มติกพช.กบง. (475)
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 45 - วันศุกร์ที่ 20 ตุลาคม 2560
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 12/2560 (ครั้งที่ 45)
เมื่อวันศุกร์ที่ 20 ตุลาคม 2560 เวลา 13.30 น.
1. แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟ Net Billing ปี 2560
2. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
3. การทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561
4. แนวทางดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟ Net Billing ปี 2560
สรุปสาระสำคัญ
1. หลังจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกประกาศเพื่อขยายระยะเวลาเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า โครงการนำร่อง (Pilot Project) โดยขยายระยะเวลาการเชื่อมต่อระบบฯ จากกำหนดเดิมวันที่ 31 มีนาคม 2560 เป็นภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2560 พบว่า ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2560 สถานการณ์เชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ภายใต้โครงการนำร่องการส่งเสริมติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี มีการเชื่อมต่อแล้วรวมทั้งสิ้น 180 ราย กำลังการผลิตรวม 5.63 เมกะวัตต์ (กฟน. 153 ราย กำลังการผลิต 3.93 เมกะวัตต์ และ กฟภ. 27 ราย กำลังการผลิต 1.70 เมกะวัตต์) ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้รายงานผลการศึกษาวิเคราะห์โครงการนำร่องฯ ในมุมมองการจัดทำนโยบายในประเด็นเกี่ยวกับมาตรการสนับสนุน มาตรการเสริม และข้อเสนอแนะเชิงนโยบาย ต่อที่ประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 เพื่อทราบ และในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2560 พพ. ได้เสนอเรื่อง แนวทางดำเนินการโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรีต่อ กบง. เพื่อพิจารณา ซึ่งที่ประชุมได้มีมติมอบให้ พพ. ภายใต้คณะทำงานกำหนดแนวทางฯ รับไปทบทวนและพิจารณาเพิ่มเติมในประเด็นที่มีข้อสังเกตต่างๆ ของที่ประชุม เช่น การพิจารณาขนาดติดตั้ง เงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการของกลุ่มขนานเครื่อง อัตราการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน และวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เป็นต้น
2. คณะทำงานกำหนดแนวทางฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2560 และเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2560 ได้มีการทบทวนแนวทางดำเนินโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี ได้ข้อสรุปดังนี้ (1) หลักการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟอย่างเสรี ประกอบด้วย ส่งเสริมให้มีการติดตั้งโซลาร์รูฟโดยเน้นให้มีการผลิตไฟฟ้าใช้เองเป็นหลัก เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าของตนเอง ลดภาระภาครัฐ และลดความต้องการไฟฟ้าในช่วงกลางวัน มีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในราคาต่ำกว่าค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย ซึ่งจะช่วยให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าของประเทศลดลง และกำหนดปริมาณการรับซื้อให้เหมาะสมกับเป้าหมาย AEDP และนโยบายการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานหมุนเวียนของรัฐบาล โดยมีการทบทวนราคารับซื้อและปริมาณรับซื้ออย่างต่อเนื่อง (2) รูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินเป็นแบบ Net Billing โดยคำนวณตามรอบบิลรายเดือน ซึ่งมีข้อดี เช่น สามารถกำหนดราคาไฟฟ้าส่วนเกินได้ บริหารจัดการบัญชีได้ง่าย และตรวจวัดไฟไหลย้อนได้ เป็นต้น (3) กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารวม 305.63 เมกะวัตต์ ดังนี้ 1) ผู้เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ ที่มีสัญญากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายภายในวันที่ 31 สิงหาคม 2560 จำนวน 180 ราย จะได้รับสิทธิ์ตามที่ติดตั้งแล้ว แยกต่างหากรวม 5.63 เมกะวัตต์ และ 2) รับซื้อไฟฟ้าในเฟสแรกจำนวน 300 เมกะวัตต์ แบ่งการรับซื้อในกลุ่มอาคารธุรกิจ/โรงงาน ประมาณร้อยละ 87 (จำนวน 260 เมกะวัตต์) และกลุ่มบ้านอยู่อาศัย ร้อยละ 13 (จำนวน 40 เมกะวัตต์) ในกรณีเป้าหมายของบ้านอยู่อาศัยหรืออาคาร/โรงงาน ไม่เต็มตามเป้าหมายให้สามารถถัวปริมาณที่เหลือไปอีกกลุ่มได้ แต่ต้องอยู่ในพื้นที่ดำเนินการของการไฟฟ้านั้น (4) ขนาดกำลังการผลิตติดตั้งให้เป็นไปตามพิกัดของมิเตอร์วัดหน่วยไฟฟ้าและตามระเบียบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย เรื่องการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า(5) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน พิจารณาจากสัดส่วนประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า และการวิเคราะห์ผลตอบแทนการลงทุนโซลาร์รูฟไฟฟ้าส่วนที่ใช้เอง (self – consumed) และไฟฟ้าส่วนเกิน (excess) โดยกำหนด 3 ราคา คงที่ ระยะเวลาส่งเสริม 25 ปี ดังนี้ 1) บ้านอยู่อาศัย อัตรารับซื้อไฟฟ้า 2.00 บาท/หน่วย 2) อาคารธุรกิจ/โรงงาน (ขนาดติดตั้ง 1 MWp) อัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาท/หน่วย 3) อาคารธุรกิจ/โรงงาน (ขนาดติดตั้ง 1 MWp) อัตรารับซื้อไฟฟ้า 0.50 บาท/หน่วย ซึ่งจากการวิเคราะห์ผลตอบแทนการลงทุนโซลาร์รูฟอย่างเสรีตามอัตราการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินดังกล่าวจะทำให้บ้านอยู่อาศัยได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 7.4 และคืนทุนภายในเวลาประเมาณ 11 ปี อาคาร/โรงงาน ขนาดติดตั้ง 1 เมกะวัตต์ หากได้รับสิทธิประโยชน์สูงสุดร้อยละ 50 จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 18.3 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 5.5 ปี หากไม่ได้รับสิทธิประโยชน์จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 8.1 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 10.5 ปี และหากได้รับสิทธิประโยชน์บางส่วน ผลตอบแทนก็จะลดลงตามสัดส่วน และอาคาร/โรงงาน 1 เมกะวัตต์ ที่ 0.50 บาท/หน่วย หากได้รับสิทธิประโยชน์สูงสุดร้อยละ 50 จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 18.6 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 5.4 ปี หากไม่ได้รับสิทธิประโยชน์จาก BOI จะทำให้ได้รับผลตอบแทน IRR ร้อยละ 8.1 และคืนทุนภายในเวลาประมาณ 10.4 ปี และหากได้รับสิทธิประโยชน์บางส่วน ผลตอบแทนก็จะลดลงตามสัดส่วน และ (5) การเข้าร่วมโครงการ มอบ กกพ. พิจารณาจัดทำหลักเกณฑ์ ระเบียบ ประกาศการเข้าร่วมโครงการ และคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการโดยวิธีการคัดเลือกแบบมาก่อนได้ก่อน (Fist Come First Serve) เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมและโปร่งใส
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอความเห็น ดังนี้ (1) เห็นควรให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และ กกพ. ปรับปรุงเงื่อนไขและกฎระเบียบต่างๆ เพื่ออำนวยความสะดวกแก่ผู้เข้าร่วมโครงการแบบ One Stop Service (2) เห็นควรให้ กกพ. และการไฟฟ้าแจ้งผู้เข้าร่วมโครงการฯ ทราบ ในกรณีที่จะมีการคิดค่าใช้จ่าย ค่าเชื่อมโยงไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2549 ซึ่งในปัจจุบันยังไม่มีการเรียกเก็บค่าใช้จ่ายดังกล่าว โดย กพช. เห็นชอบแนวทางการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนให้การไฟฟ้าเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า ดังต่อไปนี้ 1) ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า 2) มีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 20 เมกะวัตต์ เพื่อใช้เอง หรือมีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 6 เมกะวัตต์ เพื่อขายให้การไฟฟ้า 3) ขอเดินเครื่องเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าทั้งโดยตรงหรือที่เชื่อมโยงผ่านโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า และ 4) ได้รับอนุญาตจากการไฟฟ้า อันเกี่ยวกับเงื่อนไขด้านเทคนิคทางวิศวกรรม และ ความปลอดภัยของระบบไฟฟ้าเพื่อการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า แต่ปัจจุบันยังไม่มีการเรียกเก็บค่าใช้จ่ายดังกล่าว แต่หาก กกพ. จะพิจารณาทบทวนการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนให้แล้วเสร็จ ผู้เชื่อมโยงระบบจะต้องเสียค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าตามประกาศของการ กกพ. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีโครงการส่งเสริมการติดตั้งโซลาร์รูฟ Net Billing ปี 2560 โดยมีรายละเอียดดังนี้
1.1 รูปแบบการส่งเสริมเป็นแบบ Net Billing
1.2 ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า ปริมาณรวม 305.63 เมกะวัตต์ โดยแบ่งปริมาณและพื้นทีดำเนินการ ดังนี้
1.2.1 ผู้เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ จำนวน 180 ราย ปริมาณรวม 5.63 เมกะวัตต์ ที่มีสัญญากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายภายในวันที่ 31 สิงหาคม 2560 จะได้รับสิทธิ์เข้าร่วมโครงการโดยให้มีผลตั้งแต่มีการแก้ไขสัญญาแบบมีการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินแล้วเสร็จ
1.2.2 ผู้เข้าร่วมสมัครใหม่ ปริมาณรวม 300 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น
1) พื้นที่การไฟฟ้านครหลวง ปริมาณรวม 150 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น บ้านอยู่อาศัย 20 เมกะวัตต์ และ อาคาร/โรงงาน 130 เมกะวัตต์
2) พื้นที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ปริมาณรวม 150 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น บ้านอยู่อาศัย 20 เมกะวัตต์ และ อาคาร/โรงงาน 130 เมกะวัตต์
ทั้งนี้ หากปริมาณเป้าหมายการส่งเสริมสำหรับบ้านอยู่อาศัย หรืออาคาร/โรงงาน เหลือ ให้อีกกลุ่มสามารถใช้สิทธิ์ปริมาณที่เหลือได้ แต่ต้องอยู่ในพื้นที่ระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายนั้นๆ
1.3 ขนาดกำลังการผลิตติดตั้ง ให้ใช้ตามข้อกำหนดและตามระเบียบเรื่องการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค โดยมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน จัดทำหลักเกณฑ์ต่อไป
1.4 อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน กำหนดอัตรารับซื้อส่วนเกิน 3 อัตรา เป็นอัตราคงที่ ระยะเวลาส่งเสริม 25 ปี ดังนี้
1.4.1 บ้านอยู่อาศัย อัตรารับซื้อไฟฟ้า 2.00 บาท/หน่วย
1.4.2 อาคาร/โรงงาน ขนาดติดตั้ง 1 MWp อัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาท/หน่วย
1.4.3 ผอาคาร/โรงงาน ขนาดติดตั้ง 1 MWp อัตรารับซื้อไฟฟ้า 0.50 บาท/หน่วย
1.5 การเข้าร่วมโครงการ เห็นควรมอบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จัดทำหลักเกณฑ์ ระเบียบ ประกาศการเข้าร่วมโครงการ โดยคัดเลือกแบบมาก่อนได้ก่อน (First Come First Serve) อย่างเป็นธรรมและโปร่งใส
1.6 บ้านอยู่อาศัย อาคาร/โรงงาน ที่ขนานเครื่องแล้ว (เชื่อมต่อเข้าระบบไฟฟ้าแล้ว) ให้มีสิทธิ์เข้าร่วมโครงการได้ แต่ต้องยื่นสมัครและปฏิบัติตามประกาศการเข้าร่วมโครงการฯ ของ กกพ.
1.7 กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ให้ผู้ผ่านการคัดเลือกเข้าร่วมโครงการดำเนินการเชื่อมต่อกับระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ภายในวันที่ 31 มีนาคม 2562
2. เห็นชอบให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2560 ได้มีมติมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ศึกษาการกำหนดกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขันกรณีที่ราคานำเข้าก๊าซ LPG มีความแตกต่างจากต้นทุนกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญ และ ศึกษาผลกระทบของการอ้างอิงราคา CP หรือ CP Spot (รายวัน) หรือ CP Spot (วันสุดท้ายของเดือน) หรือ CP Spot (เฉลี่ย 30 วัน) กรณีราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่อยู่ในช่วงปรับราคาขึ้นหรือปรับราคาลง
2. แนวทางการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ปัจจุบันราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น สำหรับภาคเชื้อเพลิงถูกคำนวณตามหลักเกณฑ์ Import Parity จากการอ้างอิงราคานำเข้า CP + X โดย CP (Contract Price) คือ ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดีอาระเบีย ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน 50:50 ณ เดือนที่คำนวณราคา และ X คือ ค่าใช้จ่ายดำเนินการนำเข้า ซึ่งประกอบด้วยค่าขนส่ง (จากราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบีย มายังศรีราชา ประเทศไทย) ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ อย่างไรก็ดี การอ้างอิงราคาเนื้อก๊าซ LPG ตลาดโลกด้วยราคา CP ยังมีข้อจำกัดอยู่บ้าง กล่าวคือ CP เป็นราคาประกาศรายเดือน ซึ่งเปลี่ยนแปลงทุกวันที่ 1 ของเดือน ไม่สามารถสะท้อนราคาซื้อขายจริงระหว่างเดือนได้ดีเท่าที่ควร ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้เปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo ( FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทน เนื่องจากราคา LPG cargo มีการประกาศเป็นรายวันซึ่งสามารถสะท้อนภาวะการซื้อขายในตลาดจร (spot market) ได้รวดเร็วขึ้น ขณะที่ในระยะยาว ราคา LPG cargo ก็ยังมีการเคลื่อนไหวสอดคล้องกับราคา CP ด้วยเช่นกัน โดยข้อเสนอหลักเกณฑ์ใหม่ใช้ค่าเฉลี่ยของ LPG cargo เป็นรายสัปดาห์ในการคำนวณราคา ณ โรงกลั่นเพื่อให้ราคาขายปลีกอ้างอิงปลายทางไม่ผันผวนมากจนเกินไป
3. แนวทางการปรับปรุงกลไกการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปัจจุบันในภาวะการณ์ที่ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกอยู่ในระดับสูงซึ่งส่งผลกระทบถึงผู้บริโภคปลายทาง กบง. ได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก โดยในช่วงสามเดือนที่ผ่านมา ราคา CP ปรับขึ้นจาก 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ในเดือนสิงหาคม 2560 เป็น 490 และ 577.5 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ในเดือนกันยายนและตุลาคม 2560 ตามลำดับ ซึ่งการรักษาเสถียรภาพราคาปลีกปลายทางทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระการชดเชยเพิ่มสูงขึ้นจาก 510 ล้านบาทต่อเดือนในเดือนสิงหาคม 2560 เป็นชดเชย 913 ล้านบาทต่อเดือนในเดือนตุลาคม 2560 ส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ลดลงจากประมาณ 6,500 ล้านบาทในช่วงต้นเดือนสิงหาคม 2560 เป็นอยู่ที่ 5,148 ล้านบาท ณ วันที่ 15 ตุลาคม 2560 และคาดการณ์ว่าฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG จะอยู่ที่ระดับประมาณ 4,300 ล้านบาทในช่วงสิ้นเดือนตุลาคมนี้ การรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกดังกล่าวอาจทำได้อีกเพียงสี่เดือนที่ระดับการชดเชยปัจจุบัน ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้กำหนดเพดานการอุดหนุน (Subsidy Cap) โดยจำกัดวงเงินการชดเชยราคาในแต่ละเดือนให้ไม่เกินร้อยละ 5ของฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ ปัจจุบัน (รวมบัญชีน้ำมันและบัญชี LPG) เช่น ณ วันที่ 15 ตุลาคม 2560 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 37,532 ล้านบาท ดังนั้นการชดเชยราคาในเดือนตุลาคม 2560 ต้องไม่เกินร้อยละ 5 คือ 1,876 ล้านบาท
4. แนวทางการปรับปรุงกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขัน เนื่องจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ ก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นทรัพยากรในประเทศมาผลิตก๊าซ LPG ทำให้ก๊าซ LPG ที่ผลิตได้มีต้นทุนต่ำกว่าก๊าซ LPG ที่นำเข้าอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งส่งผลให้ผู้นำเข้าก๊าซ LPG ไม่สามารถสู้ราคากับโรงแยกก๊าซธรรมชาติได้ ดังนั้นเพื่อให้ต้นทุนก๊าซ LPG จากทุกแหล่งจัดหามีต้นทุนที่ใกล้เคียงกันและแข่งขันกันได้ภายใต้ระบบการค้าเสรี ปัจจุบันจึงมีการเก็บส่วนต่างราคากรณีราคา CP+X สูงกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม (10 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) และชดเชยกรณีราคา CP+X ต่ำกว่าต้นทุนก๊าซ LPG จากกลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติเกิน 0.67 บาทต่อกิโลกรัม นอกจากนี้ กรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขัน ± 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ยังทำหน้าที่เป็นกันชน (buffer) ลดผลกระทบที่เกิดจากส่วนต่างระหว่างราคานำเข้า CP+X ที่รัฐกำหนดสำหรับการอ้างอิง และราคานำเข้าจริงของผู้ค้าก๊าซ กล่าวคือ หากรัฐกำหนด CP+X สูงกว่าราคานำเข้าจริงมากจะส่งผลให้กลุ่มโรงแยกก๊าซฯ ไม่สามารถแข่งขันได้เนื่องจากถูกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหา (กองทุนฯ #1) มากกว่าที่ควรจะเป็น และในทางกลับกันผู้นำเข้าจะไม่สามารถแข่งขันได้หรือไม่มีผู้นำเข้าเลย หากรัฐกำหนด CP+X อ้างอิงต่ำกว่าราคานำเข้าจริงมากเกินควร ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้คงกรอบราคาสำหรับติดตามการแข่งขันที่ ± 0.67 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไป เพื่อส่งเสริมการแข่งขันเสรี และช่วยบรรเทาปัญหาส่วนต่างราคา CP+X ที่รัฐกำหนดซึ่งอาจแตกต่างจากราคานำเข้าจริง
5. แนวทางการปรับปรุงการกำหนดค่าการตลาด ค่าการตลาดของก๊าซ LPG ที่ปัจจุบันกำหนดอยู่ที่ 3.2566 บาทต่อกิโลกรัม เป็นตัวเลขที่ใช้มาเป็นระยะเวลายาวนานมากกว่าสิบปี อาจจะไม่สะท้อนความเป็นจริง ในปัจจุบัน นอกจากนี้ค่าการตลาดดังกล่าวสะท้อนถึงธุรกิจในภาคครัวเรือน (ก๊าซหุงต้มบรรจุถัง) มากกว่าจะเป็น ภาคขนส่ง (สถานีบริการ) ซึ่งมีค่าใช้จ่ายในการดำเนินการแตกต่างกันโดยสิ้นเชิง ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้ศึกษาค่าการตลาดก๊าซ LPG ของทั้งภาคครัวเรือนและภาคขนส่งที่สะท้อนต้นทุนการดำเนินการที่แท้จริงในแต่ละ ภาคธุรกิจ เพื่อใช้ติดตามราคาขายปลีกที่เหมาะสม
6. ราคาขายปลีกก๊าซ LPG และอัตรากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงส่วนขายปลีก กลไกการอ้างอิงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปัจจุบันเกิดจากการคำนวณราคาขายส่งบวกค่าการตลาดที่คงที่ (3.2566 บาทต่อกิโลกรัม) หรือกล่าวได้ว่า ราคาขายปลีกเกิดจากการคำนวณ มิใช่ราคาขายปลีกที่เกิดจากกลไกตลาด แตกต่างจากน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทอื่นที่ภาครัฐอ้างอิงราคาขายปลีกโดยตรงจากข้อมูลของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งเกิดจากระบบตลาดที่ใช้การแข่งขันเป็นกลไกกำหนดราคา การกำหนดราคาขายปลีกจากการคำนวณและให้ข้อมูลดังกล่าวต่อสื่อมวลชนทุกต้นเดือนจึงอาจเป็นการชี้นำราคา ทำให้กลไลตลาดไม่สามารถดำเนินไปได้ ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้ปรับกลไก การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณ เป็นการใช้ราคาขายปลีกที่ผู้ค้าเป็นผู้กำหนดเองตามกลไกตลาด โดยภาครัฐทำหน้าที่ติดตามค่าการตลาดให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม รวมถึงงดการให้ข้อมูลราคาขายปลีกต่อสื่อมวลชนเพื่อป้องกันการชี้นำราคา อีกทั้งขอความร่วมมือกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ คงราคาแนะนำขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนไว้ที่ราคาสูงสุดเพื่อเป็นเพดานราคาขายปลีกก๊าซ LPG ถ้าในช่วงราคาตลาดโลกปรับตัวลดลงจะทำให้เกิดการแข่งขันด้านราคาขายปลีกมากขึ้น ในส่วนการปรับอัตรากองทุนน้ำมันฯ (กองทุนฯ #2) ของก๊าซ LPG เฉพาะในกรณีที่มีความจำเป็นเท่านั้น เช่น กรณีที่ราคาตลาดโลกมีความผันผวนมาก หรือกรณีที่ค่าการตลาดของผู้ค้าสูงเกินควร เป็นต้น เพื่อให้กลไกตลาดเข้ามามีบทบาทเพิ่มขึ้น สอดคล้องกับน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทอื่นที่มิได้ปรับอัตรากองทุนน้ำมันฯ เป็นประจำทุกเดือน
