนน้ำมันฯ อย่างต่อเนื่อง โดยเมื่อวันที่ 12 กันยายน 2549 ได้มีมติให้คงนโยบายราคาก๊าซ LPG ในปัจจุบันต่อไปอีก 6 เดือน พร้อมทั้งให้ขยายเวลาการกำหนดอัตราเงินชดเชยสูงกว่าระดับเพดานอัตราเงินชดเชยสูงสุด 2 บาท/กก. โดยให้มีผลย้อนหลังตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2549 - 31 ธันวาคม 2549 เนื่องจากการใช้ LPG ในภาคการขนส่งโดยเฉพาะกลุ่มรถแท็กซี่มีแพร่หลายมากขึ้น แต่การใช้ NGV ตามนโยบายรัฐบาลทำได้อย่างจำกัด
3. เนื่องจากราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกได้ปรับสูงขึ้นกว่าระดับราคาเพดานที่ภาครัฐกำหนด ณ ระดับ 315 USD/ตัน ทำให้ผู้ผลิตและผู้ค้าก๊าซ LPG มีการส่งออกมากกว่าการจำหน่ายภายในประเทศ และประกอบกับประชาชนได้เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG ในรถยนต์มากขึ้นด้วยปัญหาราคาน้ำมันแพง ซึ่งทำให้ปริมาณความต้องการใช้ LPG ภายในประเทศมีปริมาณใกล้เคียงกับปริมาณการผลิต ซึ่งหากความต้องการใช้ก๊าซ LPG ยังคงขยายตัวต่อเนื่อง อาจทำให้เกิดการขาดแคลนก๊าซ LPG ได้ กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นโดยการจัดสรรให้ส่งออกได้เฉพาะผู้ผลิต โดยคำนวณปริมาณการส่งออกจากสัดส่วนปริมาณการผลิตและการส่งออกของก๊าซ LPG นอกจากนี้ได้กำหนดให้ผู้ที่มีปริมาณการผลิตมากจะต้องรับผิดชอบปริมาณการจำหน่ายในประเทศมากขึ้นตามสัดส่วนการผลิต ซึ่งมาตรการดังกล่าวไม่สามารถแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นได้และก่อให้เกิดความขัดแย้งระหว่างผู้ค้าก๊าซ LPG และเกิดการร้องเรียนจากผู้บริโภคต่อภาครัฐอย่างต่อเนื่อง
4. ส่วนแนวทางที่จะแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นอย่างยั่งยืนจึงควรจะต้องปรับเพิ่มราคา LPG ให้สูงขึ้นถึงระดับที่เป็นจริง และเร่งส่งเสริมการใช้ก๊าซ NGV ในรถยนต์ให้เป็นทางเลือกที่ดีกว่าการใช้ก๊าซ LPG โดยเร็วที่สุด โดยดำเนินการ ดังนี้ 1) ยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG เพื่อให้สะท้อนกับต้นทุนตามเพดานราคาที่รัฐกำหนด 2) เร่งขยายโครงการ NGV เพื่อให้ประชาชนได้รับผลประโยชน์มากกว่าการใช้ก๊าซ LPG และ 3) ยกเลิกการกำหนดรายได้ของผู้ผลิตและผู้นำเข้า (ราคาต่ำสุดในระดับ 185 USD/ตัน และสูงสุดในระดับ 315 USD/ตัน) เพื่อให้เป็นราคาที่แท้จริงตามราคาตลาดโลก โดยทั้งนี้การดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวจะต้องใช้เวลานานพอควรในการปรับราคา LPG เพิ่มขึ้น และหากปรับราคาทันทีอาจส่งผลกระทบต่อประชาชนและหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับการกำกับดูแลราคาสินค้าและบริการได้
5. เพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาระยะสั้นด้านความเสี่ยงภัยการขาดแคลน LPG ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้มีการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออก LPG ซึ่งทำให้ผู้ส่งออกมีรายได้จากส่วนต่างด้านราคา น้อยลงและนำรายได้ในส่วนนี้ไปจ่ายชดเชยให้แก่ผู้ที่จำหน่าย LPG ในประเทศแทน เพื่อเพิ่มแรงจูงใจให้เกิดการจำหน่ายในประเทศและลดการส่งออก โดยการปรับราคาเพดานของราคา ณ โรงกลั่นจาก 315 USD/ตัน ให้สูงขึ้นในระดับที่รายจ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ที่เพิ่มขึ้น ในส่วนนี้เท่ากับรายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่ได้จากการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของ LPG ส่งออก โดยให้ออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ดังนี้
1) หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ทำในราชอาณาจักรและนำเข้า โดยให้ใช้ราคา FOB ของราคาประกาศเปโตรมินที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบีย เป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทนเป็น 60 ต่อ 40 ลบ 16 USD/ตัน และให้รับประกันราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว ณ รับประกันราคาต่ำสุดที่ระดับ 185 USD/ตัน และรับประกันราคาสูงสุดในระดับที่ได้จากการคำนวณตามสูตรต่อไปนี้
โดยที่
