คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2532)
Children categories
กบง.ครั้งที่73 -วันพฤหัสบดีที่ 15 พฤศจิกายน พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 26/2561 (ครั้งที่ 73)
วันพฤหัสบดีที่ 15 พฤศจิกายน พ.ศ. 256 เวลา15.00 น.
1. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
เรื่องที่ 1 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 14 พฤศจิกายน 2561 น้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 64.45 67.78 และ 82.78 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงจากวันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ 6.19 6.57 และ 5.61 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 14 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ 33.0740 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลช่วงวันที่ 12 - 18 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ลิตรละ 21.81 บาท และราคาเอทานอล ณ เดือนพฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ลิตรละ 23.31 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 11 พฤศจิกายน 2561 มีสินทรัพย์รวม 39,770 ล้านบาท หนี้สินรวม 16,369 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 23,401 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 28,428 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 5,027 ล้านบาท
2. โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 15 พฤศจิกายน 2561 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.0800 2.1200 2.1200 -0.7800 -6.3800 0.2000 และ -2.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 3.2706 2.5534 2.7195 2.5250 3.2630 2.4728 และ 2.7842 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 35.96 28.85 28.58 25.84 20.64 29.29 และ 26.29 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนพฤศจิกายน 2561 มีรายรับในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 1,289 ล้านบาทต่อเดือน มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 340 ล้านบาทต่อเดือน ภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 1,639 ล้านบาทต่อเดือน และกลุ่มก๊าซ LPG มีรายจ่ายประมาณ 522 ล้านบาทต่อเดือน
3. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่มีแนวโน้มราคาลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงทำให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเริ่มขยับสูงขึ้น ดังนั้น เพื่อให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันอยู่ในระดับที่เหมาะสม และราคาขายปลีกน้ำมันสะท้อนกับแนวโน้มราคาน้ำมันตลาดโลกที่ลดลง ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (1) แนวทางที่ 1 ปรับลดราคาขายปลีกน้ำมัน ในช่วงระยะเวลาน้ำมันขาลง ให้ส่งผ่านไปยังประชาชนโดยลดราคาขายปลีกน้ำมันทั้งหมด และหากราคาขายปลีกน้ำมันยังมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ควรมีการกำหนดราคาขายปลีกขั้นต่ำในระดับที่เหมาะสมไว้ หากราคาขายปลีกต่ำกว่าราคาขั้นต่ำที่กำหนดไว้ ให้เริ่มเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ต่อไป และ (2) แนวทางที่ 2 เก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทั้งหมด ในช่วงระยะเวลาน้ำมันขาลง และหากราคาน้ำมันยังมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ควรมีการกำหนดระดับเพดานเงินกองทุนสูงสุดหรืออัตราเงินส่งเข้ากองทุนเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์สูงสุดที่เหมาะสมไว้ หากเงินกองทุนหรืออัตราเงินส่งเข้ากองทุนเฉลี่ยสูงกว่าที่กำหนดไว้ ให้เริ่มลดราคาขายปลีกน้ำมันต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล และกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้
น้ำมันเบนซิน เดิม 8.08 บาท/ลิตร ใหม่ 8.58 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 เดิม 2.12 บาท/ลิตร ใหม่ 2.62 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 เดิม 2.12 บาท/ลิตร ใหม่ 2.62 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เดิม -0.78 บาท/ลิตร ใหม่ -0.28 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 เดิม -6.38 บาท/ลิตร ใหม่ -5.88 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
เฉลี่ยถ่วงน้ำหนักกลุ่มน้ำมันเบนซิน และแก๊สโซฮอล เดิม 1.43 บาท/ลิตร ใหม่ 1.93 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เดิม 0.20 บาท/ลิตร ใหม่ 0.70 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เดิม -2.50 บาท/ลิตร ใหม่ -2.00 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.50 บาท/ลิตร
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2561 เป็นต้นไป
กบง.ครั้งที่72 -วันพฤหัสบดีที่ 8 พฤศจิกายน พ.ศ. 2561
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 25/2561 (ครั้งที่ 72)
วันพฤหัสบดีที่ 8 พฤศจิกายน พ.ศ. 2561 เวลา 13.30 น.
1. สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
3. โครงการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพขับรถจักรยานยนต์สาธารณะ
4. แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
5. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานและแนวโน้มราคาพลังงานในตลาดโลก
สรุปสาระสำคัญ
สนพ. ได้รายงานสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ (1) ราคาน้ำมันดิบเบรนท์ มีทิศทางปรับตัวลดลง ปัจจัยหลักมาจากการที่รัฐมนตรีพลังงานประเทศซาอุดิอาระเบียได้ให้สัมภาษณ์ว่าพร้อม ที่จะผลิตน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นเพื่อทดแทนปริมาณน้ำมันดิบที่หายไปจากมาตรการคว่ำบาตรประเทศอิหร่าน ของประเทศสหรัฐอเมริกา เมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2561 ที่ผ่านมา อย่างไรก็ตาม ประเทศสหรัฐฯ มีมาตรการผ่อนปรนให้หลายประเทศสามารถนำเข้าน้ำมันดิบจากประเทศอิหร่านได้ โดยประเทศจีนและอินเดียสามารถนำเข้าน้ำมันดิบจากประเทศอิหร่านได้ประมาณร้อยละ 50 จากปริมาณที่เคยนำเข้า ประกอบกับสงครามทางการค้าระหว่างประเทศจีนและประเทศสหรัฐฯ มีแนวโน้มผ่อนคลายลง เนื่องจากผลการเลือกตั้งสภาผู้แทนราษฎร กลางเทอมของสหรัฐฯ ซึ่งพรรคเดโมแครตครองเสียงข้างมากในสภาฯ ทั้งนี้ ปัจจัยที่ต้องจับตามองคือการที่ประเทศซาอุดิอาระเบียได้หารือกับประเทศรัสเซียเกี่ยวกับการปรับลดปริมาณการผลิตน้ำมันดิบลงในปีหน้า อย่างไรก็ดี ในระยะสั้นคาดการณ์ว่าราคาน้ำมันดิบในเดือนพฤศจิกายน 2561 จะปรับตัวลดลง (2) ราคาก๊าซ LPG มีแนวโน้มปรับตัวลดลง โดยราคา CP เดือนพฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ 532.