7. แนวทางปรับปรุงกลไกติดตามการแข่งขันหลังเปิดเสรี จากการสำรวจเบื้องต้น พบว่าราคาขายปลีก ก๊าซ LPG ของสถานีบริการอยู่ต่ำกว่าราคาขายปลีกของร้านค้าก๊าซหุงต้มค่อนข้างมาก ซึ่งส่วนหนึ่งเกิดจาก ค่าการตลาดที่แตกต่างกัน แต่อีกหนึ่งปัจจัยเกิดจากระดับการแข่งขันที่แตกต่างกันของธุรกิจก๊าซหุงต้มและธุรกิจสถานีบริการ อย่างไรก็ดี ปัจจุบันภาครัฐมีการเก็บข้อมูลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ของภาคครัวเรือน (ขนาดถัง 15 กิโลกรัม) จากการสำรวจของพลังงานจังหวัด (พนจ.) เท่านั้น โดยยังมิได้มีกลไกการติดตามราคาก๊าซ LPG ของสถานีบริการ ทำให้ไม่มีข้อมูลสำหรับวิเคราะห์สถานการณ์การแข่งขันในภาคขนส่งหลังการเปิดเสรี ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้มีการติดตามราคาขายปลีกก๊าซ LPG ทั้งภาคขนส่งและภาคครัวเรือน จากทั้งการสำรวจตรงของ พนจ. และการรวบรวมข้อมูลจากผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบเปลี่ยนหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo ( FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ย รายสัปดาห์แทน
ทั้งนี้ การเผยแพร่ข้อมูลโครงสร้างราคาก๊าซ LPG อ้างอิงจะเปลี่ยนแปลงจากเดิมที่เป็นข้อมูลรายเดือนเป็นข้อมูลรายสัปดาห์ที่เปลี่ยนแปลงทุกวันจันทร์ (หรือวันทำการวันแรกของสัปดาห์)
2. เห็นชอบกำหนดเพดานการอุดหนุนราคาก๊าซ LPG (Subsidy Cap) โดยจำกัดปริมาณเงินการชดเชยราคาสูงสุดในแต่ละเดือนให้ไม่เกินร้อยละ 5 ของฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของเดิม (ทั้งบัญชีน้ำมันและบัญชีก๊าซ LPG)
3. เห็นชอบปรับกลไกการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณด้วยโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นการใช้ราคาขายปลีกของผู้ค้าแทน
4. มอบหมายสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดังนี้
(1) จัดเตรียมระบบประเมินผลการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซ LPG เป็นรายสัปดาห์
(2) รวบรวมข้อมูลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ของภาคครัวเรือนและภาคขนส่งในเขตกรุงเทพฯ จากผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7
(3) เตรียมการศึกษาค่าการตลาดที่เหมาะสมของก๊าซ LPG ทั้งในภาคครัวเรือนและภาคขนส่ง
5. มอบหมายกรมธุรกิจพลังงานรวบรวมและตรวจสอบปริมาณและราคานำเข้าก๊าซ LPG ของผู้ค้าก๊าซเพื่อเปรียบเทียบกับราคา ณ โรงกลั่นที่คำนวณตามหลักเกณฑ์ Import Parity และรายงาน กบง. ต่อไป
6. มอบหมายสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (พลังงานจังหวัด) ทำการสำรวจและเก็บข้อมูลราคาขายปลีกก๊าซ LPG ของสถานีบริการ ทุกจังหวัดทั่วประเทศ
7. มอบหมายผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 แจ้งราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและภาคขนส่งต่อสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน
เรื่องที่ 3 การทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2557 ได้อนุมัติกรอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง งบบริหาร ปีงบประมาณ 2558 – 2561 ของ 5 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) เป็นจำนวนเงิน 153,152,200 บาท และงบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2558 – 2561 เป็นจำนวนเงินปีละ 300 ล้านบาท
2. เมื่อวันที่ 18 กันยายน 2560 คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) ได้พิจารณาแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 และได้มีมติให้ สป.พน. สนพ. กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร และ สบพน. หารือกับฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อทบทวนแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ให้มีความเหมาะสม โดยให้พิจารณาผลการเบิกจ่ายจริงของปีที่ผ่านมา และนำเสนอ อบน. ในการประชุมครั้งต่อไป นอกจากนี้ ได้เห็นชอบงบค่าใช้จ่ายอื่น วงเงิน 300 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง และอนุมัติให้ดำเนินงาน 5 โครงการ ได้แก่ โครงการศึกษาสภาวะการแข่งขันในตลาดค้าปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ของ สนพ. และอีก 4 โครงการของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้แก่ โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลสถานที่เก็บและปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองของประเทศ โครงการจัดตั้งศูนย์สอบและทะเบียนผู้ปฏิบัติงานตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง โครงการจัดตั้งศูนย์ทดสอบแบบไม่ทำลาย (NDT) และโครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) รวม 5 โครงการ เป็นเงิน 43,915,157 บาท และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กบง. พิจารณาอนุมัติต่อไป
3. เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2560 อบน. ได้มีมติอนุมัติเงินงบบริหาร ปีงบประมาณ 2561 ของ 5 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวม 16,698,100 บาท โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2560 เป็นต้นไป และมอบหมายให้กรมสรรพสามิตจัดทำรายละเอียดข้อมูลและเหตุผลความจำเป็นประกอบในคำขอจัดซื้อครุภัณฑ์คอมพิวเตอร์ เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2560 กบง. ได้พิจารณาแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561 โดยได้มีมติรับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2560 และอนุมัติในหลักการแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 โดยมอบหมายให้ อบน. ไปทบทวนรายละเอียดเงินงบบริหารและงบค่าใช้จ่ายอื่นให้สอดคล้องกับวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินของกองทุนน้ำมันฯ และให้นำกลับมาเสนอ กบง. อีกครั้ง
4. สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการฯ กบง. และ อบน. ได้ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้จัดเตรียมข้อมูลภารกิจของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันฯ เพื่อประกอบการทบทวนคำขอจัดตั้งงบประมาณของ 5 หน่วยงาน และคำขอรับเงินสนับสนุนสำหรับดำเนินงาน 5 โครงการ ว่าสอดคล้องกับวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ ตามระเบียบกระทรวงพลังงานว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556 หมวด 2 การจ่ายเงิน ข้อ 9 กำหนดให้เงินกองทุนน้ำมันฯ สามารถใช้จ่ายได้ตามวัตถุประสงค์ของกองทุน จำนวน 6 ข้อ โดยในส่วนของแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ แบ่งเป็น 2 ส่วน คือ (1) งบบริหาร เป็นการใช้จ่ายเงินตามวัตถุประสงค์ข้อ 9 (3) “เป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุน ภายในวงเงินประมาณการรายจ่ายประจำปีที่คณะกรรมการหรือคณะอนุกรรมการอนุมัติ ตามประเภทรายจ่าย ดังนี้ (3.1) ค่าจ้างชั่วคราว (3.2) ค่าตอบแทนใช้สอยและวัสดุ (3.3) ค่าครุภัณฑ์ (3.4) ค่าใช้จ่ายอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการหรือคณะอนุกรรมการเห็นชอบโดยให้การถัวจ่ายเงินกองทุนในทุกประเภทรายจ่ายเป็นไปตามที่คณะกรรมการหรือคณะอนุกรรมการอนุมัติ” (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น เป็นเงินสำรองกองกลาง สามารถใช้จ่ายเงินได้ตามวัตถุประสงค์ 3 ข้อ คือ ข้อ 9 (4) “เป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินการใดๆ เพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง” ข้อ 9 (5) “ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการใดๆ เพื่อให้การเก็บเงินเข้ากองทุนหรือการจ่ายเงินชดเชยจากกองทุนเป็นไปอย่างครบถ้วนและมีประสิทธิภาพ” และข้อ 9 (6) “เป็นค่าใช้จ่ายอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการหรือคณะอนุกรรมการเห็นชอบ” ต่อมาเมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2560 สป.พน. ได้มีหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อขอยกเลิกคำของบประมาณกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 ดังนั้น คงเหลือ 4 หน่วยงาน ที่มีภารกิจในการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ตามระเบียบกระทรวงพลังงานว่าด้วยการฝากและการเบิกจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2556 หมวด 2 การจ่ายเงิน ข้อ 9 (3) ได้แก่ สนพ. กรมสรรพสามิต กรมศุลการกร และ สบพน.
5. อบน. ในการประชุมเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2560 ได้พิจารณาการทบทวนคำขอตั้งงบประมาณรายจ่ายจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561 โดยแบ่งเป็น 2 ส่วน คือ (1) งบบริหาร ของ 4 หน่วยงาน ซึ่งตั้งขอรับเงินในปีงบประมาณ 2561 เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 10,063,800 บาท ประกอบด้วย สนพ. จำนวน 1.03920 ล้านบาท กรมสรรพสามติ จำนวน 6.6498 ล้านบาท กรมศุลกากร จำนวน 1.0301 ล้านบาท และ สบพน. จำนวน 0.9919 ล้านบาท ซึ่ง อบน. ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นว่า ค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ของทุกหน่วยงานเกี่ยวกับภารกิจการบริหารกองทุนน้ำมันฯ และอัตราค่าใช้จ่ายดังกล่าวเป็นไปตามระเบียบของกระทรวงการคลัง ส่วนการขอจัดซื้อครุภัณฑ์คอมพิวเตอร์ของกรมสรรพสามิต ให้เป็นไปตามข้อกำหนดตามเกณฑ์ราคากลางของกระทรวงดิจิตัลฯ และดำเนินการจัดซื้อให้ถูกต้องตามระเบียบกระทรวงการคลังว่าด้วยการจัดซื้อจัดจ้างและการบริหารพัสดุภาครัฐ พ.ศ. 2560 หรือระเบียบราชการอื่นที่เกี่ยวข้อง (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง โดยตามมติ อบน. เมื่อวันที่ 18 กันยายน 2560 ได้เห็นชอบงบค่าใช้จ่ายอื่น ปีงบประมาณ 2561 จำนวน 300 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง และอนุมัติในหลักการให้หน่วยงานดำเนินโครงการ จำนวน 5 โครงการ รวมเป็นเงิน 43,915,157 ซึ่งในการประชุม อบน. เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2560 ธพ. ได้แจ้งขอยกเลิกคำขอรับการสนับสนุนเงินงบค่าใช้จ่ายอื่น 1 โครงการ คือ โครงการจัดตั้งศูนย์ทดสอบแบบไม่ทำลาย (DNT) วงเงิน 14,000,000 บาท จึงทำให้เหลือโครงการที่ตั้งของบประมาณ 4 โครงการ ประกอบด้วย (1) โครงการศึกษาสภาวะการแข่งขันในตลาดค้าปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ในวงเงิน 5,396,545 บาท ระยะเวลา 15 เดือน (2) โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลสถานที่เก็บและปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองของประเทศดำเนินการโดย ธพ. วงเงิน 4,500,000 บาท ระยะเวลา 12 เดือน (3) โครงการจัดตั้งศูนย์สอบและทะเบียนผู้ปฏิบัติงานตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงดำเนินการโดย ธพ. วงเงิน 7,294,600 บาท ระยะเวลา 8 เดือน และ (4) โครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) ดำเนินการโดย ธพ. วงเงิน 12,724,012 บาท ระยะเวลา 9 เดือน ซึ่งที่ประชุมได้มีการพิจารณารายละเอียดคำของบประมาณทั้ง 2 ส่วน อย่างรอบคอบแล้ว ได้มีมติเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2561 ประกอบด้วย งบบริหาร ของ 4 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 10,063,800 บาท โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2560 เป็นต้นไป และงบประมาณทุกรายจ่ายให้สามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ และงบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลางของปีงบประมาณ 2561 และอนุมัติให้ดำเนินโครงการจำนวน 4 โครงการ จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 29,915,157 บาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปีงบประมาณ 2561 ดังนี้
1. งบบริหาร ของ 4 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 10,063,800 บาท โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2560 เป็นต้นไป และงบประมาณทุกรายจ่ายให้สามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ
2. งบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลางของปีงบประมาณ 2561 และอนุมัติให้ดำเนินโครงการจำนวน 4 โครงการ จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 29,915,157 บาท ดังนี้
2.1 โครงการศึกษาสภาวะการแข่งขันในตลาดค้าปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน วงเงิน 5,396,545 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 15 เดือน นับถัดจากวันที่ลงนามในสัญญา
2.2 โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลสถานที่เก็บและปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองของประเทศ ของกรมธุรกิจพลังงาน วงเงิน 4,500,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน นับจากวันที่ลงนามในสัญญา
2.3 โครงการจัดตั้งศูนย์สอบและทะเบียนผู้ปฏิบัติงานตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง ของกรมธุรกิจพลังงาน วงเงิน 7,294,600 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 8 เดือน นับตั้งแต่วันที่ได้รับอนุมัติ
2.4 โครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) วงเงิน 12,724,012 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 9 เดือน นับตั้งแต่วันที่สัญญาระบุให้เริ่มทำงาน
ทั้งนี้ กรอบวงเงินคงเหลือของงบค่าใช้จ่ายอื่น มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นผู้พิจารณาอนุมัติต่อไป
เรื่องที่ 4 แนวทางดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 1/2558 (ครั้งที่ 1) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ดังนี้ โดยให้ กลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 เห็นควรให้ได้รับการต่ออายุสัญญาเดิมออกไปอีก 3-5 ปี โดยรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยสุด ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม เนื่องจากกลุ่มนี้ไม่สามารถเตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงได้ทันภายในระยะ 2-3 ปี ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริงจากการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น และเมื่อสิ้นสุดการขยายสัญญาแล้ว ให้ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ในลักษณะเดียวกับกลุ่มที่ 2 โดยมีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และให้ กลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 เห็นควรให้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียง เฉพาะโรงไฟฟ้าที่มีสถานที่ตั้งอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่ที่มีการใช้ไฟฟ้าและไอน้ำหรือน้ำเย็นปริมาณมากเท่านั้น โดยโรงไฟฟ้าใหม่จะต้องมีขนาดกำลังการผลิตเหมาะสมกับปริมาณความต้องการใช้ไอน้ำของลูกค้า ในนิคมอุตสาหกรรม โดยมีอายุสัญญาไม่เกิน 20 ปี และกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าไม่ให้สูงกว่าที่รับซื้อจากโรงไฟฟ้า IPP และรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการขายให้กับลูกค้าในนิคมอุตสาหกรรมเข้าสู่ระบบของ กฟผ. ในปริมาณที่น้อยที่สุดไม่เกินร้อยละ 20 ของกำลังการผลิตตามสัญญาเดิมที่เคยขายเข้าระบบ ด้วยสัญญาที่เหมาะสมและเป็นธรรม ทั้งนี้ จะต้องมีการปรับปรุงระเบียบที่มีความรัดกุมสามารถกำกับดูแลโรงไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยมีประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงปฐมภูมิสูงกว่าโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ซึ่งมีการก่อสร้างใหม่และมีการผลิตไฟฟ้าอย่างเดียว โดยมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับหลักการและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ไปพิจารณาดำเนินการในรายละเอียดเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
2. สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2558 ร้องเรียนขอให้ทบทวนมติ กพช. เรื่องแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2568 ในประเด็นต่างๆ พร้อมทั้งมีข้อเสนอแนวทางการดำเนินการ ดังนี้ (1) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า ตามที่ กพช. ได้มีมติ เป็นปริมาณที่ต่ำกว่าความเหมาะสมอย่างมาก ควรมีการปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเข้าสู่ระบบของ กฟผ. เป็นไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ (2) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ตามมติ กพช. เป็นการใช้ประโยชน์โรงไฟฟ้าไม่คุ้มค่า เนื่องจากโรงไฟฟ้ามีอายุการใช้งานประมาณ 30 ปี จึงขอปรับเพิ่มอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็น 25 ปี (3) ราคารับซื้อไฟฟ้า ตามที่ กพช. ได้มีมติ เป็นราคาที่ไม่เป็นธรรมและต่ำกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ SPP และได้เสนอแนวทางการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า โดยโครงสร้างราคาอ้างอิงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ประเภทสัญญา Firm ปี 2553 โดยมีการปรับลดอัตราต่างๆ ลง เช่น ค่าพลังไฟฟ้า ให้มีส่วนลดร้อยละ 10 จากสูตรราคาตามระเบียบปี 2553 และค่าพลังงานไฟฟ้า ให้มีการปรับลดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) ลงเป็น 7,900 BTU/kWh ซึ่ง กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2559 (ครั้งที่ 7) เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการกับข้อร้องเรียนของ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา โดยได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 โดยกลุ่มที่ 1 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2560 – 2561 (ต่ออายุสัญญา) ให้มีระยะเวลาสัญญา 3 ปี ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 60 เมกะวัตต์ และไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิม โดยราคารับซื้อไฟฟ้า ณ ราคาก๊าซ 263 บาทต่อล้านบีทียู อยู่ที่ 2.375 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง กลุ่มที่ 2 : SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาภายในปี 2562 – 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ให้มีระยะเวลาสัญญา 25 ปี ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 30 เมกะวัตต์ และไม่เกินร้อยละ 30 ของกำลังผลิตสุทธิ (Net Generation) ไฟฟ้ารวมไอน้ำ และจะต้องไม่เกินกว่าปริมาณขายไฟฟ้าตามสัญญาเดิมอัตรารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 2,8186 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง โดยมอบหมายให้ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามแนวทางข้างต้น
3. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีหนังสือถึง สนพ. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2560 แจ้งว่า มีปัญหาในการดำเนินการต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับบริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) (โครงการ1) เนื่องจาก กฟผ. ตรวจสอบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบริษัทพบว่าสิ้นสุดอายุสัญญาตั้งแต่เดือนกันยายน 2559 ซึ่งไม่ตรงตามเงื่อนไขตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ทั้งนี้ กฟผ. และบริษัทอยู่ระหว่างการดำเนินการเข้าสู่กระบวนการระงับข้อพิพาท โดยการนำเสนออนุญาโตตุลาการเพื่อพิจารณาชี้ขาดวันสิ้นสุดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ กฟผ. ได้มีหนังสือสอบถามแนวทางการดำเนินการต่ออายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของบริษัทไปยังสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ซึ่งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2560 แจ้งให้ทราบว่า กกพ. ได้มีการประชุมหารือแนวทางต่ออายุสัญญาบริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) (โครงการ1) และได้มีข้อเสนอแนะแนวทางการแก้ไข ดังนี้ (1) ในระหว่างที่ กฟผ. และบริษัทอยู่ระหว่างการดำเนินการเข้าสู่กระบวนการระงับข้อพิพาทในประเด็นเรื่องวันสิ้นสุดอายุสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากบริษัทไปพลางก่อนเพื่อไม่ให้เกิดผลกระทบต่อการจำหน่ายไฟฟ้าและไอน้ำให้กับภาคอุตสาหกรรมของประเทศ (2) กกพ. เห็นควรให้เสนอต่อกระทรวงพลังงานพิจารณานำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้การสิ้นสุดอายุสัญญาของโครงการกลุ่มที่ 1 ครอบคลุมในปี 2559 – 2561 จากเดิมกำหนดไว้ปี 2560 – 2561 โดย สนพ. รับทราบในการประชุมคณะอนุกรรมการกำกับดูแลการจัดหาไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนว่า กกพ. มีปัญหาในการทางปฏิบัติในการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ต่อมาสำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. เมื่อวันที่ 19 กันยายน 2560 แจ้งผลการประชุมหารือ เรื่องแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาโดย กกพ. ความเห็นว่า ควรสนับสนุนการปรับปรุงระยะเวลาสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration จากปี 2560 – 2568 เป็นปี 2559 – 2568 เพื่อให้ครอบคลุม SPP ระบบ Cogeneration ที่หมดอายุสัญญาในปี 2559 เห็นชอบหลักการในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงเพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง และ เห็นควรสนับสนุนแนวทางทางเลือกสำหรับโครงการ SPP ระบบ Cogeneration ที่มีความประสงค์จะใช้เครื่องจักรอุปกรณ์เดิม โดยการเปลี่ยนชิ้นส่วนสำคัญบางชิ้นส่วน (Re-powering) ทั้งนี้ จะต้องปรับอัตรา CP1 = 0 สำหรับเงื่อนไขอื่นๆ ให้เป็นไปตามโรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างใหม่ทุกประการ
