Super User
กบง.ครั้งที่ 5/2563 (ครั้งที่19) วันจันทร์ที่ 15 มิถุนายน พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2563 (ครั้งที่ 19)
วันจันทร์ที่ 15 มิถุนายน พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.
3. รายงานผลการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
4. การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลเพื่อใช้ผสมเป็นดีเซลหมุนเร็ว
5. การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
6. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
7. การกำหนดโครงสร้างราคาขายปลีก NGV และแนวทางการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะ
8. แนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2563 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้มีหนังสือถึงบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2563 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2563 เนื่องจากกระทรวงการคลังยังไม่สามารถจัดประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม เพื่อพิจารณางบประมาณการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อยผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 50 บาทต่อคนต่อเดือนตั้งแต่เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 ได้ทันตามเวลาที่กำหนด ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มดังกล่าวต่อไปอีก 3 เดือน เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 มิถุนายน 2563 และเมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2563 ธพ. ได้มีหนังสือถึง ปตท. เพื่อขอขยายเวลาการช่วยเหลือเพิ่มเติมต่อไปอีก 3 เดือนจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 เนื่องจากยังไม่มีการประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม ทั้งนี้ ข้อมูล ณ วันที่ 18 พฤษภาคม 2563 มีร้านค้าก๊าซสมัครขอรับการติดตั้งแอปพลิเคชั่น “ถุงเงินประชารัฐ” จำนวน 1,848 ร้านค้า ได้รับติดตั้งแอปพลิเคชั่นแล้วจำนวน 111 ร้านค้า
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 เมษายน 2563 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) (มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าฯ) ตามที่กระทรวงมหาดไทยเสนอ ดังนี้ (1) กำหนดนโยบายมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ (ประเภทที่ 1.1 ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และประเภทที่ 1.1.1 ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.)) จาก 50 หน่วยต่อเดือนเป็น 90 หน่วยต่อเดือนโดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการ โดยให้ใช้เงินเรียกคืนรายได้เพื่อให้การไฟฟ้ามีฐานะการเงินตามเกณฑ์ที่กำหนดมาเป็นแหล่งเงินในการสนับสนุนการดำเนินการ (2) การขยายระยะเวลาการชำระค่าไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ (ประเภทที่ 1.1 ของ กฟน. และประเภทที่ 1.1.1 ของ กฟภ.) เป็นระยะเวลาไม่เกิน 6 เดือนของแต่ละรอบบิลสำหรับใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนเมษายนถึงเดือนมิถุนายน 2563 โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขยายเวลาการชำระค่าไฟฟ้าให้ กฟน. และ กฟภ. โดยไม่มีเบี้ยปรับ และ (3) ให้กระทรวงมหาดไทยรับความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการให้ถูกต้อง
2. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2563 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้ประชุมร่วมกับ กกพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และได้มีมติเห็นชอบมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยดังนี้ (1) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน (ประเภทที่ 1.1 ของ กฟน. หรือ 1.1.1 ของ กฟภ. ) ให้ใช้ไฟฟ้าฟรีเป็นเวลา 3 เดือน ในรอบการใช้ไฟฟ้าเดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563 หากใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยภายใน 3 เดือน ดังกล่าวจะไม่ถูกจัดอยู่ในประเภท 1.2 ของ กฟน. หรือ 1.1.2 ของ กฟภ. ที่เป็นประเภทสำหรับผู้ใช้พลังงานไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน (2) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน (ประเภทที่ 1.2-1.3 ของ กฟน. หรือประเภทที่ 1.1.2-1.2 ของ กฟภ.) ให้จ่ายค่าไฟฟ้ารายเดือนสำหรับรอบการใช้ไฟฟ้าเดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563 โดยใช้หน่วยการใช้ไฟฟ้าเดือนกุมภาพันธ์ 2563 เป็นฐานในการอ้างอิง ต่อมาเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบแนวทางการดำเนินการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID – 19) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