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ลดลงจากเดือนก่อนหน้า 122.50 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน (3) ราคา LNG เดือนตุลาคม 2561 ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อนหน้า เนื่องจากมีแหล่งผลิตใหม่จากประเทศออสเตรเลีย และมีแหล่งผลิตที่อยู่ระหว่างดำเนินการในประเทศสหรัฐฯ อีก 2 แหล่ง ส่วนราคา LNG เดือนพฤศจิกายน 2561 คาดการณ์ว่าจะยังคงปรับตัวลดลงจากปัจจัยข้างต้น (4) ราคาถ่านหินเดือนตุลาคม 2561 อยู่ที่ 109 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ลดลงจากเดือนก่อน แต่ทั้งนี้ ราคาถ่านหินในช่วงปลายปีมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น เนื่องจากปัจจัย อาทิ เหมืองถ่านหินขนาดใหญ่ในเมืองเฉินตูประเทศจีนเกิดอุบัติเหตุ ประกอบกับธนาคารโลกไม่อนุมัติงบประมาณสนับสนุนการก่อสร้างเหมืองถ่านหินในประเทศโคโซโว รวมถึงนโยบายการควบคุมมลพิษของประเทศจีนทำให้มีการส่งออกถ่านหินลดลง และเข้าใกล้ฤดูหนาวทำให้หลายประเทศมีความต้องการถ่านหินมากขึ้น และ (5) โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 1.92 บาทต่อลิตร สูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมซึ่งอยู่ที่ 1.80 บาทต่อลิตร ส่วนค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 2.42 บาทต่อลิตร สูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมซึ่งอยู่ที่ 1.85 บาทต่อลิตร โดยค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ 2.15 บาทต่อลิตร อยู่ในระดับสูงกว่าค่าการตลาดเฉลี่ยที่เหมาะสมประมาณ 0.30 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 7 มกราคม 2558 ได้มีมติเห็นชอบ ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับผิดชอบโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน (ครัวเรือนรายได้น้อย ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร และอื่นๆ) ตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 เป็นต้นไป จนกว่าจะมีแนวทางอื่นมาทดแทน และการประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2560 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการจัดประชารัฐสวัสดิการตามที่กระทรวงการคลังเสนอ โดยให้ ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐในวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มจากร้านค้าตามที่กระทรวงพลังงานกำหนดจำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ใช้ 1 ครั้งต่อ 3 เดือน) กำหนดเริ่มใช้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2560 ซึ่งการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวซ้ำซ้อนกับแนวทางการให้ความช่วยเหลือเฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อยในโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน ที่ ปตท. ให้ความช่วยเหลืออยู่ กระทรวงพลังงานจึงได้มีหนังสือแจ้ง ปตท. ยกเลิกการช่วยเหลือและระงับการใช้สิทธิ์เฉพาะกลุ่มครัวเรือนรายได้น้อย (18 กิโลกรัมต่อ 3 เดือน) ในโครงการบรรเทาผลกระทบฯ ส่วนการช่วยเหลือร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (150 กิโลกรัมต่อเดือน) ปตท. ยังคงดำเนินการตามเดิมในอัตรากิโลกรัมละ 2.50 บาท ผลจากการช่วยเหลือชดเชยส่วนต่างจากโครงการดังกล่าวตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2561 คิดเป็นปริมาณก๊าซ LPG 510.94 ล้านกิโลกรัม จำนวนเงินชดเชย 1,546.94 ล้านบาท และต่อมาเมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2561 ปตท. ได้มีหนังสือแจ้งว่าคณะกรรมการบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้มีมติเห็นชอบขยายระยะเวลาการสนับสนุนช่วยเหลือโครงการบรรเทาผลกระทบจากการปรับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2561 ภายในวงเงิน 500 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 โครงการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพขับรถจักรยานยนต์สาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกมีความผันผวน ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพ ของประชาชน รองนายกรัฐมนตรี (นายสมคิด จาตุศรีพิทักษ์) ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานศึกษาแนวทาง การช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพขับรถจักรยานยนต์สาธารณะ และเป็นผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ขึ้นทะเบียนกับกรมบัญชีกลาง ต่อมากรมการขนส่งทางบกได้แจ้งจำนวนผู้ที่ได้รับใบอนุญาตขับรถจักรยานยนต์สาธารณะทั่วประเทศ จำนวน 183,896 ราย แยกเป็น กรุงเทพฯ 101,391 ราย (ร้อยละ 55) และภูมิภาค 82,525 ราย (ร้อยละ 45) โดยกรมบัญชีกลางตรวจสอบจำนวนผู้ที่ได้รับใบอนุญาตขับรถจักรยานยนต์สาธารณะทั่วประเทศ จำนวน 183,896 ราย เป็นผู้ที่มีรายได้น้อยที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 40,096 ราย แบ่งเป็นในเขตกรุงเทพฯ จำนวน 8,660 ราย คิดเป็นร้อยละ 22 ของผู้ได้รับสิทธิ์ (หรือร้อยละ 8.5 ของผู้ได้รับใบอนุญาตขับรถจักรยานยนต์สาธารณะในเขตกรุงเทพฯ) และส่วนภูมิภาค จำนวน 31,436 ราย คิดเป็นร้อยละ 78 ของผู้ได้รับสิทธิ์ (หรือร้อยละ 37.8 ของผู้ได้รับใบอนุญาตขับรถจักรยานยนต์สาธารณะในส่วนภูมิภาค) แนวทางการให้ความช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพขับรถจักรยานยนต์สาธารณะ โดยให้ส่วนลดราคาน้ำมันกลุ่มแก๊สโซฮอลหรือน้ำมันเบนซิน จำนวนลิตรละ 3 บาท ไม่เกิน 5 ลิตรต่อคนต่อวัน หรือไม่เกิน 150 ลิตรต่อคนต่อเดือน วงเงินช่วยเหลือไม่เกิน 450 บาทต่อคนต่อเดือน โดยผู้ใช้สิทธิ์จะต้องใช้เครื่องรูดบัตร (EDC) ณ สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงที่เข้าร่วมโครงการโดยต้องชำระค่าน้ำมันราคาปกติเต็มจำนวนไปก่อน จึงจะได้เงินช่วยเหลือคืนตามที่จ่ายจริง (Cashback) ไม่เกิน 450 บาท ณ ต้นเดือนถัดไป 1.5em;"> 2. กรมธุรกิจพลังงานได้เสนอแนวทางการดำเนินการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพ ขับรถจักรยานยนต์สาธารณะ ดังนี้ (1) ขอความร่วมมือให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สนับสนุนโครงการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพขับรถจักรยานยนต์สาธารณะ ระยะเวลา 6 เดือน ตั้งแต่วันที่ 17 ธันวาคม 2561 ถึงวันที่ 16 มิถุนายน 2562 โดยประเมินจำนวนเงินให้ความช่วยเหลืออยู่ที่ประมาณ 18 ล้านบาทต่อเดือน และ (2) กรมธุรกิจพลังงานจะหารือกรมบัญชีกลางเพื่อขอใช้เงินงบประมาณในโครงการประชารัฐสวัสดิการ ให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ แทนการช่วยเหลือจาก ปตท.