- Px หมายถึง ราคาส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลวซึ่งกำหนดให้เท่ากับราคา FOB ของราคาประกาศเปโตรมินที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบีย เป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทน เป็น 60 ต่อ 40
x หมายถึง ปริมาณการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลวของประเทศ ตามแผนที่ผู้ค้าแจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงาน
c หมายถึง ปริมาณการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวของประเทศซึ่งคำนวณจากแผนการผลิต และส่งออกที่ผู้ค้าแจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงาน
2) หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก ให้เท่ากับครึ่งหนึ่งของส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ส่งออก และราคาก๊าซ LPG ที่ทำในราชอาณาจักร ตามที่กำหนดในข้อ 1)
3) ประกาศเปลี่ยนแปลงราคาจะมีการเปลี่ยนแปลงทุกสัปดาห์ โดยให้มีการประกาศใช้ทุกวันจันทร์ และวันที่ 1 ของเดือน
4) ข้อมูลที่ใช้ประกอบในการคำนวณ โดยใช้อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้ ลูกค้าธนาคารทั่วไป และปริมาณการใช้และการส่งออกก๊าซ LPG ของประเทศ จากกรมธุรกิจพลังงาน
6. เมื่อดำเนินการตามข้อ 5 อาจจะส่งผลกระทบต่อผู้ผลิต คือ ราคา ณ โรงกลั่นจะเพิ่มขึ้นเป็น 11.77 บาท/กก. ซึ่งได้จากการเก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ ร้อยละ 50 ของรายได้จากการส่งออกประมาณ 78.6 ล้านบาท/เดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากการส่งออกก๊าซ LPG ซึ่งจะทำให้ผู้ส่งออกมีรายได้จากส่วนต่างด้านราคาน้อยลงและนำรายได้ในส่วนนี้ไปจ่ายชดเชยให้แก่ผู้ที่จำหน่ายก๊าซ LPG ในประเทศแทนเพื่อเพิ่มแรงจูงใจให้เกิดการจำหน่ายในประเทศและลดการส่งออก โดยการปรับราคาเพดานของราคา ณ โรงกลั่นจาก 315 USD/ตัน ให้สูงขึ้นในระดับที่รายจ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ที่เพิ่มขึ้นในส่วนนี้เท่ากับ รายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่ได้จากการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อการแก้ไขปัญหาความเสี่ยงภัยการขาดแคลนก๊าซ LPG ในระยะสั้นโดยมีหลักเกณฑ์ดังนี้
2.1 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ LPG ที่ทำในราชอาณาจักรและนำเข้า
(1) ให้ใช้ราคา FOB ของราคาประกาศเปโตรมินที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบีย เป็นสัดส่วนระหว่างโพรเทนกับบิวเทน เป็น 60 ต่อ 40 ลบ 16 USD/ตัน
(2) ให้รับประกันราคา ณ โรงกลั่น และราคานำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว ดังนี้
(2.1) รับประกันราคาต่ำสุดที่ระดับ 185 USD/ตัน
(2.2) รับประกันราคาสูงสุดในระดับที่ได้จากการคำนวณตามสูตรต่อไปนี้
- โดยที่
Px หมายถึง ราคาส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลวซึ่งกำหนดให้เท่ากับราคา FOB ของราคาประกาศเปโตรมินที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบียเป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทนเป็น 60 ต่อ 40
x หมายถึง ปริมาณการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลวของประเทศ ตามแผนที่ผู้ค้าแจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงาน
c หมายถึง ปริมาณการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวของประเทศซึ่งคำนวณจากแผนการผลิตและส่งออกที่ผู้ค้าแจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงาน
(3) ให้ใช้อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้ลูกค้าธนาคารทั่วไป มีประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังวันทำการของธนาคารแห่งประเทศไทยในสัปดาห์ที่ผ่านมา
2.2 หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของก๊าซปิโตรเลียมเหลวส่งออก อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออกให้เท่ากับครึ่งหนึ่งของส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ส่งออก และราคาก๊าซ LPG ที่ทำในราชอาณาจักรตามที่กำหนดในข้อ 2.1