4. กกพ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. ในวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 แล้วพบว่ามีประเด็นปัญหาในการดำเนินการและข้อเสนอการดำเนินการเพิ่มเติมสรุปได้ดังนี้ กลุ่มที่ 1 (ต่ออายุสัญญา) : บริษัท โกลว์ พลังงาน จำกัด (มหาชน) (โครงการ1) ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 แต่เมื่อมีการตรวจสอบสัญญาแล้วพบว่าสิ้นสุดอายุสัญญา ในปี 2559 ทั้งนี้เกิดจากความเข้าใจคลาดเคลื่อนเกี่ยวกับการนับวันเริ่มต้นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ กฟผ. และ บริษัท และกลุ่มที่ 2 (สร้างโรงไฟฟ้าใหม่) : กกพ. พบว่ามติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 มีการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่อ้างอิงเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ยังขาดความชัดเจนว่าจะสามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงได้หรือไม่ นอกจากนี้มี SPP ระบบ Cogeneration บางราย เสนอให้มีทางเลือกสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration ที่สามารถใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญาแล้วไม่ต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ แต่จะรับซื้อไฟฟ้าในอัตราที่ต่ำลง ซึ่ง สนพ. ได้จัดประชุมหารือร่วมกับ กกพ. และสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนเมื่อวันที่ 14 กันยายน 2560 และวันที่ 3 ตุลาคม 2560 สรุปได้ดังนี้ (1) SPP ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 ไม่สามารถต่ออายุสัญญาได้ เนื่องจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ยังไม่ครอบคลุมโรงไฟฟ้าที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของกลุ่มที่ 1 จากเดิมตั้งแต่ปี 2560 - 2561 เป็น 2559 – 2561 และ (2) กรณี SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง ที่ประชุมพิจารณาแล้วเห็นว่าหาก จะมีการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าให้สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินโดยเฉพาะ จะทำให้ราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงมีราคาโดยรวมต่ำกว่าการรับซื้อไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration จากก๊าซธรรมชาติ จึงเห็นควรกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้ากรณีใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง โดยใช้หลักการเดียวกันกับการกำหนดราคารับซื้อ SPP ระบบ Cogeneration ที่อ้างอิงก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) เท่ากับ SPP ระบบ Cogeneration ที่มีการประกาศรับซื้อในรอบปี 2553 รวมทั้งเห็นควรเพิ่มให้ค่าขนส่งถ่านหิน (Freight Charge) (EP3) ซึ่งสรุปได้ว่าราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 2.54 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง เพื่อให้ครอบคลุมกลุ่มที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 – 2561 สนพ. เห็นควรกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า SPP ระบบ Cogeneration ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงสำหรับกลุ่มนี้ด้วย โดยใช้หลักการเดียวกันกับการกำหนดราคารับซื้อ SPP ระบบ Cogeneration ที่อ้างอิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งสรุปได้ว่าราคารับซื้อไฟฟ้าอยู่ที่ 1.24 บาทต่อกิโลวัตต์ – ชั่วโมง (ณ ราคาถ่านหิน 84.97 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน = 2,888.98 บาทต่อตัน) กรณีข้อเสนอทางเลือกสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration สามารถใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญา หรือสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าให้ทัดเทียมกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ โดยอาจไม่จำเป็นต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ทั้งหมด รวมทั้งที่ประชุมมีความเห็นว่าเห็นควรให้ SPP ระบบ Cogeneration สามารถสมัครใจเลือกใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญา หรือสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าให้ทัดเทียมกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ โดยไม่จำเป็นต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ แต่จะต้องดำเนินการตามข้อกำหนดเหมือนกับกรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และจะไม่ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าในส่วนของค่าพลังไฟฟ้า (CP1= 0) เนื่องจากอัตรานี้ประเมินจากปริมาณเงินลงทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และ สนพ. ได้เสนอแนวทางแก้ไขปัญหาและข้อเสนอการดำเนินการเพิ่มเติมต่อ กบง. เพื่อพิจารณา
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาและข้อเสนอการดำเนินการเพิ่มเติม ดังนี้
1. ปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของกลุ่มที่ 1 จากเดิมตั้งแต่ปี 2560 - 2561 เป็น 2559 – 2561
2. ราคารับซื้อไฟฟ้า กรณี SPP ระบบ Cogeneration ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง ดังนี้
3. SPP ระบบ Cogeneration สามารถใช้เครื่องจักรและอุปกรณ์เดิมที่ได้มีการปรับปรุงหรือเปลี่ยนแปลงก่อนวันสิ้นสุดอายุสัญญา หรือสามารถปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าให้ทัดเทียมกับการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ได้ โดยไม่ต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ทั้งหมด แต่จะต้องดำเนินการตามข้อกำหนดเหมือนกับกรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และจะไม่ได้รับอัตรารับซื้อไฟฟ้าในส่วนของค่าพลังไฟฟ้า (CP1= 0)
4. มอบคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานสามารถพิจารณาปรับปรุงแนวทางการดำเนินการได้ ในกรณีมีปัญหาในทางปฏิบัติ ยกเว้นเฉพาะเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าหากจะมีการเปลี่ยนแปลงจะต้องนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ทั้งนี้ ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ผู้แทนบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (นายเทวินทร์ วงศ์วานิช) สรุปสาระสำคัญ ให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 เห็นชอบให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอขอความเห็นชอบเพื่อลงนามสัญญาซื้อขาย LNG จาก กพช. ในลำดับต่อไป โดยเมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้ว จะรายงานให้ ครม. เพื่อรับทราบต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2556 กระทรวงพลังงาน ให้ความเห็นว่า ปตท. สามารถลงนาม Heads of Agreement (HOA) ในลักษณะ Non – legally binding กับโครงการ Mozambique LNG Area1 ได้ เพื่อจัดหา LNG ระยะยาว ในปริมาณ 2.625 ล้านตันต่อปี เป็นระยะเวลา 20 ปี โดยมีกำหนดส่งมอบ (เดิม) ในปี 2561/2562 แต่เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างมากตั้งแต่ช่วงปลายปี 2557 เป็นต้นมา ทำให้โครงการ Mozambique LNG Area1 ไม่สามารถประกาศตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision : FID) ได้ตามกำหนดเดิมในสัญญา HOA (วันที่ 31 ธันวาคม 2557)
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (แผน Gas Plan 2015) ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579(แผน PDP 2105; New Base Case) และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 รับทราบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 – 2579 (กรณีปรับปรุงครั้งที่ 2 (พ.ศ. 2559)) และรับทราบปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติครั้งล่าสุด เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ต่อมาเมื่อวันที่ 22 กันยายน 2560 ปตท. ได้รายงานต่อที่ประชุมระหว่างรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานกับ ปตท. ว่าการเจรจาสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับโครงการ Mozambique LNG Area1 แล้วเสร็จ
3. สถานการณ์และแนวโน้มราคา LNG ในตลาดโลก โดยในปี 2559 ปริมาณอุปทาน LNG ในตลาดโลก เพิ่มขึ้นเป็น 265 ล้านตัน จากในปี 2558 ซึ่งอยู่ที่ 250 ล้านตัน จากโครงการผลิต LNG แหล่งใหม่จากประเทศออสเตรเลีย สหรัฐอเมริกา มาเลเซีย และแองโกลา เป็นต้น ที่ทยอยเข้าสู่ตลาดอย่างต่อเนื่อง ในขณะที่ความต้องการซื้อ LNG ส่วนใหญ่ยังคงมาจากประเทศผู้ซื้อในภูมิภาคเอเชีย คิดเป็นร้อยละ 73 ของปริมาณความต้องการ LNG ทั่วโลก ทั้งนี้ ราคา Spot LNG ในไตรมาสที่ 2 ยังคงตัวอยู่ที่ระดับประมาณ 5 – 6 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู แต่จากการผลักดันนโยบายการลดมลพิษทางอากาศของประเทศเกาหลีใต้และประเทศจีน ส่งผลให้ปริมาณความต้องการ LNG เพิ่มสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ และเป็นปัจจัยสนับสนุนสำคัญให้ราคา Spot LNG ไม่ปรับลดลง แม้ว่าตลาดจะมีอุปทานเพิ่มมากขึ้น ทั้งนี้บริษัทผู้เชี่ยวชาญ อาทิ บริษัท Wood Mackenzie บริษัท FGE Energy และบริษัท Poten Partners มีความเห็นว่าตลาด LNG ว่ายังอยู่ในสภาวะที่มีอุปทานสูงกว่าอุปสงค์ (supply surplus) จนถึงปี 2565 – 2566 สำหรับประเทศไทยตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปรับปรุงเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ยังมีความต้องการ LNG ตั้งแต่ปี 2566 เป็นต้นไป สูงขึ้นอย่างต่อเนื่องมากกว่า 18 ล้านตันต่อปี ถึงแม้ว่า ปตท. มีการลงนามสัญญา LNG ระยะยาวจำนวน 4 สัญญากับบริษัท Qatargas บริษัท Shell บริษัท BP และบริษัท PETRONAS ปริมาณรวม 5.2 ล้านตันต่อปี ประเทศไทยยังมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติม เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซฯ ภายในประเทศ และเป็นการเพิ่มความมั่นคงทางพลังงานให้ประเทศอีกด้วย
4. สาระสำคัญในสัญญา LNG SPA กับ Mozambique ผู้ขายคือ MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE.LTD ปริมาณซื้อขาย 2.625 ล้านตันต่อปี (มี Ramp up ในช่วง 12 เดือนแรกหลังจาก Commercial Start Date) กำหนด (Commercial Start Date) กำหนดส่งมอบตามสัญญาฯ ไม่เกินวันที่ 30 มิถุนายน 2567 อายุสัญญา 20 ปี (คู่สัญญาเห็นชอบร่วมกันในการขยายอายุสัญญา) แหล่งก๊าซที่ใช้ผลิต LNG ในระยะแรก แหล่งก๊าซ Golfinho-Atum ในพื้นที่สัมปทาน Mozambique Area 1 ประเทศโมซัมบิก เป็นต้น นอกจากนี้สัญญา LNG SPA มีเอกสาร แนบท้ายที่เกี่ยวข้อง จำนวน 3 ฉบับ ประกอบด้วย สัญญา Concessionaire Guarantee หนังสือ Notice and Acknowledgement และแบบฟอร์มสัญญา Deed of Transfer and Accession
5. จากสถานการณ์ LNG ในตลาดโลกปัจจุบันที่เป็นตลาดของผู้ซื้อซึ่งทำให้ผู้ซื้อมีอำนาจต่อรองสูง จึงเป็นช่วงเวลาเหมาะสมที่ประเทศไทยจะจัดหา LNG ระยะยาวเพิ่มเติมจากโครงการ Mozambique LNG Area1 ก่อนที่ตลาดจะกลับมาเป็นของผู้ขายอีกครั้งในปี 2565 ดังนั้น ปตท. จึงได้ดำเนินการเจรจากับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE.LTD เพื่อขอปรับลดราคาลงจากที่เคยตกลงไว้ตามสัญญา HOA ให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น สรุปว่าราคาสุดท้ายที่ตกลง คือ ปรับลดลงจากราคาเดิมในสัญญา HOA เฉลี่ยประมาณ 2.07 – 2.87 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู และปรับลดต่ำกว่าระดับราคาของ PETRONAS ทุกระดับราคาน้ำมัน เฉลี่ยประมาณ 0.17 – 0.18 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู (เปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 – 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และ Henry Hub ที่ 3.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ทั้งนี้ การลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) กับ MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE.LTD PTE.LTD เพื่อจัดหา LNG ระยะยาวจากโครงการ Mozambique LNG Area1 เป็นการตกลงสัญญาซื้อขายที่มีผลผูกพันระยะยาว และมีมูลค่าสูงคิดเป็นมูลค่าตลอดอายุสัญญาฯ (ปริมาณ 2.625 ล้านตันต่อปี คิดเป็นมูลค่าสัญญา 20 ปี ประมาณ 19,000 – 20,000 ล้านเหรียญสหรัฐฯหรือเท่ากับประมาณ 6.46 – 6.8 แสนล้านบาท) คิดที่ราคา lNG บนระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 – 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และ Henry Hub ที่ 3 – 5 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู ที่อัตราแลกเปลี่ยน 34 บาทต่อเหรียญสหรัฐ)
6. กรมเชื้อเพลิงธรรมชิตได้เสนอความเห็นต่อการซื้อขาย LNG ระหว่าง ปตท. MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE.LTD PTE.LTD ประกอบด้วย (1) ราคา LNG SPA จากโครงการ Mozambique LNG Area1 อยู่ในระดับที่ต่ำกว่าราคาอื่นๆ ในสัญญาระยะยาวของบริษัท ปตท. ได้แก่บริษัท Qatargas บริษัท Shell บริษัท BP และบริษัท PETRONAS รวมถึงอยู่ในระดับต่ำเทียบกับสัญญาอื่นๆ ในตลาด LNG ที่มีการตกลงในช่วงเดียวกัน (2) ปัจจุบัน ปตท. มีการลงนามสัญญา LNG ระยาวจำนวน 4 สัญญาจากบริษัท Qatargas บริษัท Shell บริษัท BP และบริษัท PETRONAS ปริมาณรวม 5.2 ล้านต่อปี และเมื่อรวมกับปริมาณ LNG จากโครงการ Mozambique LNG Area1 จำนวน 2.625 ล้านตันต่อปี จะมีปริมาณรวมทั้งหมด 7.825 ล้านตันต่อปี ซึ่ง LNG จากโครงการดังกล่าวจะถูกส่งเข้าประเทศไทยครั้งแรกในปี 2566 เมื่อเทียบสัดส่วนความต้องการ LNG ณ ปี 2566 สัดส่วนการจัดหา LNG แบบสัญญาระยะยาวคิดเป็นร้อยละ 39 ซึ่งสอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติภายในประเทศ และเป็นการเพิ่มความมั่นคงทางพลังงานให้ประเทศอีกด้วย และ (3) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติได้มีข้อสังเกตว่า ปตท. ควรคำนึงถึงคุณภาพของ LNG เช่น ค่าความร้อน (Heating Value) ให้เหมาะสมกับคุณภาพก๊าซธรรมชาติที่ใช้ภายในประเทศในปัจจุบัน รวมทั้งฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นดังนี้ (1) โครงการ Mozambique LNG Area1 มีปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติขนาดใหญ่ (มากกว่า 75 TCF) (2) การขนส่ง LNG จากประเทศโมซัมบิกมาถึงประเทศไทยใช้เวลาประมาณ 12 – 15 วัน ซึ่งใกล้เคียงกับการขนส่ง LNG จากเอเชียตะวันออกกลาง (3) ราคาที่สามารถต่อรองได้จากโครงการ Mozambique LNG Area1 ถือเป็นข้อเสนอที่ต่ำที่สุดในสัญญาระยะยาวของ ปตท. และอยู่ในระดับต่ำเทียบกับสัญญาอื่นๆ ในตลาด LNG ที่มีการตกลงในช่วงเดียวกัน และ (4) ประเทศไทยมีโอกาสเข้าร่วมพัฒนาและขยายธุรกิจ การค้า และการลงทุนกับประเทศโมซัมบิก เนื่องจากประเทศโมซัมบิกอยู่ระหว่างพัฒนาประเทศในหลายด้าน จึงเห็นควรให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) นำเสนอร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE, LTD. ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติร่วมกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) กับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานอีกครั้ง
1. ตามที่ ได้มีการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในวันที่ 5 กันยายน 2560 ซึ่งที่ประชุมได้มีการพิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล และในการประชุมดังกล่าวได้เชิญผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุดเข้าร่วมประชุมด้วย ซึ่งต่อมาผู้แทนสำนักงานอัยการสูงสุด (นายโกเมธ ทองภิญโญชัย) ได้มีหนังสือให้ความเห็นและข้อสังเกตเกี่ยวกับการพิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหา ความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลมายังประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้มีหนังสือสอบถามความเห็นเรื่องดังกล่าวกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในฐานะเป็นคู่สัญญากับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาในการประชุม กบง. ในวันที่ 4 ตุลาคม 2560
2. กฟผ. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2560 ชี้แจง 2 ประเด็น ดังนี้ (1) ประเด็นเกี่ยวกับการขอความเห็นชอบต่อ กบง. เพื่อแก้ไขเปลี่ยนแปลงลักษณะรูปแบบของโครงการแบบ Adder เป็นรูปแบบ Feed in Tariff (FiT) โดยข้อเท็จจริงของการขอแก้ไขเปลี่ยนแปลงลักษณะรูปแบบของโครงการ โดยอ้างเหตุไม่เป็นธรรมและความเดือดร้อนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล รวมทั้งปัญหาเกี่ยวกับภาระต้นทุนจากการปรับเพิ่มขึ้นของค่าดำเนินการฯ อย่างต่อเนื่องนั้น เหตุตามที่อ้างเหล่านั้นไม่ได้เกิดขึ้นเนื่องจากความผิดของ กฟผ. ซึ่งเป็นคู่สัญญา และ (2) ประเด็นเกี่ยวกับให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาเงื่อนไขยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า รวมทั้งหน่วยงานของรัฐในฐานะคู่สัญญาได้แสดงความยินยอมหรือไม่ ซึ่งตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า กรณีประเภทสัญญา Firm สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กเฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนก่อนปี พ.ศ. 2550 ข้อ 16 หลักค้ำประกันการยกเลิกสัญญาก่อนครบกำหนดอายุสัญญา และสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กตามระเบียบรับซื้อไฟฟ้าฯ ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 เป็นต้นไป ข้อ 17 หลักค้ำประกันการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหลังวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (COD) กำหนดเงื่อนไขให้บริษัทต้องยื่นหลักค้ำประกันก่อนวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า เพื่อใช้เป็นหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาจนครบกำหนดอายุสัญญา ซึ่ง กฟผ. จะคืนหลักค้ำประกันให้บริษัท เมื่อ 1) ครบอายุสัญญา หรือ 2) กฟผ. ได้รับการชดใช้ความเสียหายจากการที่บริษัทปฏิบัติผิดสัญญาครบถ้วนแล้ว หรือ 3) กฟผ. เป็นฝ่ายผิดสัญญา ทั้งนี้ หากมีการยกเลิกสัญญาโดยมิใช่ความผิดของฝ่ายใดฝ่ายหนึ่ง อาจทำให้ กฟผ. และคู่สัญญาไม่สามารถปฏิบัติตามข้อสัญญาดังกล่าวมาแล้ว ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้นำเสนอ กบง. เพื่อทราบและขอให้ กบง. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดส่งความเห็นของ กฟผ. ให้ กกพ. ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานหารือกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พิจารณาหาแนวทางในการดำเนินงานเกี่ยวกับหลักการค้ำประกันและการแก้ไขสัญญาสัญญากับผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) ชีวมวลเพื่อให้เกิดความเป็นธรรม และรัฐไม่เสียผลประโยชน์
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาตามขอบเขตอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และหากมีประเด็นเชิงนโยบายที่จะขอรับทราบความชัดเจนใดๆ จากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ขอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานจัดทำหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อขอให้นำเสนอเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
กบง. ครั้งที่63 - วันพุธที่ 25 กรกฎาคม พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 16/2561 (ครั้งที่ 63)
เมื่อวันพุธที่ 25 กรกฎาคม พ.ศ. 2561 เวลา 12.30 น.