มติของที่ประชุม
มอบหมายกรมธุรกิจพลังงานหารือกระทรวงการคลังเพื่อหาแนวทางการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ประกอบอาชีพขับรถจักรยานยนต์สาธารณะผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และรายงานความคืบหน้าให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบต่อไป
เรื่องที่ 4 แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2561 ได้มีมติเห็นชอบ เรื่อง การส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ดังนี้ (1) สนับสนุนการผลิตและการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 (ที่มีสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลไม่น้อยกว่าร้อยละ 19 และไม่เกินร้อยละ 20 โดยปริมาตร) ให้มีราคาต่ำ เพื่อลดภาระต้นทุนค่าบริการขนส่งและค่าโดยสารสาธารณะ จึงมีมติให้กรมสรรพสามิต กระทรวงการคลัง พิจารณาเรียกเก็บภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในอัตรา 5.152 บาทต่อลิตร โดยใช้หลักเกณฑ์เดียวกับน้ำมัน
แก๊สโซฮอลซึ่งจัดเก็บภาษีเฉพาะน้ำมันที่ผลิตจากฟอสซิล ในส่วนน้ำมันที่ได้รับจากเชื้อเพลิงชีวภาพจะยกเว้นภาษี
(2) เพื่อลดผลกระทบของการลดอัตราภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่อประมาณการรายรับของงบประมาณแผ่นดินประจำปี 2561 และ 2562 จึงมีมติให้กรมสรรพสามิตพิจารณาเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิตสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.13 บาทต่อลิตร เป็น 5.980 บาทต่อลิตร และ (3) เพื่อไม่ให้ผู้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้รับผลกระทบจากการเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิต จึงมีมติให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จ่ายเงินชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 0.13 บาทต่อลิตร ต่อมาการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2561 ได้มีมติเห็นชอบเรื่องโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ดังนี้ (1) หลักเกณฑ์การกำหนดราคา
ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 และ (2) การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ถูกกว่าราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 บาทต่อลิตร
2. การดำเนินการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ผ่านมามี ดังนี้ (1) ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 จำนวน 8 ราย ได้จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ผู้ประกอบการขนส่ง จำนวน 80 แห่ง โดยมีรถขนส่งจำนวน 2,100 คัน และเรือจำนวน 64 ลำ โดยมีปริมาณที่ได้รับความเห็นชอบจำหน่าย 13.105 ล้านลิตร
ต่อเดือน (2) ตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม 2561 ถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2561 มีปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 10.446 ล้านลิตร ดูดซับไบโอดีเซล 2.088 ล้านลิตร เทียบเท่าน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) 1,816 ตัน คิดเป็นจำนวนเงินชดเชย 32.467 ล้านบาท และ (3) การขยายฐานลูกค้าไปสู่กลุ่มรถโดยสารสาธารณะขององค์การขนส่งมวลชนกรุงเทพ (ขสมก.) และบริษัท ขนส่ง จำกัด (บขส.) ได้มีการเปิดตัวการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในรถของ ขสมก. และ บขส. เมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2561 โดยเป็นการทดลองใช้ในรถของ ขสมก. จำนวน 5 คัน และ บขส. จำนวน 3 คัน ระยะเวลาในการทดลอง 1 เดือน ซึ่งหลังจากพ้นระยะการทดลองใช้แล้วจะขยายฐานการใช้ในรถสาธารณะ ดังนี้ (1) รถ ขสมก. จำนวน 2,105 คัน (รถโดยสารธรรมดา รถโดยสารปรับอากาศ สีน้ำเงิน และรถโดยสาร EURO) ปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 5,040,000 ลิตรต่อเดือน ดูดซับไบโอดีเซลปริมาณ 1.008 ล้านลิตรต่อเดือน เทียบเท่า CPO 877,000 ตันต่อเดือน และ (2) รถ บขส. จำนวน 515 คัน
(ยังไม่รวมรถร่วมโดยสารปรับอากาศ) ปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 2,100,000 ลิตรต่อเดือน
ดูดซับไบโอดีเซลปริมาณ 0.420 ล้านลิตรต่อเดือน เทียบเท่า CPO 365,000 ตันต่อเดือน ปัจจุบันการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในปี 2561 เฉลี่ย 63.03 ล้านลิตรต่อวัน ใช้ไบโอดีเซลอยู่ที่ 4.22 ล้านลิตรต่อวัน เทียบเท่า CPO 110,000 ตันต่อเดือน
3. ปัจจุบันมีมาตรการที่กำหนดให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีราคาถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 บาทต่อลิตร ในขณะที่ผู้ประกอบการขนส่งซื้อน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในราคาที่ได้ส่วนลดอยู่แล้ว ซึ่งหากเปลี่ยนมาใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 จะได้ส่วนลดเพิ่มขึ้นประมาณ 1.00 - 1.50 บาทต่อลิตร และการเปลี่ยนมาใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 20 ในช่วงแรกจะมีค่าใช้จ่ายในการเปลี่ยนถ่ายน้ำมันเครื่องและไส้กรองน้ำมันเชื้อเพลิงประมาณ 10,000 บาทต่อคัน ดังนั้น หากมีการเพิ่มส่วนต่างราคาเป็น 5 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 3 เดือน จะทำให้ผู้ประกอบการได้รับส่วนลดเพิ่มขึ้น ประมาณ 18,000 บาทต่อคันต่อ 3 เดือน (จากการใช้ประมาณ 3,000 ลิตรต่อคันต่อเดือน) ซึ่งจูงใจให้ผู้ประกอบการเข้าร่วมโครงการมากยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จากชดเชย
2.50 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 4.00 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 3 เดือน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ออกประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานเพื่อให้มีผลบังคับใช้ ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2561 ถึงวันที่
28 กุมภาพันธ์ 2562
เรื่องที่ 5 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สรุปสาระสำคัญ 1. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 7 พฤศจิกายน 2561 น้ำมันดิบดูไบ น้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 70.64 74.35 และ 88.39 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับลดลงจากวันที่ 1 พฤศจิกายน 2561 2.76 4.09 และ 3.52 เหรียญสหรัฐฯ