2.3 ประกาศเปลี่ยนแปลงราคา ให้มีการเปลี่ยนแปลงราคาทุกสัปดาห์ โดยให้มีการประกาศใช้ ทุกวันจันทร์และวันที่ 1 ของทุกเดือน
2.4 ข้อมูลที่ใช้ประกอบในการคำนวณ คือ อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ ขายให้ลูกค้าธนาคารทั่วไป
1. เห็นชอบให้แก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยเฉพาะประเด็นการเรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG
2. เห็นชอบให้บังคับใช้มาตรการในข้อ 1 และ 2 หลังจากการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ตามข้อ 3 เรียบร้อยแล้ว
3. เห็นชอบให้ สนพ. รับไปพิจารณาความเหมาะสมของช่วงเวลาเกี่ยวกับข้อมูลปริมาณการผลิต ปริมาณการส่งออก และปริมาณการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวของประเทศ ตามแผนที่ผู้ค้าแจ้งต่อกรมธุรกิจ พลังงาน
4. เห็นชอบให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และติดตามผลการเปลี่ยนแปลงปริมาณการส่งออกและการจำหน่ายก๊าซ LPG ในประเทศ และหากพบว่าจำเป็นต้องมีการปรับสัดส่วนการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากร้อยละ 50 ของส่วนต่างระหว่างราคาส่งออกและจำหน่ายในประเทศให้สามารถปรับได้ตามความเหมาะสม โดยมอบหมายให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบแทนคณะกรรมการฯ
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2549 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการ "โครงการจัดตั้งศูนย์ประสานงานเพื่อผลักดันยุทธศาสตร์พลังงานสู่การปฏิบัติ" โดยมอบหมายให้ สนพ. จัดทำรายละเอียดโครงการ (TOR) ให้เป็นรูปธรรมและชัดเจนมากขึ้น พร้อมทั้งประมาณการงบประมาณดำเนินการเพื่อนำเสนอต่อคณะกรรมการฯ อีกครั้ง
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบนโยบายและแผนพัฒนา พลังงานของประเทศ โดยเน้นความสำคัญของแผนพัฒนาพลังงานระยะสั้นที่ต้องเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จในรัฐบาลชุดปัจจุบัน และเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันและเกิดความรวดเร็วในการดำเนินงาน สนพ. ได้ปรับแผนการดำเนินงานจาก การจัดตั้งศูนย์ประสานงานฯ เป็นการจัดจ้างผู้เชี่ยวชาญและนักวิชาการด้านพลังงาน เพื่อดำเนินงานกับ สนพ. ในการผลักดันแผนพลังงานสู่การปฏิบัติและเป็นรูปธรรมภายใน 1 ปี ซึ่งจำเป็นต้องมีผู้เชี่ยวชาญที่มีความรู้ความชำนาญเฉพาะด้าน และมีการจัดกิจกรรมเชิงรุก อาทิ การประชาสัมพันธ์ การสัมมนาระดมความคิดเห็น การศึกษาวิจัย การติดตามเก็บรวบรวมข้อมูล เพื่อผลักดันสนับสนุนงานนโยบายด้านพลังงานไปสู่การปฏิบัติ โดยการปรับเปลี่ยนโครงการจัดตั้งศูนย์ประสานเพื่อผลักดันยุทธศาสตร์ฯ ที่ได้รับการสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันฯ เป็นโครงการสนับสนุนการประสานผลักดันนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานสู่การปฏิบัติ
3. โครงการสนับสนุนการประสานผลักดันฯ จะดำเนินงานระยะเวลา 12 เดือน โดยประกอบด้วย 3 กิจกรรม คือ (1) การจัดจ้างผู้เชี่ยวชาญด้านพลังงาน 4 คน นักวิชาการ 2 คน และเจ้าหน้าที่ธุรการ 2 คน (2) การจ้างศึกษาวิจัย และ (3) การจัดกิจกรรมเพื่อผลักดันนโยบาย เพื่อให้เกิดกิจกรรมเชิงรุกที่สอดรับต่อเป้าประสงค์ของนโยบายและแผนพัฒนาประเทศ เกิดการประสานงานระหว่างภาครัฐ เอกชน และยุทธศาสตร์ ที่เกี่ยวข้อง โดยมีกลุ่มเป้าหมาย คือ หน่วยงานภายใต้กระทรวงพลังงาน หน่วยงานราชการด้านการวางแผนบริหารราชการแผ่นดินและแผนงบประมาณ และด้านยุทธศาสตร์พลังงาน รวมทั้งหน่วยงานและองค์กรอื่นที่เกี่ยวข้อง เช่น สถาบันการเงิน สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สภาที่ปรึกษาฯ ผู้ประกอบการด้านพลังงาน นักวิชาการ สื่อมวลชน และประชาชน
4. งบประมาณดำเนินการโครงการฯ จำนวน 23.5 ล้านบาท แบ่งเป็น ค่าจ้างบุคลากร 8.5 ล้านบาท ค่าจ้างศึกษาวิจัย 3.0 ล้านบาท และค่าจัดกิจกรรมเพื่อผลักดันนโยบาย 12.0 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
อนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในโครงการสนับสนุนการประสานผลักดันนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานสู่การปฏิบัติ ให้กับ สนพ. เป็นวงเงิน 23,500,000 บาท (ยี่สิบสามล้านห้าแสนบาทถ้วน) โดยมีระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน (ธันวาคม 2549 - พฤศจิกายน 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2549 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้มีหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการดำเนิน "โครงการส่งเสริมผู้ตรวจและทดสอบรถยนต์ NGV" เพื่อเพิ่มจำนวนบุคลากรที่ทำหน้าที่ในการตรวจและทดสอบรถยนต์ NGV โดยใช้เงินงบประมาณรวม 27.811 ล้านบาท ต่อมา ธพ. ได้ขอปรับลดเงินสนับสนุนโครงการฯ ใหม่ เพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบันโดยขอรับเงินสนับสนุนเหลือเพียงจำนวน 14.250 ล้านบาท
2. จากเป้าหมายการเพิ่มปริมาณรถยนต์ที่ใช้ก๊าซ NGV ของ ปตท. จำนวน 300,000 คัน ในปี 2551 และเพิ่มขึ้นเป็น 500,000 คัน ในปี 2553 โดยมีรถที่ติดตั้งส่วนควบและอุปกรณ์เกี่ยวกับก๊าซ NGV ต้องได้รับการตรวจและทดสอบเพื่อความปลอดภัย ต้องตรวจสภาพรถยนต์ในครั้งแรกและครั้งต่อไปตามระยะเวลามีจำนวนมากขึ้น ทำให้ปริมาณงานการตรวจและทดสอบรถมีจำนวนมากขึ้นเช่นกัน แต่ปัจจุบันมีผู้ตรวจและทดสอบที่ได้รับอนุญาตเพียง 20 ราย ซึ่งไม่เพียงพอต่อความต้องการผู้ใช้ก๊าซ NGV โดยที่การตรวจและทดสอบส่วนใหญ่ จะอยู่ในเขตกรุงเทพและปริมณฑล ทำให้ไม่สามารถรองรับการให้บริการรถที่จะทำการติดตั้ง NGV ที่จะเกิดขึ้นตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ได้ และเพื่อให้มีการผลิตบุคลากรผู้ตรวจและทดสอบเพื่อรองรับการกระจายตัวของรถ NGV ที่จะเกิดขึ้น และเพิ่มจำนวนสถานที่ตรวจและทดสอบรับอนุญาตให้ครอบคลุมทั่วประเทศ ธพ. จึงได้จัดทำโครงการเสริมสร้างผู้ตรวจและทดสอบรถยนต์ NGV ขึ้น
3. ธพ. มีแนวทางในการดำเนินโครงการฯ โดยการจัดทำหลักสูตรการฝึกอบรม จัดทำเอกสารคู่มือ จัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์การฝึกอบรม จัดการฝึกอบรมให้แก่ข้าราชการและพนักงานของหน่วยงานต่างๆ ที่มีหน้าที่ในการตรวจและทดสอบหรือบุคคลที่สนใจเป็นผู้ตรวจและทดสอบ จำนวนรวม 80 คน (4 รุ่นๆ ละ 20 คน) จัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์ให้กับหน่วยงานราชการที่จะประสงค์เป็นผู้ตรวจและทดสอบรับอนุญาต สถานที่ ฝึกอบรม ณ สถาบันพัฒนาเทคนิคพลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน จ.ชลบุรี มีระยะเวลาตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2549 - กันยายน 2550
มติของที่ประชุม
อนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้กับกรมธุรกิจพลังงานเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในโครงการเสริมสร้างผู้ตรวจและทดสอบรถยนต์ NGV ในวงเงิน 14,250,000 บาท (สิบสี่ล้านสองแสนห้าหมื่นบาทถ้วน) โดยมีระยะเวลาดำเนินการตั้งแต่เดือนธันวาคม 2549 - เดือนกันยายน 2550)
เรื่องที่ 6 การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (RPS)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 ได้มีมติอนุมัติเรื่อง แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004) โดยเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า 4 โรง รวมกำลังผลิต 2,800 เมกะวัตต์ ทั้งนี้จะต้องมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย Renewable Portfolio Standard (RPS) ร้อยละ 5 ของกำลังผลิตโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะสร้างขึ้นตามแผน PDP 2004 หรือปริมาณ 140 เมกะวัตต์ และต่อมาในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติเรื่อง แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย RPS ของ กฟผ. และมอบให้ กฟผ. เร่งดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน กำลังการผลิตประมาณ 80 เมกะวัตต์ สำหรับกำลังการผลิตส่วนที่เหลืออีก 60 เมกะวัตต์ ให้ กฟผ. เร่งดำเนินการออกประกาศเชิญชวนให้ผู้ลงทุนยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้า โดยใช้วิธีประมูลแข่งขัน ส่วนราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขันดังกล่าว ให้ สนพ. นำไปประกอบการพิจารณากำหนดส่วนเพิ่มอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนต่อไป