1. รายงานความคืบหน้าการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
2. แนวทางสำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะยาวจากประเทศโมซัมบิกของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
4. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 เมษายน 2561 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติรับทราบแนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ (แผน PDP ฉบับใหม่) โดยการจัดทำ PDP ฉบับใหม่ มีแนวทางในการดำเนินงานที่สำคัญ ดังนี้ (1) จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Forecast) ของประเทศและรายภูมิภาคในระยะยาวใหม่ (2) บริหารจัดการกิจการด้านพลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้สอดคล้องกับแนวทางการบริหารจัดการใหม่ตามแนวทางประชารัฐ (3) สร้างการมีส่วนร่วมของภาคประชาชน โดยเปิดรับฟังความเห็นต่อร่างแผน PDP เพื่อรวบรวมความคิดเห็นและข้อเสนอแนะเสนอให้ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป (4) จัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ โดยจัดทำแผนเป็นรายภูมิภาคและจัดทำแผนระบบไฟฟ้าสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ประเมินกำลังผลิตไฟฟ้า (Supply) ของทั้งประเทศและรายภูมิภาค เพื่อจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ ทั้งนี้ ขั้นตอน และกรอบระยะเวลาการจัดทำแผนในการดำเนินงานในการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ คาดว่าจะเสนอให้ กพช. พิจารณาแผน PDP ฉบับใหม่ ภายในเดือนกันยายน 2561
2. สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า (Load Forecast) ในภาพรวมของประเทศและรายภูมิภาค และจัดให้มีการเสวนาแลกเปลี่ยนประเด็น (Open Forum) เพื่อรับทราบข้อแนะนำ (Inputs) เกี่ยวกับการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ จากผู้มีส่วนได้เสียทุกภาคส่วน จำนวน 9 ครั้ง รวมทั้งมีการวิเคราะห์ Existing Capacity ของโรงไฟฟ้าต่างๆ ทั้งนี้ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการกำหนดสมมติฐานและเงื่อนไขในการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ (New Supply) เป็นรายภาค โดยพิจารณาแหล่งผลิตไฟฟ้าให้มีความเหมาะสมกับศักยภาพเชื้อเพลิงในแต่ละพื้นที่ให้สามารถรองรับความต้องการไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอ ซึ่งหลักการสำคัญในการพิจารณา ได้แก่ กำลังผลิตไฟฟ้าในพื้นที่รายภาคจะต้องสมดุลกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ โดยมุ่งเน้นการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าโดยการพัฒนา/ปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเพิ่มความสามารถในการส่งผ่านพลังงานไฟฟ้าระหว่างภูมิภาค โดยแผน PDP ฉบับใหม่ จะพิจารณากรอบระยะเวลาออกเป็นช่วงละ 5 ปี ตลอดระยะเวลาของแผน 20 ปี เพื่อให้เกิดความยืดหยุ่นในการดำเนินงาน และเพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการลงทุนซึ่งจะสามารถตอบสนองต่อสภาพเศรษฐกิจและสิ่งแวดล้อมได้อย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ การพิจารณาจัดสรรโรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงในพื้นที่และโรงไฟฟ้าเพื่อการแข่งขันนั้น จะมีหลักการพิจารณาที่สำคัญ โดยคำนึงถึงการใช้ทรัพยากรที่มีอยู่ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคง ต้องอยู่ใกล้ศูนย์กลางการส่งจ่ายพลังงาน (Load Center) และสามารถส่งจ่ายไฟฟ้าได้หลายทิศทาง และต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่รักษาเสถียรภาพของระบบส่งไฟฟ้า (Grid Stability) ได้ เช่น ลดความแปรปรวนของคุณภาพไฟฟ้า รวมถึงกรณีเกิดเหตุฉุกเฉิน เป็นต้น รวมทั้งต้องสามารถรองรับการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ได้ ต้องสามารถควบคุมแรงดันหรือความถี่ได้ ระบบมีความยืดหยุ่น เช่น สามารถหยุดเดินเครื่องได้บ่อย Start Up ได้รวดเร็ว Ramp Rate ขึ้นหรือลงได้อย่างรวดเร็ว รองรับการเดินเครื่อง (Minimum Generation) ที่ต่ำสุด เป็นต้น (2) โรงไฟฟ้าเพื่อการแข่งขัน ต้องมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม มีการแข่งขัน มีมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงาน (EE) ด้านสมาร์ทกริด (Smart Grid) และด้านการส่งเสริมการผลิตเองใช้เอง (Prosumer) ซึ่งถือเป็นส่วนหนึ่งของการแข่งขัน (Virtual Power Plant) ที่อาจช่วยในการลดการก่อสร้างโรงไฟฟ้า รวมทั้งศักยภาพเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าต้องมีความเหมาะสมเพียงพอในแต่ละพื้นที่ สามารถรองรับระบบได้ในกรณีเกิดเหตุฉุกเฉินได้ และการแข่งขันต้องมีความหลากหลายทั้งจากการแข่งขันระหว่างเชื้อเพลิง การดำเนินการตามมาตรการที่ช่วยส่งเสริมการประหยัดพลังงาน การส่งเสริมพลังงานทดแทนที่มีต้นทุนต่ำ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เห็นชอบให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอขอความเห็นชอบเพื่อลงนามสัญญาซื้อขาย LNG จาก กพช. โดยเมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้ว จะรายงานให้ ครม. เพื่อรับทราบต่อไป ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2556 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึง ปตท. แจ้งว่า ปตท. สามารถดำเนินการลงนาม Heads of Agreement (HOA) ในลักษณะ Non - legally binding กับโครงการ Mozambique LNG Area1 ได้ เพื่อจัดหา LNG ระยะยาว ในปริมาณ 2.625 ล้านตันต่อปี เป็นระยะเวลา 20 ปี โดยมีกำหนดส่งมอบ (เดิม) ในปี 2561/2562 แต่เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างมากตั้งแต่ช่วงปลายปี 2557 เป็นต้นมา ทำให้โครงการ Mozambique LNG Area1 ไม่สามารถประกาศการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision : FID) ได้ตามกำหนดเดิมในสัญญา HOA (วันที่ 31 ธันวาคม 2557)
2. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (แผน Gas Plan 2015) ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558-2579 (แผน PDP 2015; New Base Case) ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้รับทราบแผน Gas Plan 2015 (กรณีปรับปรุงครั้งที่ 2 (พ.ศ. 2559)) และเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้รับทราบการปรับปรุงแผน Gas Plan ครั้งล่าสุด
3. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอที่ประชุม กบง. อีกครั้ง ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2561 กบง. ได้รับทราบการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Competitive Demand Supply และการกำหนดตลาดเพื่อเปิดให้มีการแข่งขัน และเห็นชอบหลักการกลไกบริหารการจัดหา LNG ดังนี้(1) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (Portfolio) เป็นการจัดหาก๊าซสำหรับตลาด Competitive Demand และ Competitive Supply ผู้จัดหา (Shipper) สามารถจัดหา LNG ได้ตามปริมาณและราคาที่ต้องการ เพื่อประโยชน์ในการค้าของตนเอง ซึ่งอาจเป็นตลาดในประเทศหรือต่างประเทศก็ได้ โดยที่ผู้จัดหาไม่สามารถขอนำปริมาณและราคา LNG ดังกล่าวมาคิดรวมในราคา Pool ได้ เป็นการจัดหาที่ผู้จัดหาต้องรับความเสี่ยงทั้งด้านปริมาณและราคาเอง ซึ่งสามารถจัดหาก๊าซฯ ด้วยสัญญา Spot สัญญาระยะสั้น หรือสัญญาระยะยาวได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. (2) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง เป็นการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อป้อนให้กับตลาด Legacy Demand และ Competitive Supply ซึ่งเป็นกรณีที่ประเทศ มีความต้องการใช้ LNG และสามารถส่งผ่านราคาไปคิดรวมในราคา Pool Gas หรือ Power Pool ได้ ผู้จัดหาจะต้องได้รับความเห็นชอบจากภาครัฐก่อนจึงจะดำเนินการได้ และเพื่อให้เกิดการแข่งขันที่จะทำให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุดในการจัดหา LNG ของประเทศ ให้ดำเนินการ ดังนี้ 1) การจัดหาด้วยสัญญาแบบ Spot หรือสัญญาระยะสั้น ให้หน่วยงานที่ได้รับมอบหมายเป็นผู้ดำเนินการจัดหา โดยมีเงื่อนไขว่า กรณีราคา LNG ไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S ให้ดำเนินการนำเข้าได้โดยไม่ต้องขออนุมัติ ส่วนกรณีอื่นๆ ให้ เสนอ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) พิจารณาอนุมัติ 2) การจัดหาด้วยสัญญาระยะยาว ให้มีเงื่อนไขว่า ให้กระทรวงพลังงานเสนอขอความเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซฯ และเงื่อนไขประกอบการจัดหา LNG (ปริมาณและระยะเวลาในสัญญา) ต่อ กพช. และให้หน่วยงานของรัฐดำเนินการจัดหา ซึ่งอาจใช้วิธีการเจรจาหรือวิธีการประมูลคัดเลือก (Bidding) 3) ในกรณีที่ประเทศเกิดความจำเป็นต้องใช้ LNG เป็นการเร่งด่วนแล้ว ให้หน่วยงานที่จัดซื้อ LNG เชิงพาณิชย์นำ LNG มาใช้ในประเทศเป็นลำดับแรก ภายใต้เงื่อนไขการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ และราคาเป็นไปตามราคาตลาดโลก 4) มอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาการจัดหา LNG ของ ปตท. ว่าเป็นการจัดหาเพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคงหรือจัดหาเพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์
4. สาระสำคัญในสัญญา LNG SPA โครงการ Mozambique LNG Area1 (1) ข้อมูลทั่วไปของโครงการ Mozambique LNG Area 1 คือ มีแผนพัฒนาโครงการผลิต LNG ซึ่งตั้งอยู่ Afungi peninsula ในเมือง Cabo Delgado ประเทศโมซัมบิก ผู้ถือหุ้นในโครงการฯ ประกอบด้วย บริษัท Anadarko บริษัท Mitsui บริษัท Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH) บริษัท Bharat Petroleum บริษัท ONGC Videsh Ltd (OVL) บริษัท BREML ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุน OVL และบริษัท Oil India JV และบริษัท ปตท.สผ. โดยในระยะแรก โครงการฯ มีแผนจะพัฒนาแหล่งก๊าซ Golfinho-Atum ในพื้นที่สัมปทาน Area1 มีปริมาณก๊าซสำรอง 2P ประมาณ 15 Tcf และพัฒนาโครงการผลิต LNG จำนวน 2 หน่วยการผลิต มีกำลังการผลิตรวม 12 ล้านตันต่อปี ปัจจุบันโครงการฯ อยู่ระหว่างการเจรจาและสรุปสัญญา LNG (LNG SPA/HOA) กับลูกค้าที่มีศักยภาพหลายราย รวมถึง ปตท. ปริมาณรวม 8 - 9 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ โครงการฯ มีแผนกำหนดประกาศ FID ภายในปี 2561 และคาดว่าจะเริ่มผลิต LNG ได้ในปี 2566/2567 โดยในอนาคตมีแผนที่จะพัฒนาแหล่งก๊าซ Prosperidade ซึ่งมีปริมาณก๊าซสำรอง 2P ประมาณ 17.5 Tcf ในพื้นที่ร่วมพัฒนากับพื้นที่สัมปทาน Area 4 และจะเพิ่มหน่วยการผลิต LNG ในระยะถัดไป (2) เงื่อนไขหลักในสัญญา LNG SPA และเงื่อนไขเพิ่มเติมในฐานะผู้ซื้อรายแรก (First mover) ปตท. ในฐานะเป็นผู้ซื้อรายแรกที่สรุปการเจรจาสัญญา LNG SPA (First mover) โครงการฯ ให้เงื่อนไขเพิ่มเติมจากสัญญา LNG SPA กับ ปตท. ไว้ว่าหากผู้ขายตกลงทำสัญญาขาย LNG ให้ผู้ซื้อรายอื่นด้วยเงื่อนไขราคาที่ต่ำกว่าที่ ปตท. ได้รับ ผู้ขายจะต้องเปิดเจรจาเงื่อนไขราคาใหม่กับ ปตท. เปิดโอกาสให้เจรจาจัดหา LNG ด้วยเทอมส่งมอบแบบ FOB ภายใต้สัญญานี้ หากผู้ขายทำสัญญา FOB กับผู้ซื้อรายอื่น
5. สรุปผลการเจรจาราคาซื้อขาย LNG กับโครงการ Mozambique LNG Area1 เนื่องจากสถานการณ์ ตลาด LNG เป็นตลาดของผู้ซื้อ จึงเป็นโอกาสของ ปตท. ในการเจรจากับโครงการ Mozambique LNG Area1 เพื่อขอปรับลดราคาลง จากที่เคยตกลงไว้ตามสัญญา HOA ให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น ปตท. บรรลุข้อตกลงราคาใหม่กับโครงการ Mozambique LNG Area1 โดยราคาสุดท้ายที่ตกลงนั้นปรับลดลงจากราคาเดิมในสัญญา HOA เฉลี่ยประมาณ 2.07 - 2.87 $/MMBtu และปรับลดต่ำกว่าระดับราคาของ PETRONAS ทุกระดับราคาน้ำมัน เฉลี่ยประมาณ 0.17 - 0.18 $/MMBtu (เปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 - 100 $/bbl และ Henry Hub ที่ 3.5 $/MMBtu)
6. สถานการณ์การจัดหาและการใช้ก๊าซธรรมชาติ (1) ความต้องการการใช้ก๊าซธรรมชาติต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ จากการติดตามการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (กรณีปรับปรุงครั้งที่ 2 (พ.ศ. 2559)) พบว่าในปี 2560 และในปี 2561 (เดือนมกราคม – พฤษภาคม 2561) มีการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 4,721 และ 4,662 พันล้านบีทียูต่อวัน ซึ่งต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ประมาณร้อยละ 6 และ 9 ตามลำดับ (2) ปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (ที่มีสัญญาในปัจจุบันและคาดว่าจะมีสัญญาในอนาคต) ยังเพียงพอสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน ตามสัญญาซื้อและขายของ ปตท. ทั้งนี้ ในส่วนของการนำเข้า LNG ในอนาคตจะเป็นการนำเข้าเพื่อสนับสนุนโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน โรงไฟฟ้า SPP ภาคอุตสาหกรรมและ NGV (3) เมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2561 กบง. มีมติรับทราบหลักเกณฑ์การจำแนกตลาดก๊าซธรรมชาติเป็น 3 ตลาด คือ 1) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Legacy Supply ซึ่งเป็นตลาดที่ ปตท. เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติ และนำมารวมใน Pool ราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งขายให้กับกลุ่มผู้ใช้ คือ GSP โรงไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้า IPP และ SPP ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน 2) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่ต้องนำ LNG มาเพื่อป้อนในส่วนที่ไม่เพียงพอต่อความต้องการของผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่ม GSP โรงไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้า IPP และ SPP ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน ซึ่งสามารถส่งผ่านราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้เข้าไปที่ Pool Gas หรือ Power Pool ได้ และ 3) ตลาดสำหรับ Competitive Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่เปิดให้เกิดการแข่งขันอย่างเต็มที่ที่ผู้ซื้อผู้ขายก๊าซธรรมชาติสามารถเลือกได้อย่างเสรี ราคาจะเป็นไปตามตกลงระหว่างผู้จัดหาและผู้ใช้ในกลุ่มของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ใหม่และโรงไฟฟ้า SPP ที่จะลงนามสัญญาใหม่ รวมถึงความต้องการก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยที่มีการกำกับจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
7. การพิจารณาของ สนพ. และ ชธ. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 กบง. ได้มอบหมายให้ ชธ. ร่วมกับ สนพ. พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอที่ประชุม กบง. อีกครั้ง ต่อมาเมื่อวันที่27 เมษายน 2561 ปตท. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเรื่อง แนวทางการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวของ ปตท. โดย ปตท. ได้ขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวจากโครงการ Mozambique LNG Area 1 ประเทศโมซัมบิกของ ปตท. ว่าจะให้เป็นการจัดหาเพื่อความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ (ให้นำราคาไปรวมในราคา Pool) หรือพิจารณาดำเนินการจัดหาและซื้อ LNG จากโครงการฯ เพื่อการพาณิชย์ (Portfolio) และขอให้นำเสนอ กพช. พิจารณากำหนดแนวทางการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวของ ปตท. ดังกล่าว ทั้งนี้ สนพ. และ ชธ. ได้หารือในประเด็นที่ ปตท. ร้องขอ โดยที่ประชุมได้พิจารณาจากข้อมูลการซื้อและขายก๊าซฯ ตามสัญญาของ ปตท. และการจำแนกตลาดก๊าซธรรมชาติแล้วพบว่า (1) ปริมาณการจัดหาก๊าซฯ ตามสัญญาของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบันมีเพียงพอกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับกลุ่ม Legacy Demand ได้จนถึงปี 2571 การนำเข้า LNG จากประเทศโมซัมบิก อาจทำให้เกิดความเสี่ยงต่อภาระ Take or Pay เนื่องจากความต้องการใช้ก๊าซฯ ของประเทศลดลง (2) การจัดหาก๊าซฯ จากประเทศโมซัมบิก หากพิจารณาเป็น Competitive Supply ก็สามารถดำเนินการได้เนื่องจากความต้องการก๊าซฯ สำหรับกลุ่ม Competitive Demand มีตั้งแต่ปี 2561 เป็นต้นไป (3) ภายหลังปี 2572 ถ้าจะจัดหาก๊าซฯ เข้า Pool ก็สามารถนำปริมาณก๊าซฯ จาก Portfolio มาประมูลหรือขายเข้า Pool ได้ ดังนั้น เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ที่ประชุมจึงเห็นควรให้การจัดหา LNG ของ ปตท. จากโครงการ Mozambique LNG Area 1 ประเทศโมซัมบิก สามารถจัดหาเพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคงได้ ในปี 2572 เป็นต้นไป อย่างไรก็ตาม หาก ปตท. จะจัดหา LNG จากแหล่งดังกล่าวเพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ก็สามารถดำเนินการได้ทันที เนื่องจากมีตลาดในกลุ่ม Competitive Demand รองรับอยู่แล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG ระยะยาวจากประเทศโมซัมบิก เพื่อประโยชน์ในการค้า LNG เชิงพาณิชย์ (portfolio LNG trader) ทั้งในตลาดในประเทศและต่างประเทศ ทั้งนี้ มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอความเห็นของ กบง. ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2560 กพช. ได้เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ และได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง ดังนี้ (1) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อม ทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด โดยหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 (2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ 1) Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ2) Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper (3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซฯ โดยให้เป็นการแยกทางบัญชีก่อนแล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป โดยให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ดังกล่าวทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator : TSO) ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ โดยให้ TSO มีการกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ด้วยเช่นกัน (4) มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากการนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และจากการนำเข้า LNG โดยในส่วนของ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้า LNG หลายราย (5) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ และ (6) สำหรับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในฐานะศูนย์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
2. ความก้าวหน้าการดำเนินงาน กฟผ. มีดังนี้ (1) การเตรียมความพร้อมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ดังนี้ 1) สัญญาจัดหา LNG (Term contract) ซึ่งได้รับอนุมัติร่างสัญญาแม่บทซื้อขาย LNG และเอกสารประกวดราคาจัดหา LNG จากคณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2561 ปัจจุบันอยู่ระหว่างเสนออัยการสูงสุตรวจพิจารณา โดย กฟผ. คาดว่าจะลงนามสัญญาจัดหาฯ ได้ ภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2562 2) สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ของ บจ. พีทีที แอลเอ็นจี โดยอยู่ระหว่างเสนอขออนุมัติจากคณะกรรมการ กฟผ. คาดว่าจะลงนามสัญญาภายในปี 2561 3) สัญญาใช้ความสามารถในการให้บริการระบบท่อส่งก๊าซฯ ของ บมจ.ปตท. อยู่ระหว่างเสนอขออนุมัติจากคณะกรรมการ กฟผ. คาดว่าลงนามสัญญาภายในปี 2561 4) สัญญาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติกับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนดอยู่ระหว่างจัดทำสัญญา คาดว่าลงนามสัญญาภายในปี 2561 และ 5) สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนด อยู่ระหว่างจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้า ของ กฟผ. ที่กำหนดให้รับ LNG ของ กฟผ. เพื่อเสนอขออนุมัติจาก กกพ. คาดว่าลงนามสัญญาภายในปี 2561 (2) การพิจารณานำก๊าซ LNG มาใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนด (ตั้งแต่ปี 2562เป็นต้นไป) ดังนี้ 1) พิจารณาโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุดในปัจจุบัน ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม วังน้อย ชุดที่ 4 ขนาด 750 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,700 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และ/หรือ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมบางปะกง ชุดที่ 5 ขนาด 710 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,900 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และ/หรือ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ทดแทน ระยะที่ 1 ขนาด 1,220 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,300 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง 2) พิจารณาลงนามสัญญาจัดหา LNG อายุสัญญา 4 – 8 ปี ราคาไม่สูงกว่าราคาต่ำสุดของสัญญา LNG ระยะยาวของไทยในปัจจุบัน โดยได้รับหลักเกณฑ์ในการจัดสรรก๊าซฯ จากผู้ให้บริการสถานีแปรสภาพก๊าซธรรมชาติเหลวเป็นก๊าซฯ และผู้ให้บริการระบบท่อส่งก๊าซฯ ตามที่กำหนดไว้ใน TPA Code