ต่อบาร์เรล ตามลำดับ อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 7 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ 33.0779 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ราคาไบโอดีเซลช่วงวันที่ 5 พฤศจิกายน - 11 พฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ลิตรละ 22.30 บาท และราคาเอทานอล
ณ เดือนพฤศจิกายน 2561 อยู่ที่ลิตรละ 23.31 บาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 4 พฤศจิกายน 2561 มีสินทรัพย์รวม 39,582 ล้านบาท หนี้สินรวม 16,388 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 23,194 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 28,105 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 4,911 ล้านบาท
2. โครงสร้างราคาน้ำมัน ณ วันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 7.6800 1.7200 1.7200 -1.1800 -6.7800 0.2000 และ -2.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 3.2961 2.4250 2.5914 2.5163 3.6441 1.9198 และ 2.2762 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 36.84 29.45 29.18 26.44 20.94 29.59 และ 26.59 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ในเดือนพฤศจิกายน 2561 มีรายรับ
ในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลประมาณ 929 ล้านบาทต่อเดือน มีรายรับจากกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วประมาณ 340 ล้านบาทต่อเดือน และภาพรวมกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับ 1,279 ล้านบาทต่อเดือน
3. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกที่มีแนวโน้มราคาลดลงอย่างต่อเนื่อง เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ
มีเงินสะสมสำหรับสถานการณ์ที่ราคาน้ำมันตลาดโลกมีความผันผวน ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ขึ้น 0.30 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกไม่เปลี่ยนแปลง ซึ่งจะส่งผลให้ค่าการตลาดเฉลี่ยของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล และค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันทั้งหมด อยู่ที่ 2.27 และ 2.04 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งจากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล ดังกล่าวจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับเพิ่มขึ้น 279 ล้านบาทต่อเดือน จาก 1,311 ล้านบาทต่อเดือน เป็นมีรายรับ 1,590 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล ดังนี้
น้ำมันเบนซิน เดิม 7.68 บาท/ลิตร ใหม่ 8.08 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.40 บาท/ลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 เดิม 1.72 บาท/ลิตร ใหม่ 2.12 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.40 บาท/ลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 เดิม 1.72 บาท/ลิตร ใหม่ 2.12 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.40 บาท/ลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 เดิม -1.18 บาท/ลิตร ใหม่ -0.78 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.40 บาท/ลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 เดิม -6.78 บาท/ลิตร ใหม่ -6.38 บาท/ลิตร เปลี่ยนแปลง +0.40 บาท/ลิตร โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 9 พฤศจิกายน 2561 เป็นต้นไป
กพช.ครั้งที่ 15 วันจันทร์ที่ 23 เมษายน พ.ศ. 2561
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2561 (ครั้งที่ 15)
เมื่อวันจันทร์ที่ 23 เมษายน พ.ศ. 2561 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกภักดีบดินทร์ ทำเนียบรัฐบาล
1. รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2. แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
3. เงื่อนไขการประมูล (TOR) แหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี พ.ศ. 2565 – 2566
4. เรื่องที่ฝ่ายเลขานุการฯ ขอแจ้งให้ที่ประชุมรับทราบ
5. การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง
นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายทวารัฐ สูตะบุตร) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าสถานะการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ภาพรวมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2561 ภาครัฐมีภาระผูกพันทั้งสิ้น 9,855 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น เชื้อเพลิงขยะ 399 เมกะวัตต์ ชีวมวล 4,045 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 455 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 91 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,522 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 3,245 เมกะวัตต์ และอื่นๆ (เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) 97 เมกะวัตต์ โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทั้งหมดคิดเป็นร้อยละ 64.55 ของเป้าหมาย AEDP ปี 2579 ทั้งนี้ ภาระผูกพันที่ภาครัฐได้รับซื้อ จำนวน 9,855 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว 7,104 ราย รวม 7,562 เมกะวัตต์ โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่าง COD 141 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 1,795 เมกะวัตต์ และโครงการที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 51 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 498 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีส่วนของโครงการที่เอกชนผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เอง (IPS) อีก 976 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อรวมกับส่วนที่มีภาระผูกพันข้างต้น (รวมอื่นๆ เช่น ลมร้อนทิ้งจากกระบวนการผลิต) จะมีปริมาณไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนรวมทั้งสิ้น 10,830 เมกะวัตต์