2. ต่อมากระทรวงพลังงานได้ขอให้ กฟผ. พิจารณาทบทวนสัดส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มี ต้นทุนสูง และ กฟผ. ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงานเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2549 เรื่องการทบทวนแผนพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย RPS สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. เพื่อนำเสนอ สศช. ให้ความเห็นชอบและนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติต่อไป
3. สาระสำคัญของการทบทวนแผนพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน RPS สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. ซึ่งมีกำลังการผลิตติดตั้ง 140.7 เมกะวัตต์ โดยแบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ 1) กฟผ. ดำเนินการเอง ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กจำนวน 78.7 เมกะวัตต์ ระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์จำนวน 1 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้ากังหันลมจำนวน 1 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้น 80.7 เมกะวัตต์ 2) กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชน ได้แก่ ระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์จำนวน 1 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้ากังหันลมจำนวน 3 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าขยะจำนวน 20 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าชีวมวลจำนวน 36 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้น 60 เมกะวัตต์ ซึ่งมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในช่วงปี 2551 - 2553
4. ผลการวิเคราะห์ค่าไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าฯ พบว่าราคาไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กอยู่ที่ 2.21 บาท/หน่วย ส่วนราคาไฟฟ้าจากระบบพลังงานแสงอาทิตย์, โรงไฟฟ้ากังหันลม, โรงไฟฟ้าขยะ และโรงไฟฟ้าชีวมวล ราคาไฟฟ้าเป็น 20.20, 5.98, 4.63 และ 2.63 บาท/หน่วย ตามลำดับ หรือมีราคาไฟฟ้าเฉลี่ยรวมอยู่ที่ 2.92 บาท/หน่วย ซึ่งจะส่งผลกระทบทำให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยของทั้งระบบสูงขึ้นตั้งแต่ปี 2551 - 2554 เป็น 0.0001, 0.0021, 0.0045 และ 0.0044 บาท/หน่วยจำหน่าย ตามลำดับ
5. จากแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมในมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 โดยให้มีการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณ พลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และให้มีการเปิดประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ดังนั้น จึงให้ กฟผ. ดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน RPS สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. กำลังการผลิต 80.7 เมกะวัตต์ ตามแผนที่ กฟผ. เสนอ และให้ กฟผ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขันจำนวน 60 เมกะวัตต์ โดยให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุนส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ VSPP หรือ SPP ที่จะมีการเปิดประมูลแข่งขันในอนาคต ทั้งนี้ ให้คงสัดส่วนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่ากับร้อยละ 5 ของกำลังการผลิตตามเดิม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน RPS สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. กำลังการผลิต 81.7 เมกะวัตต์ ดังนี้
โรงไฟฟ้า | กำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า RPS หน่วยเมกะวัตต์) |
1. พลังน้ำขนาดเล็ก | 78.7 |
2. แสงอาทิตย์ | 1 |