3. สรุปภาระค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการตามมติคณะรัฐมนตรี (ไม่รวมมาตรการตรึงค่าเอฟที และการคืนเงินประกัน) คิดเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 29,255 ล้านบาท โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) มาตรการลดค่าไฟฟ้าในอัตราร้อยละ 3 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท ใช้วงเงินรวมประมาณ 5,008 ล้านบาท แบ่งเป็นในส่วนของ กฟผ. ประมาณ 36 ล้านบาท กฟน. ประมาณ 1,474 ล้านบาท และ กฟภ. ประมาณ 3,498 ล้านบาท (2) มาตรการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ใช้วงเงินรวมประมาณ 1,247 ล้านบาท แบ่งเป็น กฟน. ประมาณ 167 ล้านบาท และ กฟภ. ประมาณ 1,080 ล้านบาท (3) มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี ประมาณ 642 ล้านบาท และ (4) มาตรการการลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ตามมติคณะรัฐมตรีเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2563 ใช้วงเงินประมาณ 22,358 ล้านบาท โดยมีแหล่งเงินสำหรับการดำเนินมาตรการ ได้แก่ (1) มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี ภาระจากการดำเนินการตามมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 1.1 ของ กฟน. หรือ 1.1.1 ของ กฟภ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เป็นเงินประมาณ 642 ล้านบาท ใช้แหล่งเงินจากเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่ออุดหนุนค่าไฟฟ้าให้กับผู้ด้อยโอกาส โดยให้ กฟน. กฟภ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ เบิกตามภาระค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง (2) มาตรการลดค่าไฟฟ้าร้อยละ 3 มาตรการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด และมาตรการลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ภาระที่เกิดจากการดำเนินการตามมาตรการฯ ดังกล่าว เป็นเงินประมาณ 28,613 ล้านบาท ให้ใช้เงินสำหรับรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าจำนวน 24,637 ล้านบาท มาสนับสนุนภาระดังกล่าวทั้งจำนวน โดยยังขาดอีกจำนวน 3,976 ล้านบาท ซึ่งส่งผลกระทบต่อความสามารถในการรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าในอนาคต
4. การดำเนินมาตรการดังกล่าวเป็นการสนับสนุนผู้ใช้ไฟฟ้าเฉพาะกลุ่ม ส่งผลให้การไฟฟ้าขาดสภาพคล่อง และส่งผลต่อการใช้เงินเรียกคืนในการรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าที่สะสมตั้งแต่ปี 2557-2562 ทั้งจำนวน ดังนั้น เพื่อให้สามารถนำเงินไปสนับสนุนภาระจากมาตรการดังกล่าวได้ จึงจำเป็นต้องดำเนินการต่อให้เป็นไปตามกรอบของกฎหมายตามที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ประกอบด้วย (1) พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 64 ให้รัฐมนตรีโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงานมาตรา 97 วรรคสอง การใช้จ่ายเงินกองทุนตาม (1) (2) (3) (4) และ (5) ให้เป็นไปตามระเบียบที่คณะกรรมการกำหนด ภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. ตามมาตรา 11(10) และต้องจัดให้มีการแยกบัญชีตามกิจการที่ใช้จ่ายอย่างชัดเจน (2) มติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ที่เห็นชอบการทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย ดังนี้ (1) เห็นชอบการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มกรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐ ในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ มีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2558 เป็นต้นไป (2) เห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยผู้ที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟรีจะต้องไม่เป็นนิติบุคคล และจะต้องมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันเป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 