2. สถานการณ์รับซื้อไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง แบ่งเป็น (1) ขยะ ได้แก่ ขยะชุมชน มีโครงการผูกพันกับภาครัฐเป็นการรับซื้อแบบ Adder ทั้งหมด 43 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 361 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 139 เมกะวัตต์ และขยะอุตสาหกรรม มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 7 ราย เป็นการรับซื้อแบบ FiT ทั้งหมด กำลังผลิตติดตั้งรวม 38 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมาย 12 เมกะวัตต์ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อให้ทันกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2562 (2) ชีวมวล มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 254 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 4,045 เมกะวัตต์ มีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เองอีก 26 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 581 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 4,626 เมกะวัตต์ คงเหลือ 944 เมกะวัตต์ (3) ก๊าซชีวภาพ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 191 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 455 เมกะวัตต์ มีโครงการที่เอกชนผลิตเพื่อใช้เองอีก 19 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 48 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 503 เมกะวัตต์ คงเหลือ 777 เมกะวัตต์ (4) พลังน้ำขนาดเล็ก มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 59 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 91 เมกะวัตต์ คงเหลือ 285 เมกะวัตต์ (5) พลังงานลม มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 36 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,522 เมกะวัตต์ คงเหลือ 1,480 เมกะวัตต์ และ (6) พลังงานแสงอาทิตย์ มีโครงการผูกพันกับภาครัฐ 6,702 ราย กำลังผลิตติดตั้งรวม 3,245 เมกะวัตต์ มีส่วนที่ผลิตเพื่อใช้เอง 15 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 40 เมกะวัตต์ คิดเป็นกำลังผลิตติดตั้งรวม 3,285 เมกะวัตต์ คงเหลือเป้าหมายรับซื้อ 2,715 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1.เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (Power Development Plan) ของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (PDP 2015) แต่เนื่องจากสถานการณ์การใช้ไฟฟ้าที่ผ่านมามีการเปลี่ยนแปลงไปจากค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ใช้จัดทำแผน PDP 2015 จึงควรต้องมีการปรับปรุงข้อมูลให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้มีการปรับปรุงแผน PDP 2015 เพื่อให้การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปโดยสะท้อนแนวนโยบายของรัฐบาลและการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในอนาคต รวมถึงพิจารณาการพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าให้เหมาะสมกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและศักยภาพการผลิตในแต่ละภูมิภาค ซึ่งสอดคล้องกับแนวทางของแผนปฏิรูปด้านพลังงานของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน รวมทั้งคำนึงถึงความเชื่อมโยงระหว่างการลงทุนในการผลิตไฟฟ้าความมั่นคงของระบบส่งไฟฟ้าเพื่อให้การบริหารจัดการของระบบไฟฟ้าเกิดความคุ้มค่าสูงสุด
2. หลักการสำคัญในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ จะให้ความสำคัญในประเด็นต่างๆ ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) โดยให้ความสำคัญกับความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ ครอบคลุมระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า รายพื้นที่ เพื่อตอบสนองปริมาณความต้องการไฟฟ้าเพื่อรองรับแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ โดยจะสอดคล้องกับอัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ อัตราเพิ่มของประชากร และอัตราการขยายตัวของเขตเมืองในระดับประเทศและระดับภูมิภาค มีการกระจายสัดส่วนเชื้อเพลิง (Fuel Diversification) ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าให้มีความเหมาะสมเพื่อลดความเสี่ยงการพึ่งพิงเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง มีโรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงในระดับที่เหมาะสม รวมทั้งการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด (Smart grid) เพื่อรองรับการพัฒนาระบบไฟฟ้าขนาดเล็กแบบกระจายศูนย์ (Decentralized Generation: DG) โดยระบบ Smart grid จะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และสามารถบริหารจัดการด้านการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ (2) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) โดยคำนึงถึงต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าที่มีต้นทุนต่ำ เพื่อลดภาระผู้ใช้ไฟฟ้า และไม่เป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมของประเทศในระยะยาว และมีการปรับปรุงการบริหารจัดการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ และเป็นไปตาม Merit Order (3) ด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) คำนึงถึงการลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม โดยมีเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อหน่วยการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าในปลายแผนไม่เกิน 0.319 กิโลกรัมของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง (kgCO2/kWh) ส่งเสริมระบบไฟฟ้าแบบไมโครกริด (Micro Grid) ในพื้นที่ห่างไกล พื้นที่นิคมอุตสาหกรรมหรือเขตเศรษฐกิจพิเศษ ให้เหมาะสมสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ เพื่อใช้ทรัพยากรในพื้นที่ให้เกิดประโยชน์สูงสุดและลดภาระการลงทุนระบบส่งไฟฟ้า รวมทั้งส่งเสริมประสิทธิภาพในระบบไฟฟ้า (Efficiency) ทั้งด้านการผลิตไฟฟ้าและด้านการใช้ไฟฟ้า การส่งเสริมให้เกิดการตอบสนองด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) เพื่อเพิ่มศักยภาพในการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเพื่อเป็นประโยชน์ต่อการจัดการสภาวะวิกฤตด้านพลังงานไฟฟ้า สามารถชะลอการสร้างโรงไฟฟ้าและลดการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศ
3. แนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ มีดังนี้ (1) จัดทำ ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Forecast) ของประเทศและรายภูมิภาคในระยะยาวใหม่ (2) จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยเป็นรายภูมิภาค และจัดทำแผนระบบไฟฟ้าสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เพื่อสร้างความมั่นคงในพื้นที่ ซึ่งจะประเมินกำลังผลิตไฟฟ้า (Supply) ของทั้งประเทศและรายภูมิภาค เพื่อจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ (Candidate Power Plant) เพิ่มเติมจากโรงไฟฟ้าที่มีข้อผูกพันแล้วในปัจจุบัน (Existing Capacity, มี PPA และตอบรับซื้อแล้ว) ทั้งนี้ จะพิจารณาปัจจัยในการจัดสรรโรงไฟฟ้า ได้แก่ ต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและการผลิตไฟฟ้า ความสามารถของระบบส่งไฟฟ้าที่เชื่อมต่อระหว่างภูมิภาค การพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าใหม่ที่จะมารองรับเพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของทั้งประเทศและระหว่างภูมิภาค ให้สอดรับกับการพัฒนาระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับประชาคมเศรษฐกิจอาเซียน (AEC) และการพัฒนา ASEAN Power Grid ศักยภาพพลังงานหมุนเวียนรายภูมิภาค ผลการประหยัดพลังงานไฟฟ้ารายภูมิภาค ศักยภาพการตอบสนองด้านการใช้ไฟฟ้า (Demand Response) การประเมินพื้นที่ที่มีศักยภาพในการทำ Smart Micro Grid/Smart City/Energy Storage System (ESS) เช่น พื้นที่ห่างไกลหรือพื้นที่ปลายสาย และพื้นที่ในเขตนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตเศรษฐกิจพิเศษ รวมทั้ง การจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ให้เกิดความเหมาะสมกับศักยภาพและข้อจำกัดรายพื้นที่ (3) บริหารจัดการกิจการด้านพลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้สอดคล้องกับแนวทางการบริหารจัดการใหม่ตามแนวทางประชารัฐ ภายใต้ความร่วมมือกันของการไฟฟ้า ส่วนภูมิภาค (กฟภ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และเครือข่ายวิสาหกิจชุมชนของ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ รวมถึงบูรณาการการทำงานร่วมกันทั้งจากภาครัฐ ชุมชนและเอกชน ส่งเสริมอุตสาหกรรมการปลูกพืชพลังงานในอนาคต ใช้ทรัพยากรของท้องถิ่นให้เกิดประโยชน์อย่างเต็มที่ และกระจายอำนาจให้ชุมชน เพื่อให้ชุมชนในพื้นที่มีความรู้สึกเป็นเจ้าของและรักษาระบบไฟฟ้า และ (4) สร้างการมีส่วนร่วมของภาคประชาชน โดยเปิดให้มีการรับฟังความเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย ต่อร่างแผน PDP ฉบับใหม่ ทั้งในส่วนกลางและส่วนภูมิภาค ก่อนเสนอให้ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 เงื่อนไขการประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565-2566
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (นายวีระศักดิ์ พึ่งรัศมี) เป็นผู้นำเสนอและชี้แจงต่อที่ประชุม โดยมีสรุปสาระสำคัญเพื่อทราบความพร้อมของกระทรวงพลังงานในการดำเนินการเปิดประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 ดังนี้
(1) สัมปทานปิโตรเลียมที่รัฐบาลไทยออกให้แก่ผู้รับสัมปทานในอ่าวไทยภายใต้พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ซึ่งเป็นแหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติหลักของประเทศ มีสองกลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 กลุ่มแหล่ง ก๊าซธรรมชาติเอราวัณ ดำเนินงานโดยบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด ในสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 1/2515/5 (แปลงสำรวจหมายเลข 10 และ 11) และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 2/2515/6 (แปลงสำรวจหมายเลข 12 และ 13) มีอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขายที่ 1,240 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยสัมปทานจะสิ้นสุดอายุในวันที่ 23 เมษายน 2565 และกลุ่มที่ 2 กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช ดำเนินงานโดยผู้รับสัมปทานหลักคือ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ในสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 5/2515/9 (แปลงสำรวจหมายเลข 15) และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 3/2515/7 (แปลงสำรวจหมายเลข 16 และ 17) มีอัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติตามสัญญาซื้อขายที่ 870 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 5/2515/9 จะสิ้นสุดอายุในวันที่ 23 เมษายน 2565 และสัมปทานปิโตรเลียมเลขที่ 3/2515/7 จะสิ้นสุดอายุในวันที่ 7 มีนาคม 2566 ณ เดือนธันวาคม 2560 แหล่งผลิตก๊าซธรรมชาติทั้งสองกลุ่มมีปริมาณการผลิตเฉลี่ยประมาณ 2,265 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หรือประมาณร้อยละ 75 ของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (ไม่รวมก๊าซธรรมชาติจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย)
(2) คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 และเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการรายใหม่ โดยการเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไป เป็นการล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ซึ่งกระทรวงพลังงานได้ดำเนินการตามมติ กพช. และได้นำเสนอแนวทางการบริหารจัดการการประมูลต่อ กพช. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 และในการประชุมครั้งนี้ กระทรวงพลังงาน ขอนำเสนอเรื่องเพื่อทราบ 1 เรื่อง ได้แก่ การรายงานความพร้อมในการเปิดประมูล และเรื่องเพื่อพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่ ข้อกำหนดและเงื่อนไขของการประมูล และหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล
(3) ความพร้อมในการเปิดประมูล ซึ่งกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเป็นผู้ดำเนินการและเตรียมการตามนโยบายในข้อ 2 ประกอบด้วย