3. กังหันลม | 2 |
รวม | 81.7 |
2. เห็นชอบให้ กฟผ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยส่งเสริม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุนส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) และให้คง สัดส่วนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่ากับร้อยละ 5 ของกำลังการผลิตใหม่ตามเดิม
เรื่องที่ 7 การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. ครั้งที่ 4/2549 เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบให้ยกเลิกระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 และให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วง เปลี่ยนผ่าน ต่อมาฝ่ายเลขานุการฯ ได้เวียนหนังสือขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เรื่อง การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการฯ ได้มีมติ เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 ดังนี้ 1) เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อดำเนินการยกร่างกฎหมายการประกอบกิจการพลังงาน 2) เห็นชอบการมอบอำนาจให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้มีอำนาจในการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการต่างๆ ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
2. เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2549 ประธาน กบง. ได้มีคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 4/2549 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานหรือรองปลัดกระทรวงพลังงานที่ได้รับมอบหมายเป็นประธานอนุกรรมการ และมีผู้เกี่ยวข้องด้าน พลังงานเป็นอนุกรรมการ รวม 23 คน โดยมีผู้แทน สนพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ และได้มีมติให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแล กิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน จำนวน 4 คณะ ได้แก่ 1) คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและ ค่าบริการ 2) คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า 3) คณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และ 4) คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
2. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2549 ประธาน กบง. ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ขึ้น จำนวน 3 คณะ คือ 1) คำสั่ง กบง. ที่ 5/2549 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ 2) คำสั่ง กบง. ที่ 6/2549 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า และ 3) คำสั่ง กบง. ที่ 7/2549 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ซึ่งคณะอนุกรรมการทั้ง 3 คณะ จะมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ขออนุมัติเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการติดตั้งอุปกรณ์ NGV
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กบง. ครั้งที่ 3/2549 เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2549 ได้มีมติอนุมัติเงินสนับสนุนจาก กองทุนน้ำมันเชื่อเพลิงให้ ธพ. เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานโครงการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการติดตั้งอุปกรณ์ NGV ในวงเงิน 2 ล้านบาท มีระยะเวลาดำเนินการ 1 ปี
2. เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2549 ธพ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. เรื่อง ขอหารือการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการรับรองมาตรฐานฯ ที่ได้รับอนุมัติแล้ว โดยขอเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการฯ ใน 3 ประเด็น ซึ่ง เกี่ยวกับ 1) วิธีดำเนินงานเรื่องการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ 2) การเปลี่ยนผู้รับผิดชอบโครงการ และ 3) การเปลี่ยนแปลงรายละเอียดงบประมาณ โครงการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กรมธุรกิจพลังงานเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการ ติดตั้งอุปกรณ์ NGV ที่ได้รับอนุมัติจาก กบง. ในการประชุมครั้งที่ 3/2549 เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2549 โดยมีการเปลี่ยนแปลงดังนี้