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยให้ กฟผ. ดำเนินการดังนี้
(1) จัดทำสัญญาเช่าท่าเรือ สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
(2) จัดทำสัญญาการใช้บริการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
(3) เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
(4) เริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562
2. เห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ เมื่อ กฟผ. ดำเนินการดังนี้
(1) กฟผ. ต้องคัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา
(2) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหา ต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบัน
(3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2557 กพช. ได้เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง (2) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใช้เพื่อการรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (3) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (Cross subsidy) (4) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม และ (5) เก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภทในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน
2. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 กบง. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงค่าการตลาดเฉลี่ยน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมที่ 1.85 บาทต่อลิตร และวันที่ 8 มิถุนายน 2561 เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ระยะสั้น ใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรักษาระดับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม และปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้สภาพคล่องกองทุนในน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลมีค่าใกล้ศูนย์ (กลยุทธ์ ศูนย์-สุทธิ) ระยะยาว ปรับราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลให้สะท้อนค่าความร้อน
3. ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 25 กรกฎาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 71.60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 83.20 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 85.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 23 - 29 กรกฎาคม 2561 ลิตรละ 26.17 บาท ราคาเอทานอลเดือนสิงหาคม 2561 ลิตรละ 23.40 บาท โดยกองทุนน้ำมันจ่ายเงินชดเชยสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่ 2.63 8.98 และ 0.13 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ 2.52 5.37 และ 1.73 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 อยู่ในระดับสูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม และส่งผลให้มีรายจ่ายจากกองทุนน้ำมันในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลที่ 38 ล้านต่อเดือน (รายจ่ายจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรวมอยู่ที่ 291 ล้านบาทต่อเดือน) ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ 2 แนวทาง คือ แนวทางที่ 1 ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้เข้าใกล้ “ศูนย์-สุทธิ” และแนวทางที่ 2 ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้ “สะท้อนค่าความร้อน” โดยพิจารณาถึงค่าการตลาดที่เหมาะสม และไม่ส่งผลกระทบต่อราคาขายปลีก และ หากค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ในระดับสูง ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจาก 0.13 บาทต่อลิตร เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนฯ 0.01 บาท/ลิตร และให้กองทุนน้ำมันฯ รักษาส่วนต่างราคา น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ให้ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 บาทต่อลิตร รวมทั้งรายงานให้ กบง. ทราบ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของ น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ดังนี้
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ปัจจุบัน (วันที่ 25 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -2.63 บาท/ลิตร ใหม่(วันที่ 26 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -2.43 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ปัจจุบัน (วันที่ 25 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -8.98 บาท/ลิตร ใหม่(วันที่ 26 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -8.78 บาท/ลิตร
2. เห็นชอบร่าง ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 26 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
3. เห็นชอบปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจาก 0.13 บาทต่อลิตร เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนฯ 0.01 บาทต่อลิตร ในช่วงราคาน้ำมันดีเซลลดลง และให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนกรกฎาคม 2561
กบง. ครั้งที่65 - วันพุธที่ 5 กันยายน พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 18/2561 (ครั้งที่ 65)
วันพุธที่ 5 กันยายน พ.ศ. 2561 เวลา 13.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. แผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2562
4. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
5. การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
6. รายงานผลการดำเนินการช่วงหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติแหล่ง JDA-A18
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบเบรนท์ และเวสต์เท็กซัสมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น ปัจจัยหลักจากการคว่ำบาตรอิหร่านของสหรัฐอเมริกา อย่างไรก็ดี มีปัจจัยสงครามทางการค้าระหว่างสหรัฐอเมริกาและจีนที่กดดันให้ราคาน้ำมันไม่ปรับตัวสูงขึ้นมาก ทั้งนี้คาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบในเดือนกันยายน 2561 จะยังคงทรงตัวในระดับสูงที่ 78 – 80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จากการทยอยปรับลดกำลังการผลิตน้ำมันดิบของกลุ่มโอเปค รวมทั้งผลกระทบจากการชะลอตัวทางเศรษฐกิจของเวเนซุเอลาและตุรกี (2) ราคาก๊าซ LPG มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น เนื่องจากเวียดนามนำเข้า LPG เพิ่มขึ้นร้อยละ 12 และปริมาณโพรเพน (C3) คงคลังของสหรัฐอเมริกาที่ลดลงต่ำสุดในรอบ 5 ปี รวมทั้งรัฐบาลอินเดียมีนโยบายสนับสนุนการใช้ก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนทำให้ปริมาณความต้องการใช้และนำเข้าก๊าซ LPG เพิ่มสูงขึ้น ทั้งนี้ราคาก๊าซ LPG เดือนกันยายน 2561 ยังคงปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบและความต้องการในแต่ละภูมิภาค (3) ราคาก๊าซ LNG เดือนสิงหาคม 2561 ปรับตัวสูงขึ้นจากเดือนก่อน จากการที่หลายประเทศสำรองก๊าซ LNG เพิ่มขึ้นเพื่อรองรับความต้องการใช้ช่วงฤดูหนาว ประกอบกับรัสเซียหยุดการผลิตก๊าซ LNG แหล่ง Sakhalin เนื่องจากปัญหาทางเทคนิค ทั้งนี้คาดการณ์ว่าในระยะสั้นราคาก๊าซ LNG ยังมีทิศทางปรับตัวสูงขึ้นเล็กน้อย โดยมีปัจจัยจากจีนปรับเพิ่มภาษีนำเข้าก๊าซ LNG จากสหรัฐอเมริกา ซึ่งอาจส่งผลให้ผู้นำเข้าของจีนไม่สามารถแบกรับต้นทุนได้ (4) ราคาถ่านหิน เดือนสิงหาคม 2561 อยู่ที่ 118 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับลดลงจากเดือนก่อน 1.4 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากรัฐบาลเกาหลีใต้มีแผนปรับเพิ่มภาษีถ่านหิน และประเทศในทวีปยุโรปปรับเพิ่มราคาคาร์บอนเครดิตเพื่อลดการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล ทั้งนี้คาดการณ์ว่าในระยะสั้นราคาถ่านหินยังมีทิศทางปรับตัวลดลง และ (5) โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 5 กันยายน 2561 ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 1.26 บาทต่อลิตร ต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม ส่วนค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อยู่ที่ 1.83 บาทต่อลิตร อยู่ในระดับใกล้เคียงกับค่าการตลาดที่เหมาะสม โดยค่าการตลาดเฉลี่ยรายผลิตภัณฑ์อยู่ในระดับต่ำกว่าค่าการตลาดเฉลี่ยที่เหมาะสมประมาณ 0.30 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. แผนอนุรักษ์พลังงานฯ กำหนดเป้าหมายผลการอนุรักษ์พลังงานจากการดำเนินงานทุกมาตรการในปี 2561 ได้แก่ EE1 มาตรการการจัดการโรงงานและอาคารควบคุม EE2 มาตรการใช้เกณฑ์มาตรฐานอาคาร EE3 มาตรการใช้เกณฑ์มาตรฐานและติดฉลากอุปกรณ์ EE4 มาตรการบังคับใช้เกณฑ์มาตรฐานการประหยัดพลังงานสำหรับผู้ผลิตและจำหน่ายพลังงาน (EERS) EE5 มาตรการสนับสนุนด้านการเงิน EE6 มาตรการส่งเสริมการใช้หลอด LED และ EE7 มาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง รวมทั้งสิ้น 1,619 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) โดยแบ่งเป็นเป้าหมายที่ไม่รวมมาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง (EE1 – EE6) ซึ่งเป็นมาตรการที่ไม่ได้อยู่ในส่วนการดำเนินงานของกระทรวงพลังงานโดยตรง 823 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และเป้าหมายเฉพาะมาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง (EE7) 797 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ
2. ความก้าวหน้าการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงานฯ ณ ไตรมาสที่ 2 ปี 2561 เฉพาะมาตรการที่ไม่รวมมาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่ง มีผลการอนุรักษ์พลังงานรวม 151.45 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ คิดเป็นร้อยละ 18.40 ของเป้าหมายปี พ.ศ. 2561 โดยบางมาตรการอยู่ระหว่างการรวบรวมข้อมูล ทั้งนี้ หากรวมมาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งซึ่งมีผลประหยัดอยู่ที่ 16.28 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ จะมีผลการอนุรักษ์พลังงานรวม 167.73 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ โดยสาเหตุส่วนหนึ่งที่ไม่สามารถดำเนินมาตรการอนุรักษ์พลังงานภาคขนส่งได้ตามเป้าหมาย เนื่องจากมาตรการติดฉลาก ECO-Sticker ยังมีจำนวนรถใหม่ไม่เป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด และมาตรการรถไฟทางคู่ ยังมีการก่อสร้างไม่แล้วเสร็จจึงยังไม่เปิดใช้งาน เป็นต้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 แผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2562
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้จัดสรรเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้กับ 4 หน่วยงาน ได้แก่ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนน้ำมันฯ และจัดสรรงบค่าใช้จ่ายอื่นเป็นจำนวนเงินปีละ 300 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง โดยในปีงบประมาณ 2561 กบง. ได้อนุมัติแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (1) งบบริหาร ของ 4 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวม 10,063,800 บาท โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2560 เป็นต้นไป และงบประมาณทุกรายจ่ายให้สามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น จำนวน 300,000,000 บาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง และอนุมัติให้ดำเนินโครงการจำนวน 5 โครงการ จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 32,163,527 บาท ทั้งนี้ กรอบวงเงินคงเหลือของงบค่าใช้จ่ายอื่น มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติต่อไป
2. ผลการเบิกจ่ายเงินงบบริหาร ปีงบประมาณ 2561 ของ 4 หน่วยงาน ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2561เป็นจำนวนเงิน 5,525,884.91 บาท คิดเป็นร้อยละ 54.90 ของวงเงินที่ได้รับอนุมัติทั้งหมด และคาดว่า ณ สิ้นเดือนกันยายน 2561 จะมีผลการเบิกจ่ายรวม 8,367,800 บาท คิดเป็นร้อยละ 83.14 ส่วนเงินงบค่าใช้จ่ายอื่น ได้รับอนุมัติเงินจำนวน 5 โครงการ วงเงินรวม 29,915,157 บาท ได้แก่ (1) โครงการศึกษาสภาวะการแข่งขันในตลาดค้าปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับยานยนต์ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ของ สนพ. ได้ทำการจัดซื้อจัดจ้างแล้ว 2 รอบ แต่ไม่มีผู้ผ่านเกณฑ์การคัดเลือก ปัจจุบันอยู่ระหว่างประกาศจัดซื้อจัดจ้างรอบที่ 3 (2) โครงการพัฒนาระบบฐานข้อมูลสถานที่เก็บและปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงสำรองของประเทศ ของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเบิกจ่ายเงินงวดที่ 1 (3) โครงการจัดตั้งศูนย์สอบและทะเบียนผู้ปฏิบัติงานตามกฎหมายควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง ของ ธพ. มีการยกเลิกการประกวดราคาการจัดซื้อครุภัณฑ์ 2 ครั้ง ปัจจุบันอยู่ระหว่างการประกวดราคาการจัดซื้อครุภัณฑ์ฯ รอบใหม่ โดยเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2561 อบน. ได้เห็นชอบให้ยกเลิกการดำเนินงานในส่วนที่ 2 และให้ขยายระยะเวลาดำเนินโครงการ จากเดิมสิ้นสุดวันที่ 19 มิถุนายน 2561 เป็นวันที่ 31 ธันวาคม 2561 (4) โครงการศึกษาการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงทางยุทธศาสตร์ของประเทศไทย (Strategic Petroleum Reserve: SPR) ของ ธพ. ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเบิกจ่ายเงินงวดที่ 1 และ (5) โครงการศึกษาทบทวนค่าการตลาดก๊าซ LPG ในเขตกรุงเทพมหานครและปริมณฑล ของ สนพ. ปัจจุบันอยู่ระหว่างการประกาศจัดซื้อจัดจ้าง
3. เมื่อวันที่ 14 สิงหาคม 2561 อบน. ได้มีมติเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันฯ ปีงบประมาณ 2562 โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2561 เป็นต้นไป ดังนี้ (1) งบบริหาร ของ 4 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวม 16,597,000 บาท โดยงบประมาณทุกหมวดรายจ่ายให้สามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ ประกอบด้วย สนพ. จำนวน 4,601,000 บาท กรมสรรพสามิต จำนวน 5,905,100 บาท กรมศุลกากร จำนวน 1,001,900 บาท และ สบพน. จำนวน 5,089,000 บาท และ (2) งบค่าใช้จ่ายอื่น ในวงเงิน 300 ล้านบาท เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2561
2. เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ปีงบประมาณ 2562 ดังนี้
(1) งบบริหาร ของ 4 หน่วยงาน เป็นจำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 16,597,000 บาท (สิบหกล้านห้าแสนเก้าหมื่นเจ็ดพันบาทถ้วน) โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2561 เป็นต้นไป และงบประมาณทุกรายจ่ายให้สามารถนำมาถัวจ่ายได้ทุกรายการ ดังนี้
(2) งบค่าใช้จ่ายอื่น ในวงเงิน 300 ล้านบาท (สามร้อยล้านบาทถ้วน) เพื่อเป็นเงินสำรองกองกลาง
ทั้งนี้ มอบหมายให้หน่วยงานที่ได้รับจัดสรรงบประมาณจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกำกับดูแลให้การใช้จ่ายเงินเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 4 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2561 กบง. มีมติเห็นชอบแนวทางบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันดีเซล โดยมีเงื่อนไขว่าหากราคาขายปลีกขยับสูงเกินกว่า 30 บาทต่อลิตร ให้ดำเนินการดังนี้ (1) กำหนดค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.75 บาทต่อลิตร (2) ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ บริหารราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร (3) หากอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมากกว่า 1.00 บาทต่อลิตร ให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาอัตราเงินชดเชยที่เหมาะสม
2. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2561 กบง. มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล ดังนี้ (1) ระยะสั้น ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาระดับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม และปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลให้สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ มีค่าใกล้ศูนย์ (กลยุทธ์ ศูนย์-สุทธิ) (2) ระยะยาว ปรับราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลให้สะท้อนค่าความร้อน โดยการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ (ลดการชดเชย) ทั้งนี้ เมื่อวันที่8 มิถุนายน 2561 และวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 แล้วจำนวน 2 ครั้ง แต่ยังคงชดเชยราคาขายปลีกอยู่ ปัจจุบันสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ ในกลุ่มของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลเข้าใกล้ ศูนย์-สุทธิแล้ว โดยมีรายรับประมาณ 2 ล้านบาทต่อเดือน ส่วนกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมีรายรับประมาณ 19 ล้านบาทต่อเดือน ภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 25 ล้านบาทต่อเดือน โดย ณ วันที่ 2 กันยายน 2561 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 26,022 ล้านบาท
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 4 กันยายน 2561 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 76.87 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 89.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 94.56 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล อัตราแลกเปลี่ยนอยู่ที่ 32.9242 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 3-9 กันยายน 2561 ลิตรละ 24.49 บาท และราคาเอทานอล ณ เดือน กันยายน 2561 ลิตรละ 23.40 บาท โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 5 กันยายน 2561 มีค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 อยู่ที่ 2.4432 บาทต่อลิตร และค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 อยู่ที่ 5.4637 บาทต่อลิตร ซึ่งอยู่ในระดับสูง ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรปรับลดอัตราเงินชดเชยของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 ลง 0.25 บาทต่อลิตร และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 ลง 1.00 บาทต่อลิตร เพื่อให้ค่าการตลาดน้ำมันทั้งสองชนิดอยู่ในระดับที่เหมาะสม และเป็นไปตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2561 โดยจะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับเพิ่มขึ้น 75 ล้านบาทต่อเดือน จาก 25 ล้านบาทต่อเดือน เป็น 100 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 เดิม -2.43 บาท/ลิตร ใหม่ -2.18 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.25 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 เดิม -8.78 บาท/ลิตร ใหม่ -7.78 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +1.00 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เดิม 0.01 บาท/ลิตร ใหม่ -0.15 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง -0.16 บาท/ลิตร
2. เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ 57 พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 6 กันยายน 2561 เป็นต้นไป
3. เห็นชอบแนวทางบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยมีเงื่อนไขว่า หากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงเกินกว่า 30 บาทต่อลิตร ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร โดยปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงอีก 0.15 บาทต่อลิตร จากเดิมชดเชยที่ 0.15 บาทต่อลิตร เป็นชดเชยที่ 0.30 บาทต่อลิตร
เรื่องที่ 5 การปรับปรุงกลไกราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักการกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ต่อมาเมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับกลไกราคาก๊าซ LPG โดยกำหนดกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ให้ติดลบได้ไม่เกิน 3,000 ล้านบาท ในการรักษาเสถียรภาพราคา และมอบหมายให้ สบพน. จัดทำรายงาน รายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพื่อรายงาน กบง. ทราบทุกเดือน และเมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2561 กบง. ได้เห็นชอบปรับหลักเกณฑ์ราคานำเข้า โดยราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (LPG Cargo) อ้างอิงข้อมูลจาก Platts ด้วยค่าเฉลี่ยของ Propane Cargo และ Butane Cargo (FOB Arab Gulf) ของสองสัปดาห์ก่อนหน้า ซึ่งเปลี่ยนแปลงจากเดิมที่ใช้ค่าเฉลี่ยเป็นรายสัปดาห์ โดยให้มีผล ใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 31 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2561 สบพน. ได้มีหนังสือแจ้งว่าคณะกรรมการสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2561 มีข้อสังเกตว่ามติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 ยังขาดความชัดเจน และอาจก่อให้เกิดปัญหาในทางปฏิบัติ จึงขอให้ กบง. พิจารณาทบทวนมติเมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 เป็นดังนี้ “เห็นชอบการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 3,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้นำเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปหมุนเวียนใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้นำเงินส่งคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง”