(3.1)การออกกฎหมายและประกาศที่เกี่ยวข้อง โดยกระทรวงพลังงานได้จัดทำกฎหมายลำดับรองตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2560 และประกาศต่าง ๆ เพื่อรองรับการประมูล ดังนี้ (1) ประกาศคณะกรรมการปิโตรเลียม เรื่อง หลักเกณฑ์และวิธีการกำหนดพื้นที่ที่จะดำเนินการสำรวจหรือผลิตปิโตรเลียมในรูปแบบของสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต หรือสัญญาจ้างบริการ (2) ประกาศกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เรื่อง การกำหนดเขตพื้นที่แปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทย สำหรับการให้ยื่นขอสิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม เพื่อกำหนดพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข 10 11 12 และ 13 (กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ) เป็นแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 และกำหนดพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข 15 16 และ 17 (กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกช) เป็นแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G2/61 (3) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การกำหนดให้ดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 ในรูปแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (4) ประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การกำหนดให้ดำเนินการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G2/61 ในรูปแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต (5) กฎกระทรวงกำหนดแบบสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ. 2561(6) กฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไข การขอและการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ. 2561 (7) กฎกระทรวงการนำส่งค่าภาคหลวงสำหรับผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต พ.ศ. 2561 (8) กฎกระทรวงกำหนดค่าธรรมเนียมสำหรับสัมปทาน สัญญาแบ่งปันผลผลิต และสัญญาจ้างบริการ พ.ศ. 2561 และ (9) ประกาศกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เรื่อง ข้อตกลงการส่งมอบสิ่งติดตั้ง
(3.2)การจัดทำชุดข้อมูล (Data Package) และจัดเตรียมห้องศึกษาข้อมูล (Data Room) เพื่อให้ผู้เข้าประมูลใช้ศึกษาข้อมูลประกอบการยื่นข้อเสนอการประมูล ซึ่งปัจจุบันได้ดำเนินการแล้วเสร็จพร้อมสำหรับการประมูลแล้ว
(3.3)การจัดทำเอกสารสำหรับการประมูล ประกอบด้วย (1) ร่างประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง กำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการยื่นคำขอการพิจารณา และการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตจำนวน 2 ประกาศ แยกสำหรับแปลงสำรวจ G1/61 และ G2/61 (2) แผนที่แปลงสำรวจ (3) เอกสารข้อแนะนำสำหรับผู้ประมูล (Instruction to Bidders) (4) เอกสารเชิญชวนให้ยื่นข้อเสนอ (Invitation for Proposal, IFP) – ข้อกำหนด หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการยื่นคำขอ การพิจารณา และการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตในแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข .... และ (5) เอกสารสรุปข้อสนเทศ (Information Memorandum) โดยเอกสารหมายเลข (2) – (5) จะเป็นเอกสารแนบท้ายประกาศหมายเลข (1)
(4) ข้อกำหนดและเงื่อนไขของการประมูล มีดังนี้
(4.1) ข้อกำหนดเรื่องปริมาณการผลิตและขายก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำ โดยกำหนดปริมาณ ก๊าซธรรมชาติขั้นต่ำจากแปลงสำรวจหมายเลข G1/61 และ G2/61 ในอัตรา 800 และ 700 ล้านลูกบาศก์ฟุต ต่อวัน ตามลำดับ เป็นระยะเวลา 10 ปี เพื่อให้สอดคล้องกับความจำเป็นของโรงแยกก๊าซตามโครงสร้างด้านพลังงานและเศรษฐกิจของประเทศ และผลการประเมินปริมาณทรัพยากรปิโตรเลียม ทั้งนี้ ผู้เข้าประมูลที่ได้รับคัดเลือกจะมีพันธะในการต้องผลิตและขายก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณขั้นต่ำ และกระทรวงพลังงานได้กำหนดบทปรับกรณีที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามข้อกำหนด
(4.2) กำหนดสูตรราคาก๊าซธรรมชาติ ซึ่งผู้เข้าประมูลที่ได้รับคัดเลือกจะมีพันธะที่ต้องผลิตและขายก๊าซธรรมชาติในราคา (Pr) ซึ่งคำนวณจากสูตรราคาดังกล่าว ตลอดระยะเวลาของสัญญาแบ่งปันผลผลิต
(4.3) เงื่อนไขหลักที่ใช้ในการประมูลแข่งขัน ได้แก่ 1) ให้ผู้เข้าประมูลเสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติ (Price Constant, Pc) ซึ่งใช้คำนวณราคาก๊าซธรรมชาติ (Pr) ตามสูตรราคา โดยกระทรวงพลังงานมุ่งหวังให้ได้ข้อเสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติที่ต่ำกว่าราคาเฉลี่ยของราคาก๊าซธรรมชาติ แหล่งบงกชเหนือ และบงกชใต้ จึงได้สงวนสิทธิที่จะไม่พิจารณาข้อเสนอของผู้เข้าประมูลที่เสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติที่สูงกว่า 214.26 บาทต่อล้านบีทียู (ซึ่งเป็นค่าเฉลี่ยของราคาก๊าซธรรมชาติแหล่งบงกชเหนือ และบงกชใต้ในปี 2559) และ 2) ให้ผู้เข้าประมูลเสนอร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไรที่รัฐจะได้รับ โดยต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 50 ตามที่กฎหมายกำหนด
(4.4) เงื่อนไขอื่น ๆ ที่ใช้ในการประมูลแข่งขัน ได้แก่ 1) ข้อเสนอผลประโยชน์พิเศษต่าง ๆ เช่น โบนัสการลงนาม โบนัสการผลิต และผลประโยชน์พิเศษอื่น ๆ ตามที่ผู้เข้าประมูลเสนอ และ 2) ข้อเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย ซึ่งผู้ประมูลต้องเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย โดยต้องไม่ต่ำกว่าร้อยละ 80 (สิ้นปีที่ 1) และไม่ต่ำกว่าร้อยละ 90 (สิ้นปีที่ 5)
(5) หลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล มีดังนี้
(5.1) การพิจารณาคุณสมบัติเบื้องต้น เนื่องจากพื้นที่แปลงสำรวจหมายเลข G1/61 และ G2/61 เป็นพื้นที่ที่มีความซับซ้อนทางโครงสร้างธรณีวิทยา และเป็นแหล่งก๊าซธรรมชาติหลัก ที่สร้างความมั่นคงด้านพลังงานแก่ประเทศ จึงมีความจำเป็นที่จะต้องให้ได้ผู้ดำเนินงานที่มีความสามารถและมีความพร้อมด้านการเงิน ทั้งนี้ ผู้ที่ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติเบื้องต้นเท่านั้นจึงจะมีสิทธิเข้าสู่กระบวนการยื่นข้อเสนอด้านเทคนิคและผลประโยชน์ตอบแทนรัฐในการประมูลต่อไป