1. เปลี่ยนวิธีการดำเนินงานเรื่องการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการจาก "คณะอนุกรรมการที่แต่งตั้ง โดยคณะกรรมการพัฒนาเทคโนโลยีก๊าซธรรมชาติ" เป็น "คณะกรรมการที่ปลัดกระทรวงพลังงานแต่งตั้ง"
2. เปลี่ยนผู้รับผิดชอบโครงการจาก "คณะอนุกรรมการที่แต่งตั้งโดยคณะกรรมการพัฒนาเทคโนโลยีก๊าซธรรมชาติ" เป็น "กรมธุรกิจพลังงาน"
3. เปลี่ยนแปลงรายละเอียดงบประมาณจาก "ประกอบด้วย ค่าเบี้ยเลี้ยงเดินทาง ค่าพาหนะ ค่าจัดทำใบรับรอง ค่าจัดทำป้ายมาตรฐาน ค่าจ้างบุคลากรและค่าเอกสารอื่นๆ" เป็น "ประกอบด้วย ค่าเบี้ยประชุม ค่าใช้จ่ายในการเดินทาง ค่าใช้จ่ายในการประชุม ค่าพาหนะ ค่าจัดทำใบรับรอง ค่าจัดทำป้ายมาตรฐาน ค่าจ้างบุคลากร ค่าวัสดุ และค่าเอกสารอื่นๆ"
เรื่องที่ 10 การลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2549 กระทรวงมหาดไทย ได้เชิญผู้แทน กฟภ. เข้าร่วมการประชุมเพื่อกำหนดแนวทางในการแก้ไขปัญหาและการช่วยเหลือผู้ประสบอุทกภัย โดยมีรัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงมหาดไทย (นายบัญญัติ จันทร์เสนะ) เป็นประธานการประชุมฯ ซึ่งที่ประชุมได้มีมติมอบหมายให้ กฟภ. พิจารณาแนวทางช่วยเหลือผู้ประสบอุทกภัยเนื่องจากน้ำท่วม
2. การดำเนินการช่วยเหลือผู้ประสบอุทกภัยเมื่อปี 2538 คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2538 ได้อนุมัติให้กำหนดส่วนลดค่าไฟฟ้าให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้า ประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็กที่ประสบอุทกภัยเนื่องจากน้ำท่วมขังจำนวน 500 บาท/ราย โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้ารายละ 100 บาท/เดือน เป็นระยะเวลา 5 เดือน ซึ่งในกรณีที่ผู้ใช้ไฟรายใดใช้ไฟไม่เกินอัตราที่กำหนด สามารถลดค่าไฟฟ้าในเดือนถัดไปจนครบอัตราที่กำหนด โดยให้ 1) กฟผ. และ กฟน. แบ่งรับภาระที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟน. ฝ่ายละครึ่ง และ 2) กฟผ. และ กฟภ. แบ่งรับภาระที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟภ. ฝ่ายละครึ่ง ทั้งนี้ การให้ส่วนลด ค่าไฟฟ้าในเขต กฟภ. เมื่อปี 2538 คิดเป็นมูลค่า 833 ล้านบาท จำแนกเป็น กฟผ. และ กฟภ. รับภาระฝ่ายละ 416.5 ล้านบาท
3. กฟภ. ได้พิจารณาแนวทางช่วยเหลือผู้ประสบอุทกภัยในปี 2549 รวม 47 จังหวัด ซึ่งมีพื้นที่สถานการณ์คลี่คลายแล้ว 32 จังหวัด และยังคงมีพื้นที่ประสบอุทกภัย 15 จังหวัด โดยเสนอเรื่องการกำหนดส่วนลดค่าไฟฟ้าให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ประสบอุทกภัยต่อกระทรวงมหาดไทย เพื่อพิจารณาลงนามถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการกำหนดส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการ ขนาดเล็กที่ประสบอุทกภัย รายละ 100 บาท/เดือน เป็นระยะเวลา 5 เดือน ระหว่างเดือนธันวาคม 2549 - เมษายน 2550 ทั้งนี้ ในกรณีที่ผู้ใช้ไฟฟ้ารายใดใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 100 บาท/เดือน จะไม่สามารถนำส่วนลดค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาลดค่าไฟฟ้าในเดือนถัดไปได้
2. เห็นชอบแนวทางการแบ่งรับภาระส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ประสบอุทกภัย โดยให้ (1) กฟผ. และ กฟน. แบ่งรับภาระที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟน. ฝ่ายละครึ่ง และ (2) กฟผ. และ กฟภ. แบ่งรับภาระ ที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟภ. ฝ่ายละครึ่ง
3. มอบหมายให้ กฟน. และ กฟภ. จัดทำประมาณการภาระส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ประสบอุทกภัย โดยพิจารณาถึงปริมาณการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กที่ประสบอุทกภัยร่วมด้วย และจัดส่งให้ สนพ. เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ ต่อไป