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในเดือนกันยายน 2561 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) อยู่ที่ 617.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ราคาก๊าซ LPG Cargo ประจำวันที่ 13 – 24 สิงหาคม 2561 อยู่ที่ 583.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 5.2778 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) อยู่ที่ 57.2436 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 1.1701 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน อัตราแลกเปลี่ยนอยู่ที่ 33.2265 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ อ่อนค่าลงจากเดือนก่อน 0.1949 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ และราคาก๊าซ LPG นำเข้า (LPG Cargo + X) อยู่ที่ 21.2731 บาทต่อกิโลกรัม เพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 0.0907 บาทต่อกิโลกรัม
3. สถานภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 2 กันยายน 2561 มีฐานะสุทธิ 26,022 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 29,359 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 3,337 ล้านบาท ทั้งนี้ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ#1) มีรายรับ 1,329 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,133 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายสุทธิ 804 ล้านบาทต่อเดือน โดย สบพน. ได้รายงานฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ว่ามีการเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว จาก 99 ล้านบาท ณ วันที่ 1 กรกฎาคม 2561 เป็นติดลบ 3,337 ล้านบาท ณ วันที่ 2 กันยายน 2561 หรือมีรายจ่ายถึง 3,446 ล้านบาท ในระยะเวลาเพียง 2 เดือน ในขณะที่ สนพ. ประมาณรายจ่ายในช่วงเวลาเดียวกันอยู่ที่ 1,305 ล้านบาท ซึ่งต่ำกว่ารายงานของ สบพน. ถึง 2,141 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอแนวทางรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก ก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม ให้อยู่ที่ 363 บาท ต่อไปตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2561 ดังนี้ (1) ปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์โดยลดค่าใช้จ่ายในการนำเข้า (X) ในส่วนของค่าคลังนำเข้า LPG โดยตัดค่าใช้จ่าย ในส่วนค่าคลังที่ประมาณ 20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตันออก ซึ่งจะทำให้ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า X อยู่ในระดับประมาณ 35 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จากเดือนสิงหาคมซึ่งอยู่ที่ประมาณ 55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายสุทธิลดลงประมาณ 100 ล้านบาทต่อเดือน เนื่องจากปัจจุบันไม่มีการนำเข้าผ่านคลัง เขาบ่อยาเพื่อจำหน่ายในประเทศ แต่ใช้เป็นคลังนำเข้าเพื่อส่งออกเท่านั้น โดยผู้นำเข้า LPG เหลือเพียงบริษัท สยามแก๊ส ซึ่งใช้วิธี Ship-to-Ship ในการนำเข้า และมีค่าใช้จ่ายที่น้อยกว่าการนำเข้าผ่านคลังเนื่องจากไม่มีค่าลงทุนคลัง และ (2) ให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบเพิ่มอีก 3,500 ล้านบาท เป็นติดลบได้ไม่เกิน 6,500 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้นำเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปหมุนเวียนใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้นำเงินส่งคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง ซึ่งหากมีการปรับหลักเกณฑ์ลดค่าใช้จ่ายนำเข้าในส่วนค่าคลังลง 20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามข้อ (1) จะสามารถรักษาเสถียรภาพราคาได้อีกประมาณ 4 เดือน ถึงสิ้นปี 2561
เรื่องที่ 6 รายงานผลการดำเนินการช่วงหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติแหล่ง JDA-A18
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2561 เวลา 6.00 น. ถึงวันที่ 2 สิงหาคม 2561 เวลา 06.00 น. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) แจ้งว่าจะหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA – A18 ในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย – มาเลเซีย ให้ภาคการผลิตไฟฟ้า เนื่องจากผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งดังกล่าวมีการทำงานตรวจสอบ Flare Tips ที่แหล่งผลิตก๊าซ คิดเป็นปริมาณก๊าซธรรมชาติที่หายไปจากระบบ 440 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD)
2. เมื่อวันที่ 6 สิงหาคม 2561 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้รายงานผล การดำเนินการช่วงหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติแหล่ง JDA – A18 ว่าเหตุการณ์ได้กลับเข้าสู่สภาวะปกติแล้ว โดย ปตท. ได้แจ้งว่าการทำงานของผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติแล้วเสร็จเมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2561 เวลา 14.14 น. ซึ่งเร็วกว่ากำหนด และเริ่มเปิดวาล์วให้โรงไฟฟ้าจะนะใช้ก๊าซธรรมชาติได้ตามปกติเมื่อเวลา 21.00 น. พร้อมรายงานผลการดำเนินงานด้านระบบไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้ (1) สภาพระบบไฟฟ้าภาคใต้ รวมถึงระบบสายส่งเชื่อมโยงระหว่างภาคกลาง และภาคใต้ของ กฟผ. อยู่ในเกณฑ์ปกติ สามารถผลิตและส่งจ่ายไฟฟ้าได้ตามมาตรฐานคุณภาพ โดยมีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดในเขตภาคใต้ที่เกิดขึ้นระหว่างช่วงเวลาที่หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ 2,397.1 เมกะวัตต์ ต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ที่ 2,550 เมกะวัตต์ และมีกำลังสำรองไฟฟ้าเหลืออยู่ 538.9 เมกะวัตต์ คิดเป็นร้อยละ 18.4 เมื่อเทียบกับกำลังการผลิตไฟฟ้าในเขตพื้นที่ภาคใต้ 2,936 เมกะวัตต์ (2) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมจะนะ ไม่หยุดเดินเครื่องในช่วงเวลาที่หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติแหล่ง JDA - A18 เนื่องจาก กฟผ. ได้ปรับปรุงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมจะนะชุดที่ 1 และ 2 ให้สามารถใช้น้ำมันดีเซลในการผลิตไฟฟ้าแทนก๊าซธรรมชาติได้ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2558 และเดือนมีนาคม 2561 ตามลำดับ (3) ช่วงหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติแหล่ง JDA - A18 มีการใช้น้ำมันดีเซลที่โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมจะนะชุดที่ 1 และ 2 รวม 7.9 ล้านลิตร มากกว่าแผนที่กำหนดไว้ที่ 6.1 ล้านลิตร (เฉพาะเครื่องกังหันก๊าซ 22) อยู่ 1.8 ล้านลิตร เนื่องจากมีการเดินเครื่องกังหันก๊าซ 12 เพิ่มเติมจากแผนในช่วงวันที่ 28 – 30 กรกฎาคม 2561 เพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าพลังความร้อนกระบี่ที่ไม่สามารถเดินเครื่องได้ตามแผน และมีการใช้น้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้าพลังความร้อนกระบี่รวม 2.6 ล้านลิตร ต่ำกว่าแผนที่กำหนดไว้ที่6.0 ล้านลิตร อยู่ 3.4 ล้านลิตร เนื่องจากไม่สามารถเดินเครื่องโรงไฟฟ้าได้ตามแผนตั้งแต่วันที่ 27 กรกฎาคม 2561 จากปัญหาระบบควบคุมโรงไฟฟ้า (Mark V) ขัดข้อง โดยสามารถแก้ไขปัญหาและขนานเครื่องเข้าระบบได้ตั้งแต่วันที่ 30 กรกฎาคม 2561 เวลา 10.05 น. (4) มีการระบายน้ำเพื่อผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนรัชชประภา และเขื่อนบางลาง ช่วงที่หยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติแหล่ง JDA - A18 เฉลี่ยวันละ 14.2 และ 10.0 ล้านลูกบาศก์เมตร ตามลำดับ ซึ่งอยู่ในเกณฑ์ที่ไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชนท้ายน้ำ
3. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้คำนวณต้นทุนการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าแทนก๊าซธรรมชาติจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติแหล่ง JDA - A18 ในการประมาณการค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ประจำเดือนพฤษภาคม – สิงหาคม 2561 แล้ว โดยมีต้นทุนเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น 180 ล้านบาท คิดเป็นผลกระทบต่อค่า Ft เพิ่มขึ้น 0.34 สตางค์ต่อหน่วย หรือ 0.0034 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่66 - วันศุกร์ที่ 28 กันยายน พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 19/2561 (ครั้งที่ 66)
วันศุกร์ที่ 28 กันยายน พ.ศ. 2561 เวลา 09.00 น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
เรื่องที่ 1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2560 มีมติรับทราบหลักการ การใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการราคาน้ำมัน ดังนี้ (1) กองทุนน้ำมันฯ ช่วยครึ่งหนึ่งและปรับราคาขายปลีกครึ่งหนึ่ง (Half – Half Concept) เมื่อราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงขึ้นจนกระทั่งแตะราคาเริ่มต้น (Trigger Point) ที่ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (2) กองทุนน้ำมันฯ จะช่วยเหลือราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลและน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 สูงสุดที่ไม่เกิน 3 บาทต่อลิตร ขณะที่น้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลชนิดอื่น ให้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับราคาขายปลีกเพื่อส่งเสริมการใช้เอทานอลต่อไป (3) กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ไม่เกิน 29.99 บาทต่อลิตร แต่ไม่กำหนดเพดานราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอล (4) กำหนดกรอบวงเงินการใช้เงินกองทุนในการรักษาเสถียรภาพราคาไว้ไม่เกิน 15,000 บาท แบ่งเป็น กลุ่มน้ำมันดีเซลที่ 10,000 ล้านบาท และกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอลที่ 5,000 ล้านบาท (5) ใช้การลดอัตราภาษีสรรพสามิตก็ต่อเมื่อ กองทุนน้ำมันฯ ช่วยเหลือราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลจนถึง 3 บาทต่อลิตร หรือระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลแตะ 29.99 บาทต่อลิตร หรือช่วยเหลือจนเต็มกรอบวงเงิน และต่อมาเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2561 กบง. มีมติเห็นชอบแนวทางบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยมีเงื่อนไขว่า หากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงเกินกว่า 30 บาทต่อลิตร ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ บริหารราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร โดยปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงอีก 0.15 บาทต่อลิตร จากเดิมชดเชยที่ 0.15 บาทต่อลิตร เป็นชดเชยที่ 0.30 บาทต่อลิตร
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ณ วันที่ 27 กันยายน 2561 มีดังนี้ (1) น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 80.45 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 91.87 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (3) น้ำมันดีเซลอยู่ที่ 96.81 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (4) อัตราแลกเปลี่ยน อยู่ที่ 32.6129 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ (5) ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 24-30 กันยายน 2561 ลิตรละ 23.31 บาท (5) ราคาเอทานอล ณ เดือน กันยายน 2561 ลิตรละ 23.40 บาท โดยฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมัน ณ วันที่ 23 กันยายน 2561 มีสินทรัพย์รวม 36,565 ล้านบาท หนี้สินรวม 12,864 ล้านบาท ทั้งนี้ กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 25,462 ล้านบาท ซึ่งจากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อราคาขายปลีก จากมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2561 สนพ. ได้ออกประกาศ 2 ฉบับ ดังนี้ (1) ประกาศ กบง. ฉบับที่ 57 ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซล 0.15 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 29.89 บาทต่อลิตร โดยให้มีผลบังคับใช้เมื่อวันที่ 6 กันยายน 2561 และ (2) ประกาศ กบง. ฉบับที่ 61 ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลเป็น 0.30 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลยังคงเดิมที่ 29.89 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2561
3. จากราคาน้ำมันเบนซินและราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลก อัตราแลกเปลี่ยน และราคาพลังงานทดแทน ส่งผลให้โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 28 กันยายน 2561 เป็นดังนี้ (1) ค่าการตลาดน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 อยู่ที่ 2.7142 2.1204 2.2808 2.5197 4.7185 1.3311 และ 1.8258 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 อยู่ที่ 38.54 31.15 30.88 28.14 21.94 29.89 และ 26.89 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ปัจจุบันน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 รัฐยังคงชดเชยราคา แต่เข้าใกล้ ศูนย์-สุทธิ ในกลุ่มของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลแล้ว ดังนั้น กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 36 ล้านบาทต่อเดือน น้ำมันเตา 10 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 265 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนในส่วนของน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ 219 ล้านบาทต่อเดือน
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในหลักการ Half – Half Concept ดังนี้ (1) แบบที่ 1 ถ้าราคาขึ้น 0.40 - 0.60 บาทต่อลิตร กองทุนช่วยก่อนในครั้งแรก ต่อไปหากราคายังสูงขึ้นให้ปรับราคาขายปลีกขึ้นสลับกันไป โดยปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.40 บาทต่อลิตร จากชดเชย 0.30 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 0.70 บาทต่อลิตร ซึ่งส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯมีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 699 ล้านบาทต่อเดือน จากติดลบ 481 ล้านบาทต่อเดือน เป็นติดลบ 1,180 ล้านบาทต่อเดือน หรือแบบที่ 2 ถ้าราคาขึ้น 0.40 - 0.60 บาทต่อลิตร กองทุนช่วยครึ่งหนึ่ง และราคาขายปลีกปรับขึ้นครึ่งหนึ่งทุกครั้ง และขอเสนอปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.20 บาทต่อลิตร จากชดเชย 0.30 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 0.50 บาทต่อลิตร ซึ่งจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯมีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 350 ล้านบาทต่อเดือน จากติดลบ 481 ล้านบาทต่อเดือน เป็นติดลบ 830 ล้านบาทต่อเดือน (2) ขอความเห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ บริหารราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยปรับเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้ในกรอบไม่เกิน 1.30 บาทต่อลิตร (3) ขอความเห็นชอบใช้กองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในส่วนของบัญชีน้ำมันได้ไม่เกิน 10,000 ล้านบาท และมอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) จัดทำรายงาน รายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของบัญชีน้ำมัน เพื่อรายงาน กบง. ทราบทุกเดือน (4) ขอความเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ แบบที่ 1 อัตรา 0.70 บาทต่อลิตร หรือแบบที่ 2 อัตรา 0.50 บาทต่อลิตร และ (5) ขอความเห็นชอบร่างประกาศ กบง. ฉบับที่ 62 พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันฯ ทั้งนี้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานได้ดำเนินการออกประกาศ กบง. เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 29 กันยายน 2561 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้
1. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในกรอบอัตราไม่เกิน 1.00 บาทต่อลิตร ในวงเงินไม่เกิน 6,000 ล้านบาท ตั้งแต่ 1 ตุลาคม 2561 เป็นต้นไป และหากเกินวงเงินที่คณะกรรมการบริหารนโยบาย (กบง.) กำหนด ให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาความเหมาะสมอีกครั้ง
2. มอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานจัดทำรายงาน รายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิง และนำมารายงานให้ กบง. ทราบทุกเดือน
กบง. ครั้งที่67 -วันศุกร์ที่ 5 ตุลาคม พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 20/2561 (ครั้งที่ 67)
วันศุกร์ที่ 5 ตุลาคม พ.ศ. 2561 เวลา 15.30 น. น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. รายงานสถานการณ์ก๊าซ LPG ในรอบเดือนกันยายน - ตุลาคม 2561
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
เรื่องที่ 1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วโดยให้ฝ่ายเลขานุการฯ ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในอัตราไม่เกิน 1.00 บาทต่อลิตร ในวงเงินไม่เกิน 6,000 ล้านบาท และหากเกินวงเงินที่กำหนดให้นำเสนอ กบง.พิจารณาความเหมาะสมอีกครั้ง รวมทั้งมอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) จัดทำรายงาน รายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของบัญชีน้ำมัน เพื่อรายงาน กบง. ทราบทุกเดือน
2. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2561 สนพ. ได้ดำเนินการออกประกาศ ดังนี้ (1) ประกาศ กบง. ฉบับที่ 62 ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลเป็น 0.60 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลยังคงเดิมที่ 29.89 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้เมื่อวันที่ 29 กันยายน 2561 (2) ประกาศ กบง. ฉบับที่ 63 ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลเป็น 0.90 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลยังคงเดิมที่ 29.89 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2561 และ (3) ประกาศ กบง. ฉบับที่ 64 ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยสำหรับน้ำมันดีเซลเป็น 1.00 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลยังคงเดิมที่ 29.89 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2561 แต่อย่างไรก็ตามสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกยังมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 4 ตุลาคม 2561 มีดังนี้ (1) น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 84.40 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 93.71 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (3) น้ำมันดีเซลอยู่ที่ 100.63 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (4) อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 4 ตุลาคม 2561 อยู่ที่ 32.7834 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ (5) ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 1-7 ตุลาคม 2561 ลิตรละ 22.97 บาท และ (6) ราคาเอทานอล ณ เดือน ตุลาคม 2561 ลิตรละ 23.31 บาท โดยฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2561 มีสินทรัพย์รวม 25,142 ล้านบาท หนี้สินรวม 4,071 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 25,142 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 29,213 บาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 4,071 ล้านบาท
3. ผลของสถานการณ์ราคาดังกล่าวข้างต้น ส่งผลทำให้โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 5 ตุลาคม 2561 เป็นดังนี้ (1) ค่าการตลาดน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 อยู่ที่ 2.9181 2.3812 2.5441 2.8440 5.0239 1.2013 และ 1.1523 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 อยู่ที่ 39.34 31.95 31.68 28.94 22.34 29.89 และ 26.89 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ปัจจุบันน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 รัฐยังคงชดเชยราคา แต่เข้าใกล้ ศูนย์-สุทธิ ในกลุ่มของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลแล้ว ดังนั้น ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันฯ ประจำเดือนตุลาคม 2561 มีรายรับในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 37 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 1,809 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนมีสภาพคล่องติดลบ 1,761 ล้านบาทต่อเดือน