(5.2) การพิจารณาข้อเสนอด้านเทคนิคและผลประโยชน์ตอบแทนรัฐ เมื่อผู้เข้าประมูลได้ยื่นคำขอสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตพร้อมทั้งยื่นข้อเสนอด้านเทคนิคและผลประโยชน์ตอบแทนรัฐ และได้แสดงถึงการมีคุณสมบัติตามมาตรา 24 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 (และที่แก้ไขเพิ่มเติม) แล้ว กระทรวงพลังงานจะพิจารณาข้อเสนอดังกล่าวตามเกณฑ์การพิจารณา ดังนี้ 1) การพิจารณาข้อเสนอด้านเทคนิค จะพิจารณาจากแผนงานช่วงเตรียมการ แผนงานการสำรวจ และแผนการพัฒนาแหล่งปิโตรเลียม ซึ่งจะต้องมีความสอดคล้องกับข้อกำหนดปริมาณการผลิตและขายก๊าซขั้นต่ำ โดยสมมติฐานที่ใช้จะต้องสมเหตุสมผลและปฏิบัติได้จริง และ 2) การพิจารณาข้อเสนอด้านผลประโยชน์ตอบแทนรัฐจะพิจารณาเปรียบเทียบให้คะแนนข้อเสนอของผู้เข้าประมูลในหัวข้อหลัก 4 ข้อ ได้แก่ (1) ข้อเสนอค่าคงที่สำหรับราคา ก๊าซธรรมชาติ (Pc) (2) ข้อเสนออัตราร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไร (3) ข้อเสนอผลประโยชน์พิเศษต่าง ๆ และ (4) ข้อเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย โดยจะมีน้ำหนักการให้คะแนนในแต่ละหัวข้ออยู่ที่ร้อยละ 65, 25, 6 และ 4 ตามลำดับ
(6) ในการประชุมครั้งนี้ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กระทรวงพลังงานขอเสนอประเด็นเพื่อรับทราบและให้ความเห็นชอบ 4 ข้อ คือ ข้อที่ 1 ขอให้ กพช. รับทราบความพร้อมในการเปิดประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 ข้อที่ 2 การพิจารณาข้อกำหนดและเงื่อนไขต่างๆ ของการประมูล ข้อที่ 3 การพิจารณาหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล และข้อที่ 4 การที่กระทรวงพลังงาน จะดำเนินการเปิดประมูลแปลงสำรวจ G1/61 และ G2/61 โดยออกประกาศเชิญชวนผู้เข้าร่วมประมูลในวันที่ 24 เมษายน 2561
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความพร้อมในการเปิดประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นสุดอายุในปี 2565 – 2566 (แปลงสำรวจ G1/61 และแปลงสำรวจ G2/61) ในข้อ (3)
2. รับทราบหลักการของข้อกำหนดและเงื่อนไขของการประมูล ในข้อ (4)
3. รับทราบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้ชนะการประมูล ในข้อ (5) โดยมีความเห็นให้กระทรวงพลังงานรับไปประกอบการพิจารณาดำเนินการดังนี้
3.1 การเปรียบเทียบให้คะแนนข้อเสนอของผู้เข้าประมูลในหัวข้อหลัก 4 ข้อ ได้แก่ 1) ข้อเสนอค่าคงที่สำหรับราคาก๊าซธรรมชาติ (Pc) 2) ข้อเสนออัตราร้อยละของปิโตรเลียมส่วนที่เป็นกำไร 3) ข้อเสนอผลประโยชน์พิเศษต่าง ๆ และ 4) ข้อเสนอสัดส่วนการจ้างพนักงานไทย ให้มีน้ำหนักคะแนนอยู่ที่ร้อยละ 65, 25, 5 และ 5 ตามลำดับ
3.2 กระทรวงพลังงานควรพิจารณาข้อกำหนดให้หน่วยงานของรัฐมีส่วนลงทุนร่วมด้วยได้ (State Participation) ในสัดส่วนไม่เกินกว่าร้อยละ 25
4. รับทราบการดำเนินการของกระทรวงพลังงานในการเปิดประมูลแปลงสำรวจ G1/61 และ G2/61 โดยออกประกาศเชิญชวนผู้เข้าร่วมประมูลในวันที่ 24 เมษายน 2561
เรื่องที่ 4 เรื่องที่ฝ่ายเลขานุการฯ ขอแจ้งให้ที่ประชุมรับทราบ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. การมอบหมายให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรีเป็นกรรมการใน กพช. ตามคำสั่งคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) ที่ 54/2557 ลงวันที่ 6 มิถุนายน 2557 ได้แต่งตั้ง กพช. และต่อมาได้มีการปรับปรุงองค์ประกอบ กพช.ตามคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 2/2558 และ 33/2558 และคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 13/2560 ลงวันที่ 7 มีนาคม 2560 ได้แต่งตั้งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายออมสิน ชีวะพฤกษ์) เป็นกรรมการใน กพช. ต่อมาเมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2560 รัฐบาลได้มีการปรับคณะรัฐมนตรี ส่งผลให้รัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายออมสิน ชีวะพฤกษ์) พ้นจากความเป็นรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี และพ้นจากการเป็นกรรมการ กพช. ดังนั้น เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 หัวหน้า คสช. จึงได้มีคำสั่งหัวหน้า คสช. ที่ 3/2561 แต่งตั้งรัฐมนตรีประจำสำนักนายกรัฐมนตรี (นายกอบศักดิ์ ภูตระกูล) เป็นกรรมการใน กพช. แทน
2. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กพช. ออกประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2561 เพื่อให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2561 นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามในประกาศ กพช. และเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 ประกาศ กพช. ดังกล่าว ได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 โดยใช้เกรดน้ำมันยูโร 4 (Euro 4) เป็นฐานการคำนวนแทนเกรดน้ำมันยูโร 3 เพื่อให้สอดคล้องกับพื้นฐานของตลาดโลก ซึ่งจะส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันฯ สําหรับน้ำมันดีเซล น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 ลดลง 0.41 0.43 และ 0.61 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งจะทำให้โครงสร้างราคาน้ำมันสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงมากขึ้นเหมาะสมกับสภาวะตลาดในปัจจุบัน มีความโปร่งใสและเป็นธรรมต่อทุกภาคส่วน และเมื่อประกอบกับการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานลง 0.15 บาทต่อลิตร และลดภาษีมูลค่าเพิ่มลงอีก 0.04 บาท ต่อลิตร จะทำให้ราคาขายส่งน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลงประมาณ 0.60 บาทต่อลิตร
2. การเผยแพร่โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงผ่านเว็บไซต์ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะเสนอเฉพาะส่วนที่เป็นราคาขายส่ง โดยไม่เผยแพร่ในส่วนของค่าการตลาดน้ำมันฯ แต่ให้มีการใช้ค่าการตลาดน้ำมันฯ เฉพาะในหน่วยงานภาครัฐใช้สำหรับติดตามสภาวะการแข่งขัน เพื่อไม่ให้เกิดความสับสนและเป็นการชี้นำตลาด สำหรับผู้บริโภคหรือประชาชนทั่วไปยังคงสามารถเข้าดูราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงของผู้ค้าน้ำมันแต่ละรายผ่านทางเว็บไซต์ สนพ. เช่นเดิม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