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในหลักการ Half – Half Concept โดยปรับเพิ่มอัตราการชดเชยราคาน้ำมันดีเซล จากเดิมชดเชย 1.00 บาทต่อลิตร เป็นชดเชยไม่เกิน 2.00 บาทต่อลิตร ในวงเงินไม่เกิน 6,000 ล้านบาท โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) แบบที่ 1 กองทุนช่วยก่อนในครั้งแรก ต่อไปหากราคายังสูงขึ้นให้ปรับราคาขายปลีกขึ้นสลับกันไป โดยปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.40 บาทต่อลิตร จากชดเชย 1.00 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 1.40 บาทต่อลิตร ราคาขายปลีกคงเดิมที่ 29.89 บาทต่อลิตร และปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จาก 3.10 บาทต่อลิตร เป็น 3.55 บาทต่อลิตร เพื่อรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 บาทต่อลิตร ซึ่งจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯมีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 723 ล้านบาทต่อเดือน จากติดลบ 1,761 ล้านบาทต่อเดือน เป็นติดลบ 2,484 ล้านบาทต่อเดือน (2) แบบที่ 2 กองทุนช่วยครึ่งหนึ่ง และราคาขายปลีกปรับขึ้นครึ่งหนึ่งทุกครั้ง โดยปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชย 0.20 บาทต่อลิตร จากชดเชย 1.00 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 1.20 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกเพิ่มขึ้น 0.20 บาทต่อลิตร จาก 29.89 บาทต่อลิตร เป็น 30.09 บาทต่อลิตร และปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จาก 3.10 บาทต่อลิตร เป็น 3.35 บาทต่อลิตร ซึ่งจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯมีรายจ่ายเพิ่มขึ้น 361 ล้านบาทต่อเดือน จากติดลบ 1,761 ล้านบาทต่อเดือน เป็นติดลบ 2,123 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำข้อเสนอแนวทางบรรเทาผลกระทบของราคาน้ำมันดิบต่อราคา ขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 2 รายงานสถานการณ์ก๊าซ LPG ในรอบเดือนกันยายน - ตุลาคม 2561
สรุปสาระสำคัญ
1. จากแนวโน้มสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG Cargo และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นส่งผลให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 25 กันยายน – 8 ตุลาคม 2561 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 21.8774 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้า ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.6663 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 21.7078 บาทต่อกิโลกรัม (660.0887 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 22.3741 บาทต่อกิโลกรัม (681.9661 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น กองทุนน้ำมันฯ ได้มีการปรับเพิ่มการชดเชยจาก 6.9153 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 7.5816 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG (ก๊าซหุงต้ม) ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายที่ 36.38 ล้านบาทต่อวัน
2. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 30 กันยายน 2561 มีฐานะสุทธิ 25,142 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 29,213 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 4,071 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ#1) มีรายรับ 48.36 ล้านบาทต่อวัน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 84.74 ล้านบาทต่อวัน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย 36.38 ล้านบาทต่อวัน
3. ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ผู้ค้ามาตรา 7 แจ้งต่อ สนพ. โดยบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้เปลี่ยนแปลงราคาจำหน่ายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 4 - 10 พฤษภาคม 2561 ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ 353 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ปรับเพิ่มขึ้น 3 บาทต่อถัง ในขณะที่ราคาก๊าซ LPG Cargo อยู่ที่ 490.85 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน (2) เมื่อวันที่ 11 – 15 พฤษภาคม 2561 ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ 364 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ปรับเพิ่มขึ้น 11 บาทต่อถัง ในขณะที่ราคาก๊าซ LPG Cargo อยู่ที่ 507.88 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน (3) เมื่อวันที่ 16 - 21 พฤษภาคม 2561 ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ 372 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ปรับเพิ่มขึ้น 8 บาทต่อถัง ในขณะที่ราคาก๊าซ LPG Cargo อยู่ที่ 519.40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน (4) เมื่อวันที่ 22 - 24 พฤษภาคม 2561 ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ 395 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ปรับเพิ่มขึ้น 23 บาทต่อถัง ในขณะที่ราคาก๊าซ LPG Cargo อยู่ที่ 563.60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน (5) เมื่อวันที่ 25 -27 พฤษภาคม 2561 ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ 365 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ปรับลดลง 30 บาทต่อถัง ในขณะที่ราคาก๊าซ LPG Cargo อยู่ที่ 563.60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และ (6) ตั้งแต่วันที่ 28 พฤษภาคม - 8 ตุลาคม 2561 ราคาขายปลีกก๊าซ LPG คงระดับอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ปรับลดลง 2 บาทต่อถัง ในขณะที่ราคาก๊าซ LPG Cargo ณ วันที่ 28 พฤษภาคม 2561 อยู่ที่ 559.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และ ณ วันที่ 8 ตุลาคม 2561 อยู่ที่ 645.15 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง. ครั้งที่68 -วันพฤหัสบดีที่ 11 ตุลาคม 2561 พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 21/2561 (ครั้งที่ 68)
วันพฤหัสบดีที่ 11 ตุลาคม 2561 เวลา 13.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
2. การขอนำส่งเงินและขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง การผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากโรงโอเลฟินส์
3. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4. การขอผ่อนผันนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงฝากกระทรวงการคลัง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
สนพ. ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบเบรนท์ มีทิศทางปรับตัวสูงขึ้น ปัจจัยหลักมาจากการที่ประเทศสหรัฐฯ ประกาศมาตรการคว่ำบาตรการส่งออกน้ำมันดิบของประเทศอิหร่านในวันที่ 4 พฤศจิกายน 2561 ทำให้หลายประเทศเริ่มลดปริมาณการนำเข้าน้ำมันดิบจากอิหร่าน เช่น ประเทศจีนลดปริมาณการนำเข้าน้ำมันดิบน้ำมันดิบจากจีนลงร้อยละ 50 และประเทศอินเดียหยุดการซื้อน้ำมันดิบจากอิหร่านทั้งหมด ประกอบกับปัญหาทางการเมืองและเศรษฐกิจของประเทศเวเนซุเอลาส่งผลให้ราคาน้ำมันดิบปรับตัวสูงขึ้น ทั้งนี้ ประเทศซาอุดิอาราเบียและประเทศรัสเซียได้ประกาศปรับเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบเพื่อทดแทนปริมาณน้ำมันดิบที่หายไปจากมาตรการคว่ำบาตรประเทศอิหร่าน ทำให้มีการคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบในเดือนตุลาคม 2561 จะยังทรงตัวอยู่ที่ 83 – 88 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) ราคาก๊าซ LPG มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เนื่องจากมาตรการคว่ำบาตรประเทศอิหร่านและสงครามทางการค้าระหว่างประเทศจีนและประเทศสหรัฐฯ โดยราคา CP เดือนตุลาคม 2561 อยู่ที่ 655 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เพิ่มขึ้น 37.5 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน จากเดือนก่อนหน้า (3) ราคา LNG เดือนกันยายน 2561 ปรับตัวสูงขึ้นจากเดือนก่อนหน้า เนื่องจากหลายประเทศเพิ่มปริมาณการสำรองเพื่อรองรับความต้องการใช้ในช่วงฤดูหนาว ประกอบกับแหล่งผลิตก๊าซ LNG Asgard และ Sakhalin ของประเทศรัสเซียและประเทศบรูไนหยุดผลิตฉุกเฉิน ส่วนราคาก๊าซ LNG เดือนตุลาคม 2561 คาดการณ์ว่าจะยังคงปรับตัวสูงขึ้น เนื่องจากประเทศจีนปรับเพิ่มภาษีนำเข้าก๊าซ LNG จากสหรัฐอเมริกา (4) ราคาถ่านหินมีทิศทางปรับตัวลดลง โดยเดือนกันยายน 2561 อยู่ที่ 113.4 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากค่าเงินของประเทศผู้ผลิตถ่านหิน เช่น อินโดนีเซีย และจีน การอ่อนค่าลง รวมทั้งประเทศสหรัฐฯ ประสบปัญหาพายุเฮอร์ริเคนส่งผลกระทบต่อการส่งออกถ่านหิน รวมถึงนโยบายการควบคุมมลพิษของประเทศจีนทำให้มีส่งออกถ่านหินลดลง ทั้งนี้ ปัจจัยที่อาจส่งผลต่อราคาถ่านหินในช่วงปลายปี คือ การเจรจาระหว่างผู้ผลิตถ่านหินจากประเทศออสเตรเลีย กับโรงไฟฟ้าประเทศญี่ปุ่น และ (5) โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 11 ตุลาคม 2561 ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 1.24 บาทต่อลิตร ต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมซึ่งอยู่ที่ 1.80 บาทต่อลิตร ส่วนค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อยู่ที่ 1.83 บาทต่อลิตร อยู่ในระดับใกล้เคียงกับค่าการตลาดที่เหมาะสม ซึ่งอยู่ที่ 1.85 บาทต่อลิตร โดยค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ 1.53 บาทต่อลิตร อยู่ในระดับต่ำกว่าค่าการตลาดเฉลี่ยที่เหมาะสมประมาณ 0.32 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2559 มีมติเห็นชอบ การดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรือชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรโดยโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น และราคาโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก และกำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงและโรงอะโรเมติก จาก CP-20 เป็น CP เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เมื่อวันที่ 9 มิถุนายน 2560 บริษัท พีทีที โกลบอล เคมิคอล จำกัด (มหาชน) (บริษัท PTTGC) ได้มีหนังสือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งว่า บริษัท PTTGC นำบิวทาไดอีนเหลว จากโรงโอเลฟินส์มาทำการผลิตเป็นก๊าซ LPG จำนวน 5,000 ตัน ในเดือนมิถุนายนและเดือนกรกฎาคม 2560 เพื่อจำหน่ายให้แก่ลูกค้าเป็นครั้งแรก และขอสอบถามว่าบริษัท PTTGC เข้าข่ายที่จะต้องนำส่งเงินกองทุนน้ำมันฯ และได้รับเงินชดเชยเงินจากกองทุนน้ำมันฯ ตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 หรือไม่ ทั้งนี้บริษัท PTTGC ได้นำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไปก่อนตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 ข้อ 3 (2) และขอสงวนสิทธิ์ในการขอคืนเงินจากกองทุนน้ำมันฯ หากทราบความชัดเจนว่าไม่ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ
2. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการนำส่งเงินและขอรับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ กรณีการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลวจากโรงโอเลฟินส์ ดังนี้ (1) กำหนดราคาก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงโอเลฟินส์ เท่ากับ CP เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนหรืออัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิต ในราชอาณาจักรจากโรงโอเลฟินส์ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นและโรงโอเลฟินส์ ทั้งนี้มอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศ กบง. ฉบับที่ 17/2560 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักร จากโรงโอเลฟินส์ โดยให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 6 กรกฎาคม ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 และ (2) มอบหมายให้ สนพ. หารือประเด็นปัญหาข้อกฎหมายไปยังสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) เกี่ยวกับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชยสำหรับก๊าซที่ผลิตในราชอาณาจักรจากโรงโอเลฟินส์ โดยให้มีผลย้อนหลังตั้งแต่วันที่ 15 มิถุนายน 2560 ถึงวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 อันมีผลทำให้โรงโอเลฟินส์มีหน้าที่ส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ และมีสิทธิได้รับเงินชดเชยในช่วงระยะเวลาดังกล่าวได้หรือไม่
3. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2560 สนพ. ได้มีหนังสือถึง สคก. เพื่อหารือประเด็นข้อกฎหมายดังกล่าว ซึ่ง สคก. ได้มีหนังสือแจ้งผลตามบันทึกสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2561 ว่าโรงโอเลฟินส์ไม่มีหน้าที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนและไม่อาจได้รับเงินชดเชยในช่วงระยะเวลาตั้งแต่วันที่ 15 มิถุนายน 2560 ถึงวันที่ 5 กรกฎาคม 2560 ตามประกาศ กบง. ฉบับที่ 14 พ.ศ. 2560 และไม่มีเหตุที่ กบง.จะต้องออกประกาศให้โรงโอเลฟินส์นำส่งเงินเข้ากองทุนและมีสิทธิได้รับเงินชดเชยจากกองทุนในช่วงเวลาดังกล่าวแต่อย่างใด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่3 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) วันที่ 28 กันยายน 2561 ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยให้ฝ่ายเลขานุการฯ ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯในการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในอัตราไม่เกิน 1.00 บาทต่อลิตร ในวงเงินไม่เกิน 6,000 ล้านบาท โดยสามารถชดเชยเพิ่มขึ้นจากปัจจุบันที่ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยในอัตรา 0.30 บาทต่อลิตร และมอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) จัดทำรายงาน รายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของบัญชีน้ำมัน เพื่อรายงาน กบง. ทราบทุกเดือน และต่อมาเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2561 กบง. ได้มีมติมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำแนวทางบรรเทาผลกระทบของราคาน้ำมันดิบต่อราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยให้นำเสนอต่อ กบง. ในการประชุมครั้งถัดไป
2. ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 10 ตุลาคม 2561 มีดังนี้ (1) น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 82.98 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 93.40 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (3) น้ำมันดีเซลอยู่ที่ 99.70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (4) อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 10 ตุลาคม 2561 อยู่ที่ 33.0500 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ (5) ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 8-14 ตุลาคม 2561 ลิตรละ 22.69 บาท และ (6) ราคาเอทานอล ณ เดือนตุลาคม 2561 ลิตรละ 23.31 บาท โดยฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันฯ ณ วันที่ 7 ตุลาคม 2561 มีสินทรัพย์รวม 38,852 ล้านบาท หนี้สินรวม 14,260 ล้านบาท ฐานะกองทุนสุทธิ 24,592 ล้านบาท โดยแยกเป็นบัญชีน้ำมัน 28,919 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 4,327 ล้านบาท จากสถานการณ์ราคาดังกล่าวข้างต้น ส่งผลทำให้โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 11 ตุลาคม 2561 เป็นดังนี้ (1) ค่าการตลาดน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 อยู่ที่ 2.3601 1.8314 1.9988 2.3032 4.7209 1.2389 และ 1.2224 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 อยู่ที่ 38.84 31.45 31.18 28.44 22.04 29.89 และ 26.89 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ปัจจุบันน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 รัฐยังคงชดเชยราคา แต่เข้าใกล้ ศูนย์-สุทธิ ในกลุ่มของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลแล้ว ดังนั้น ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันฯ ประจำเดือนตุลาคม 2561 มีรายรับในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 41 ล้านบาทต่อเดือน ในขณะที่กองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่ายจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 1,869 ล้านบาทต่อเดือน โดยภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ 1,817 ล้านบาทต่อเดือน
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้นในวงเงินไม่เกิน 16,200 ล้านบาท ดังนี้ (1) เมื่อราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยเดือนก่อนหน้าไม่เกิน 85 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยปรับเพิ่มอัตราการชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอีก 0.50 บาทต่อลิตร จากเดิมชดเชย 1.00 บาทต่อลิตร เป็นชดเชยไม่เกิน 1.50 บาทต่อลิตร (2) เมื่อราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยเดือนก่อนหน้าอยู่ระหว่าง 85 – 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ โดยใช้อัตราการชดเชยที่ 1.50 บาทต่อลิตร และปรับเพิ่มราคาขายปลีกเพิ่มขึ้นอีก 0.50 บาทต่อลิตร จากเดิม 29.89 บาทต่อลิตร เป็น 30.39 บาทต่อลิตร (3) เมื่อราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยเดือนก่อนหน้าอยู่ระหว่าง 87.5 - 90 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ โดยใช้อัตราการชดเชยที่ 1.50 บาทต่อลิตร ปรับเพิ่มราคาขายปลีกเพิ่มขึ้นอีก 0.50 บาทต่อลิตร จากเดิม 29.89 บาทต่อลิตร เป็น 30.39 บาทต่อลิตร และปรับลดภาษีสรรพสามิตลง 0.50 บาทต่อลิตร จากเดิม 5.98 บาทต่อลิตร เป็น 5.48 บาทต่อลิตร และ (4) เมื่อราคาน้ำมันดิบดูไบเฉลี่ยเดือนก่อนหน้าเกิน 90 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล หากดำเนินการตามแนวทางข้อ (1) – (3) แล้ว และวงเงินการช่วยเหลือของกองทุนน้ำมันฯ หมดแล้ว และราคาน้ำมันยังอยู่ในระดับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ให้กองทุนน้ำมันฯ ทำการกู้เงินเพิ่ม 20,000 ล้านบาท และใช้กลไกการบรรเทาผลกระทบตามแนวทางข้อ (1) – (3) ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้
1.1 กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบไม่เกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ให้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงอีก 0.50 บาทต่อลิตร จากเดิมชดเชยไม่เกิน 1.00 บาทต่อลิตร เป็นชดเชยไม่เกิน 1.50 บาทต่อลิตร
1.2 กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ในช่วง 87.5 - 92.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ให้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงอีก 0.50 บาทต่อลิตร จากเดิมชดเชยไม่เกิน 1.50 บาทต่อลิตร เป็นชดเชยไม่เกิน 2.00 บาทต่อลิตร และ/หรือปรับเพิ่มราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วขึ้นอีก 0.50 บาทต่อลิตร และ/หรือปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ หารือกับกระทรวงการคลัง กรณีมีความจำเป็นต้องปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
เรื่องที่4 การขอผ่อนผันนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงฝากกระทรวงการคลัง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียน อาศัยอำนาจตามพระราชบัญญัติการบริหารทุนหมุนเวียน พ.ศ. 2558 ได้ออกประกาศคณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียน เรื่อง มาตรฐานการเงิน การจัดซื้อจัดจ้าง การบริหารพัสดุ การบัญชี การรายงานทางการเงิน และการตรวจสอบภายในของทุนหมุนเวียน โดยประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2560 กำหนดให้ทุนหมุนเวียนดำเนินการเปิดบัญชีและนำเงินฝากที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง ซึ่งรวมถึงกองทุนน้ำมันฯ ด้วย ต่อมาเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติมอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) (สบพน.) ดำเนินการขอยกเว้นการเปิดบัญชีและนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปฝากที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง และขอฝากเงินกับธนาคารพาณิชย์และสถาบันการเงินเฉพาะกิจของรัฐต่อไป
2. เมื่อวันที่ 17 กรกฎาคม 2561 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กบง. ได้มีหนังสือถึงกรมบัญชีกลาง เพื่อขอยกเว้นการเปิดบัญชีและการนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปฝากที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง และขอฝากเงินกับธนาคารพาณิชย์และสถาบันการเงินเฉพาะกิจของรัฐ ตามมติ กบง. ต่อมา เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2561 กรมบัญชีกลางได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่า เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2561 คณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียนได้พิจารณาในเรื่องดังกล่าว และได้มีมติเห็นชอบให้นำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปจัดหาผลประโยชน์ได้ในวงเงิน 3,000 ล้านบาท เพื่อไว้ใช้จ่ายเป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนน้ำมันฯ สำหรับเงินส่วนที่เหลือให้นำฝากกระทรวงการคลัง ตามประกาศคณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียนฯ
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้หารือกรมบัญชีกลางโดยแจ้งว่ามติคณะกรรมการนโยบายการบริหาร ทุนหมุนเวียนเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2561 นั้น ไม่เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของ กบง. ที่ให้ขอยกเว้นการนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปฝากกระทรวงการคลัง โดยหากนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปจัดหาผลประโยชน์ได้ทั้งหมด จะสามารถนำดอกเบี้ยที่ได้มาช่วยเพิ่มกรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ สำหรับใช้ในการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศได้เพิ่มขึ้น รวมทั้งช่วยในส่วนค่าใช้จ่ายในการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ซึ่งต้องจัดสรรให้หน่วยงาน ที่ปฏิบัติงานสนับสนุนการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ได้แก่ สนพ. กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร และ สบพน. นอกจากนี้การรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ ของกองทุนน้ำมันฯ จะผันแปรไปตามสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ซึ่งปัจจุบันมีความผันผวนและมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 7 ตุลาคม 2561 อยู่ที่ 24,592 ล้านบาท และมีค่าใช้จ่ายในการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอยู่ที่ประมาณ 2,986 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งหากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกยังทรงตัวอยู่ในระดับสูงเกิน 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล คาดว่ากองทุนน้ำมันฯ จะสามารถรักษาเสถียรภาพราคาได้ประมาณ 8 เดือน ดังนั้น กรมบัญชีกลางจึงได้มีข้อเสนอว่าให้ กบง. ทำหนังสือขอผ่อนผันนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ฝากกระทรวงการคลัง ตามประกาศคณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียนฯ เพื่อกรมบัญชีกลางจะได้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายการบริหารทุนหมุนเวียนพิจารณาในการประชุมช่วงต้นเดือนพฤศจิกายน 2561
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำหนังสือถึงกรมบัญชีกลาง เพื่อขอผ่อนผันการเปิดบัญชีและนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปฝากที่กรมบัญชีกลาง กระทรวงการคลัง โดยให้สามารถฝากเงินกับธนาคารพาณิชย์และสถาบันการเงินเฉพาะกิจของรัฐ
กบง.ครั้งที่69 -วันศุกร์ที่ 26 ตุลาคม พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 22/2561 (ครั้งที่ 69)
วันศุกร์ที่ 26 ตุลาคม พ.ศ. 2561 เวลา 08.00 น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
เรื่องที่ 1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) วันที่ 20 เมษายน 2561 ได้มีมติเห็นชอบ ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมที่ 1.85 บาทต่อลิตร และเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2561 กบง. มีมติเห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลให้มีค่าใกล้ศูนย์สุทธิ ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2561 ได้มีมติเห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในอัตราไม่เกิน 1.00 บาทต่อลิตร ในวงเงินไม่เกิน 6,000 ล้านบาท โดยสามารถชดเชยเพิ่มขึ้นจากปัจจุบันที่ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยในอัตรา 0.30 บาทต่อลิตร และมอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) จัดทำรายงาน รายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ รายงาน กบง. ทราบทุกเดือน และเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2561 กบง. มีมติเห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้ (1) กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบไม่เกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ให้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงอีก 0.50 บาทต่อลิตร จากเดิมชดเชยไม่เกิน 1.00 บาทต่อลิตร เป็นชดเชยไม่เกิน 1.50 บาทต่อลิตร (2) กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ในช่วง 87.5 -92.5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ให้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงอีก 0.50 บาทต่อลิตร จากเดิมชดเชยไม่เกิน 1.50 บาทต่อลิตร เป็นชดเชยไม่เกิน 2.00 บาทต่อลิตร และ/หรือปรับเพิ่มราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วขึ้นอีก 0.50 บาทต่อลิตร และ/หรือปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 25 ตุลาคม 2561 มีดังนี้ (1) น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 74.95 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (2) น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 81.28 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (3) น้ำมันดีเซลอยู่ที่ 93.86 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (4) อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 25 ตุลาคม 2561 อยู่ที่ 33.0969 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ (5) ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 22 - 26 ตุลาคม 2561 ลิตรละ 22.68 บาท และ (6) ราคาเอทานอล ณ เดือนตุลาคม 2561 ลิตรละ 23.31 บาท โดยฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมัน ณ วันที่ 21 ตุลาคม 2561 มีสินทรัพย์รวม 38,534 ล้านบาท หนี้สินรวม 14,793 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 23,741 ล้านบาท โดยแยกเป็นบัญชีน้ำมัน 28,359 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 4,618 ล้านบาท จากสถานการณ์ราคาดังกล่าวข้างต้น ส่งผลทำให้โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 26 ตุลาคม 2561 เป็นดังนี้ (1) ค่าการตลาดน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 อยู่ที่ 3.3302 2.5797 2.7468 2.8050 4.4961 1.9563 และ 2.1916 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนราคาขายปลีก อยู่ที่ 37.24 29.85 29.58 26.84 21.14 29.89 และ 26.89 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ปัจจุบันน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 รัฐยังคงชดเชยราคา โดยกลุ่มของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอลมีรายรับประมาณ 41 ล้านบาทต่อเดือน กลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มีรายจ่ายประมาณ 1,122 ล้านบาทต่อเดือน และภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย 1,071 ล้านบาทต่อเดือน
3. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่มีแนวโน้มราคาลดลงอย่างต่อเนื่องฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้มีเงินสะสมไว้ใช้ในสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีความผันผวน โดยมีหลักการ ดังนี้ (1) กรอบล่าง สำหรับน้ำมันกลุ่มเบนซิน และแก๊สโซฮอลให้ใช้อัตราปัจจุบัน ดังนี้ น้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 อยู่ที่ 6.68 0.72 0.72 -2.18 และ -7.78 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้ใช้กรอบล่างชดเชยที่อัตราไม่เกิน1.00 บาทต่อลิตร และ (2) กรอบบน สำหรับน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล ในช่วงราคาน้ำมันปรับตัวลดลงสามารถปรับเพิ่มอัตราส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพิ่มขึ้นจากกรอบล่างได้ไม่เกิน 1.00 บาทต่อลิตร ดังนี้ น้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 มีกรอบบนอยู่ที่ 7.68 1.72 1.72 -1.18 และ -6.78 ตามลำดับ ส่วนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วกรอบบนอยู่ที่ไม่เกิน 1.00 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ในการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ บริหารราคาน้ำมันเชื้อเพลิง การปรับเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้ยึดหลักเกณฑ์ค่าการตลาดเฉลี่ยที่เหมาะสม ตามมติ กบง. วันที่ 20 เมษายน 2561 และมอบหมายให้ สบพน. จัดทำรายงาน รายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของบัญชีน้ำมัน เพื่อรายงาน กบง. ทราบทุกครั้ง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
กลุ่มน้ำมันเบนซิน และน้ำมันแก๊สโซฮอล* กรอบล่าง = 0.00 บาท/ลิตร กรอบบน = 1.00 บาท/ลิตร
- น้ำมันเบนซิน กรอบล่าง = 6.68 บาท/ลิตร กรอบบน = 7.68 บาท/ลิตร
- น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 กรอบล่าง = 0.72 บาท/ลิตร กรอบบน = 1.72บาท/ลิตร
- น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 กรอบล่าง = 0.72 บาท/ลิตร กรอบบน = 1.72บาท/ลิตร
- น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 กรอบล่าง = -2.18 บาท/ลิตร กรอบบน = -1.18 บาท/ลิตร
- น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 กรอบล่าง = -7.78 บาท/ลิตร กรอบบน = -6.78 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว กรอบล่าง = -1.50 บาท/ลิตร กรอบบน = 1.00 บาท/ลิตร
หมายเหตุ * อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการใช้แต่ละชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันเบนซิน และน้ำมันแก๊สโซฮอล
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารราคาน้ำมันเชื้อเพลิงโดยปรับเพิ่มหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกรอบข้อ 1 โดยสามารถปรับได้โดยการรักษาระดับค่าการตลาดที่เหมาะสมและส่วนต่างราคาขายปลีก ที่คำนึงถึงค่าความร้อนของชนิดเชื้อเพลิง และมอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) จัดทำรายงาน รายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อรายงานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทราบทุกครั้ง
กบง.ครั้งที่70 -วันพฤหัสบดีที่ 1 พฤศจิกายน พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 23/2561 (ครั้งที่ 70)
วันพฤหัสบดีที่ 1 พฤศจิกายน พ.ศ. 2561 เวลา 11.30 น.
1. หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
เรื่องที่ 1 หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 เห็นชอบหลักเกณฑ์ การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดย ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (บาทต่อลิตร) เท่ากับ (1-X) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย บวก (X) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน โดยที่ ค่า X เท่ากับร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) และราคาไบโอดีเซล (บาทต่อลิตร) คือ ราคาอ้างอิง ไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. เห็นชอบ ที่ผ่านมา ธพ. ได้ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กําหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 10) พ.ศ. 2560 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วมีสัดส่วนไบโอดีเซลอยู่ที่ร้อยละ 6.5 ถึง 7.0 ซึ่งปัจจุบันผู้ค้าน้ำมันผสมไบโอดีเซลอยู่ที่ร้อยละ 6.6 โดยปริมาตร ทั้งนี้ ปัจจุบัน ธพ. ได้จัดทำประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กําหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วมีสัดส่วนไบโอดีเซลอยู่ที่ร้อยละ 6.6 ถึง 7.0 โดยอยู่ในขั้นตอนการประกาศลง ราชกิจจานุเบกษา โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 เป็นต้นไป
2. สถานการณ์ผลผลิตปาล์ม ปี 2561 สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร (สศก.) ได้ประมาณการว่าจะมีปริมาณผลผลิตปาล์มน้ำมัน 15.389 ล้านตัน ขณะที่ผลการตรวจสอบของคณะทำงานตรวจสอบสต๊อกน้ำมันปาล์มคงเหลือทั้งระบบระดับจังหวัด ณ สิ้นเดือนกันยายน 2561 ปรากฏว่ามีสต๊อกน้ำมันปาล์มคงเหลือ 375,591 ตัน สูงกว่าระดับสต๊อกปกติของประเทศที่ควรจะมีที่ 250,000 ตัน ซึ่งทำให้ราคาผลปาล์มน้ำมันเคลื่อนไหวอยู่ในเกณฑ์ต่ำอย่างต่อเนื่อง ดังนั้น จึงมีความจำเป็นต้องดำเนินมาตรการดูดซับสต๊อกส่วนเกินจำนวน 125,591 ตัน เพื่อให้ปริมาณสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบให้กลับอยู่ในภาวะสมดุล
3. เพื่อให้สอดคล้องกับการปรับเพิ่มสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามประกาศ กรมธุรกิจพลังงาน ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอแนวทางการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยขอปรับปรุงค่า X จากเดิมเท่ากับ “ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิล เอสเตอร์อัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน” ขอแก้ไขเป็น “ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราเฉลี่ยการใช้จริงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน” โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 5 พฤศจิกายน 2561 เป็นต้นไป และมอบหมายให้ ธพ. ติดตามตรวจสอบการใช้ไบโอดีเซลผสมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นสัดส่วนไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.8 ด้วยวิธีการและมาตรการที่เหมาะสมเพื่อให้มีปริมาณการใช้ ไบโอดีเซลสูงสุด ทั้งนี้ การเพิ่มสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากร้อยละ 6.5 ถึง 7.0 เป็นร้อยละ 6.6 ถึง 7.0 จะส่งผลให้อัตราเฉลี่ยการใช้จริงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามประกาศ ธพ. อยู่ที่ร้อยละ 6.8 ซึ่งจะช่วย ดูดซับสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบเพิ่มขึ้นประมาณ 62,000 ตันต่อปี และทำให้ต้นทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้นประมาณ 0.01 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว = (1-X) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน
โดยที่ X = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราเฉลี่ยของน้ำมันดีเซล หมุนเร็วตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
ไบโอดีเซล = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ (บาทต่อลิตร)
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย = (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 + ค่าสำรองน้ำมัน เพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล
ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 เป็นต้นไป
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ติดตามตรวจสอบการใช้ไบโอดีเซลผสมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นสัดส่วนไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.8 ด้วยวิธีการและมาตรการที่เหมาะสมเพื่อให้มีปริมาณการใช้ไบโอดีเซลสูงสุด
กบง.ครั้งที่71 -วันพฤหัสบดีที่ 2 พฤศจิกายน พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 24/2561 (ครั้งที่ 71)
วันศุกร์ที่ 2 พฤศจิกายน พ.ศ. 2561 เวลา 13.00 น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
เรื่องที่ 1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 1 พฤศจิกายน 2561 น้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 73.40 78.44 และ 91.91 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลง 1.55 2.84 และ 1.95 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 1 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ 33.2028 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลช่วงวันที่ 29 ตุลาคม - 4 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ลิตรละ 22.52 บาท และราคาเอทานอล ณ เดือนพฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ลิตรละ 23.31 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 28 ตุลาคม 2561 มีสินทรัพย์รวม 39,099 ล้านบาท หนี้สินรวม 15,745 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 23,354 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันที่ 28,128 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบที่ 4,774 ล้านบาท
2. โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 2 พฤศจิกายน 2561 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 7.0800 1.1200 1.1200 -1.7800 -7.3800 -0.6000 และ -3.1000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 3.2402 2.4618 2.6302 2.6561 4.1736 2.1448 และ 2.3764 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 37.24 29.85 29.58 26.84 21.14 29.89 และ 26.89 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนพฤศจิกายน 2561 มีรายรับ ในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 401 ล้านบาทต่อเดือน มีรายจ่ายจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 1,064 ล้านบาทต่อเดือน ภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีรายจ่าย 652 ล้านบาทต่อเดือน
3. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่มีแนวโน้มราคาลดลงอย่างต่อเนื่อง เพื่อให้กองทุน น้ำมันฯ มีเงินสะสมสำหรับสถานการณ์ที่ราคาน้ำมันตลาดโลกมีความผันผวน ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมัน แก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร ส่วนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ปรับเพิ่มขึ้น 0.30 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกไม่เปลี่ยนแปลง ซึ่งจะส่งผลให้ค่าการตลาดเฉลี่ยของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล และค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันฯ ทุกชนิดอยู่ที่ 2.25 และ 1.98 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 1.8448 บาทต่อลิตร ซึ่งจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าวจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับเพิ่มขึ้น 903 ล้านบาทต่อเดือน จากติดลบ 652 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 251 ล้านบาทต่อเดือน โดยแยกเป็นกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลมีรายรับเพิ่มขึ้น 372 ล้านบาทต่อเดือน จาก 401 ล้านบาทต่อเดือนเป็น 773 ล้านบาทต่อเดือน และกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว มีรายจ่ายลดลง 531 ล้านบาทต่อเดือน จากมีรายจ่าย 1,064 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายจ่าย 533 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
น้ำมันเบนซิน เดิม 7.08 บาท/ลิตร ใหม่ 7.68 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.60 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 เดิม 1.12 บาท/ลิตร ใหม่ 1.72 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.60 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 เดิม 1.12 บาท/ลิตร ใหม่ 1.72 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.60 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เดิม -1.78 บาท/ลิตร ใหม่ -1.18 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.60 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 เดิม -7.38 บาท/ลิตร ใหม่ -6.78 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.60 บาท/ลิตร
เฉลี่ยถ่วงน้ำหนักกลุ่มเบนซิน และแก๊สโซฮอล เดิม 0.43 บาท/ลิตร ใหม่ 1.03 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.60 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เดิม -0.60 บาท/ลิตร ใหม่ 0.01 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.61 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วB20 เดิม -3.10 บาท/ลิตร ใหม่ -2.50 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.60 บาท/ลิตร
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปดำเนินการออกประกาศ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 พฤศจิกายน 2561 เป็นต้นไป
2. มอบหมายให้ สนพ. พิจารณาค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในวันที่ 5 พฤศจิกายน 2561 หากสูงกว่า 2.00 บาทต่อลิตร ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็น 0.20 บาทต่อลิตร และให้ออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 6 พฤศจิกายน 2561 เป็นต้นไป