3 เดือน ถึงจะเข้าข่ายที่จะได้รับการอุดหนุน ดังนั้น กกพ. จึงจำเป็นต้องเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน โดยความเห็นชอบของ กพช. กำหนดนโยบายและแนวทางการดำเนินมาตรการดังนี้ (1) การดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 17 มีนาคม วันที่ 7 เมษายน และวันที่ 21 เมษายน 2563 (2) กำหนดเงื่อนไขสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟรีจะต้องไม่เป็นนิติบุคคล และจะต้องมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ให้เข้าข่ายได้รับการอุดหนุน ในช่วงเดือนเมษายนถึงเดือนมิถุนายน 2563 ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 7 เมษายน 2563
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 . รายงานผลการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ (Cargoes) โดย Cargo ละประมาณ 65,000 ตัน ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน คือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไขที่กำหนด โดยให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรกต่อ กบง. และเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ โดยสามารถนำเข้า LNG ในรูปแบบ Spot ไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 และมอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2562 กฟผ. ได้ออก Invitation to Bid (ITB) สำหรับการประมูลจัดหา LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ และประกาศชื่อผู้ชนะการประมูลจัดหา LNG แบบ Spot คือ บริษัท PETRONAS LNG Ltd. ในวันที่ 21 พฤศจิกายน 2562 สำหรับการนำเข้าในวันที่ 28 ธันวาคม 2562 และในเดือนเมษายน 2563 ต่อมาเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2562 ที่ประชุมเตรียมการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ลำเรือที่ 1 (Table Top) มีมติเห็นควรให้ บมจ. ปตท. ทำหน้าที่ผสม LNG กับก๊าซธรรมชาติของ บมจ. ปตท. เพื่อให้ได้คุณสมบัติค่าความร้อน (Wobbe Index, WI) อยู่ในช่วงที่สามารถส่งเข้าสู่ระบบส่งก๊าซธรรมชาติได้ เนื่องจาก กฟผ. ไม่สามารถปรับค่า WI ของก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในช่วงที่กำหนดได้ ทั้งนี้ ค่าใช้จ่ายในการผสมก๊าซธรรมชาติ บมจ. ปตท. เป็นผู้รับผิดชอบ และเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2562 กฟผ. ได้จองใช้สิทธิความสามารถในการให้บริการของระบบส่งก๊าซธรรมชาติกับหน่วยธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. (Transmission System Operator; TSO) ในลักษณะ Non-Firm Contract และเมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2562 กฟผ. ได้ลงนามสัญญาการใช้ความสามารถในการให้บริการของสถานีแอลเอ็นจี ในลักษณะ Non-Firm Contract สำหรับการนำเข้า LNG ทั้ง 2 ลำเรือ ปริมาณลำเรือละ 65,000 ตันตามเงื่อนไขการเสียสิทธิของ Shipper ปตท. (Use-It-Or-Lose-It; UIOLI) ซึ่งระหว่างวันที่ 28 ธันวาคม 2562 ถึง 21 มกราคม 2563 (25 วัน) กฟผ. ได้ทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ลำเรือที่ 1 ซึ่งเป็นการทดสอบการนำเข้า LNG ในช่วงความต้องการการใช้ไฟฟ้าต่ำ โดยนำก๊าซที่แปรสภาพแล้วไปใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK-C5) และวังน้อย ชุดที่ 4 (WN-C4) และเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้รับทราบผลการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. ลำเรือที่ 1 ซึ่งระหว่างวันที่ 21 เมษายน 2563 ถึง 11 พฤษภาคม 2563 (20 วัน) กฟผ. ได้ทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ลำเรือที่ 2 ซึ่งเป็นการทดสอบการนำเข้าในช่วงคาดการณ์ความต้องการการใช้ไฟฟ้าสูง โดยนำก๊าซที่แปรสภาพแล้วไปใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK-C5) วังน้อย ชุดที่ 4 (WN-C4) และพระนครใต้ ชุดที่ 4 (SB-S4)
3. การทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ทั้ง 2 ลำเรือ สามารถสรุปได้ดังนี้ (1) ลำเรือ 1 ระยะเวลาในการใช้ก๊าซธรรมชาติ 25 วัน (วันที่ 28 ธันวาคม 2562 ถึงวันที่ 21 มกราคม 2563) ปริมาณการนำเข้า LNG 3,314,420 ล้านบีทียู ราคา LNG 159.73 บาทต่อล้านบีทียู การจองและใช้ความสามารถของระบบส่งก๊าซธรรมชาติ 220 พันล้านบีทียูต่อวัน ความไม่สมดุลของการใช้ก๊าซธรรมชาติรวม 10 วัน คุณภาพก๊าซในระบบส่งก๊าซธรรมชาติ เป็นไปตามมาตรฐานที่ กกพ. ประกาศกำหนด ค่าบริการระบบส่งก๊าซธรรมชาติ 120,160,845.43 บาท ค่าบริการสถานี LNG 66,781,528.22 บาท ไม่มีค่าปรับจากการใช้ความสามารถของระบบส่งเกินสิทธิและค่าปรับจากความไม่สมดุล (ในช่วงการทดสอบการนำเข้า LNG ของ กฟผ.)รวมค่าใช้จ่ายที่ลดลงได้ตามมติ กบง. 193.81 ล้านบาท ลดค่าไฟฟ้า Ft 0.35 สตางค์ต่อหน่วย ค่าใช้จ่ายที่ลดลงได้ตาม TPA 108.07 ล้านบาท ลดค่าไฟฟ้า Ft 0.20 สตางค์ต่อหน่วย และ (2) ลำเรือ 2 ระยะเวลาในการใช้ก๊าซธรรมชาติ 20 วัน (วันที่ 21 เมษายน 2563 ถึงวันที่ 11 พฤษภาคม 2563) ปริมาณการนำเข้า LNG 3,278,607 ล้านบีทียู ราคา LNG 65.83 บาทต่อล้านบีทียู การจองและใช้ความสามารถของระบบส่งก๊าซธรรมชาติ 320 พันล้านบีทียูต่อวัน ความไม่สมดุลของการใช้ก๊าซธรรมชาติรวม 9 วัน คุณภาพก๊าซในระบบส่งก๊าซธรรมชาติ เป็นไปตามมาตรฐานที่ กกพ. ประกาศกำหนด ค่าบริการระบบส่งก๊าซธรรมชาติ 145,532,570.3 บาท ค่าบริการสถานี LNG 66,059,939.98 บาท ไม่มีค่าปรับจากการใช้ความสามารถของระบบส่งเกินสิทธิ และค่าปรับจากความไม่สมดุล (ในช่วงการทดสอบการนำเข้า LNG ของ กฟผ.) รวมค่าใช้จ่ายที่ลดลงได้ตามมติ กบง. 513.11 ล้านบาท ลดค่าไฟฟ้า Ft 0.93 สตางค์ต่อหน่วย ส่วนค่าใช้จ่ายที่ลดลงได้ตาม TPA ลดค่าไฟฟ้า 354.19 ล้านบาท ลดค่าไฟฟ้า Ft ประมาณ 0.64 สตางค์ต่อหน่วย
4. ปัญหาและข้อจำกัดในการปรับปรุงเพื่อการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ การปรับปรุงคุณภาพก๊าซในระยะสั้น ระยะกลางและระยะยาว ราคา LNG แบบ Spot มีราคาต่ำกว่าราคาเฉลี่ยก๊าซของประเทศ ทำให้มีผู้สนใจนำเข้า LNG มากขึ้น การจัดหา LNG แบบ Spot ใช้วิธีอ้างอิงราคาน้ำมันเตา 2%S ไม่สะท้อนราคา LNG แบบ Spot ในปัจจุบัน และการคิดค่าบริการสำหรับการจองใช้ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนข้อเสนอในการปรับปรุง มีดังนี้ (1) การปรับปรุงคุณภาพก๊าซในระยะสั้นทำได้ 2 แนวทาง คือ การปรับปรุงคุณภาพก๊าซโดยหน่วยงานกลาง เช่น TSO ซึ่งอาจจะมีการกำหนดอัตราค่าบริการปรับปรุงคุณภาพก๊าซที่แตกต่างกันตามมาตรฐานคุณภาพก๊าซในโซนที่จ่ายออก และการแยกใบอนุญาต ปตท. Shipper ออกเป็น 2 ส่วน คือ ส่วนที่จัดหาก๊าซในอ่าว/พม่า และส่วนที่จัดหา LNG โดยมอบหมายให้ส่วนที่จัดหาก๊าซในอ่าว/พม่า ปรับปรุงคุณภาพก๊าซแก่ Shipper รายอื่น (2) การปรับปรุงคุณภาพก๊าซระยะกลางและระยะยาว ควรจะปล่อยให้คุณภาพก๊าซของระบบปรับเปลี่ยนตามสัดส่วนของการใช้ LNG ที่เพิ่มขึ้นมากกว่าการจัดให้มีหน่วยงานที่รับผิดชอบ เนื่องจากในอนาคตปริมาณก๊าซในอ่าวจะลดลงจึงทำให้มีการใช้ LNG เพิ่มมากขึ้น (3) ศึกษาข้อมูลราคาซื้อขาย LNG แบบ Spot ในตลาดต่างประเทศที่สอดคล้องกับความเสี่ยงด้านราคาก๊าซในประเทศไทยและคำนึงถึงความแตกต่างของค่าขนส่ง LNG ระหว่างตลาดอ้างอิงและประเทศไทย (4) กำกับกระบวนการจัดหา LNG รูปแบบ Spot และ Long-term ในกรณีที่มีการส่งผ่านต้นทุนไปยังค่าไฟฟ้าของประเทศ (5) กกพ. อาจกำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการให้มีความแตกต่างตามความต้องการใช้ของผู้ใช้บริการแต่ละประเภทได้ และ (6) การคิดค่าบริการระบบส่งก๊าซธรรมชาติแบบ Non-Firm ควรคิดค่าบริการเป็นรายวันเพื่อให้เกิดความคล่องตัวและสอดคล้องกับการคิดค่าบริการของสถานีแอลเอ็นจีที่มีการคิดค่าบริการเป็นรายวัน
5. สรุปผลการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. มีดังนี้ (1) ผลการทดสอบนำเข้า LNG ในครั้งนี้ อาจไม่สะท้อนสภาวะที่มีการดำเนินการจริง เนื่องจาก กฟผ. ต้องจองใช้สถานีแอลเอ็นจี แบบ UIOLI โดยเป็นการใช้สิทธิของ ปตท. ที่มีอยู่เดิม ทำให้ปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติและจำนวนวันที่ต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติไม่สอดคล้องกับความต้องการ อีกทั้งการทดสอบได้รับการผ่อนปรนกฎ ระเบียบต่างๆ ซึ่งไม่เป็นไปข้อกำหนดเกี่ยวกับการให้บริการของสถานีแอลเอ็นจีและข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติบนบกแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code) ดังนั้น ภายหลังจากนี้ จะต้องดำเนินการตามสภาวะปกติ (Normal Operation) พร้อมปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ กฎ และระเบียบต่างๆ ที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด (2) ปัจจุบัน LNG ไม่สามารถส่งเข้าระบบส่งก๊าซธรรมชาติได้เนื่องจากคุณภาพไม่เป็นไปตามที่กำหนดจึงต้องผสมกับก๊าซธรรมชาติของ ปตท. โดยในระยะสั้น ปตท. อาจให้บริการปรับปรุงคุณภาพก๊าซแก่ Shipper รายอื่น สำหรับในระยะกลางและระยะยาว ควรยกระดับคุณภาพก๊าซธรรมชาติในระบบส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อรองรับการใช้ LNG ที่เพิ่มขึ้น (3) การนำเข้า LNG แบบ Spot ในช่วงที่ราคาต่ำกว่าราคาก๊าซเฉลี่ยของประเทศ (Pool Price) สามารถลดต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าของประเทศได้ อย่างไรก็ตาม เมื่อราคาปรับตัวสูงขึ้นเทียบเท่ากับราคา Pool Price หรือสูงกว่า จะทำให้ผู้จัดหา LNG ไม่ประสงค์จะนำเข้า LNG มาใช้เองและกลับมาซื้อก๊าซธรรมชาติจากก๊าซเฉลี่ยของประเทศ จึงต้องมีการบริหารจัดการที่มีประสิทธิภาพ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 . การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลเพื่อใช้ผสมเป็นดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (บี20) เป็นทางเลือก ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศ ธพ. กำหนดลักษณะและคุณภาพของไบโอดีเซล โดยกำหนดให้มีกรดโมโนกลีเซอไรด์ (Monoglyceride) จากไม่สูงกว่าร้อยละ 0.7 โดยน้ำหนัก เป็นไม่สูงกว่าร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก และเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาน้ำมันไบโอดีเซลตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 จนกว่าจะมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ และให้ติดตามการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นระยะเวลา 6 เดือน และนำมาเสนอ กบง. เพื่อประกอบการพิจารณาการศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ที่เหมาะสมต่อไป
2. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2562 คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ได้ปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามมติ กพช. วันที่ 11 กันยายน 2562 มีผลให้ส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 2 บาทต่อลิตร และส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 ต่อมาเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้เห็นชอบขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่ 0.50 บาทต่อลิตร โดยเมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2563 และ กบน. ได้ออกประกาศปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2563 และเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2563 กบน. ได้ออกประกาศ กบน. ฉบับที่ 13 พ.ศ. 2563 ปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มีผลให้ส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ลดลงจาก 0.50 บาทต่อลิตร เป็น 0.25 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 และ ธพ. ได้กำหนดแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล โดยเพิ่มจำนวนสถานีบริการที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ดังนี้ เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 ขอความร่วมผู้มือค้าน้ำมันให้เพิ่มปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในสถานีบริการ เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 ประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพไบโอดีเซลเหลือชนิดเดียว เมื่อวันที่ 1 มกราคม 2563 ขอความร่วมมือให้ทุกคลังของผู้ค้าน้ำมันมีการผลิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2563 ขอความร่วมมือให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีจำหน่ายในสถานีบริการทุกสถานี
3.ปัจจุบันมีโรงงานผลิตไบโอดีเซล (บี100) ที่จดทะเบียนกับ ธพ. 13 แห่ง มีกำลังการผลิตติดตั้งรวม 8.27 ล้านลิตรต่อวัน (ข้อมูลมิถุนายน 2563) โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงวันที่ 8 มิถุนายน 2563 มีปริมาณการผลิต บี100 เฉลี่ย 4.97 ล้านลิตรต่อวัน ณ วันที่ 1 - 8 มิถุนายน 2563 มีปริมาณการใช้ไบโอดีเซลเฉลี่ย 5.52 ล้านลิตรต่อวัน โดยในส่วนของการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในเดือนมีนาคม เมษายน พฤษภาคม และในช่วงวันที่ 1 – 8 มิถุนายน 2563 อยู่ที่ 11.19 14.54 17.03 และ 18.60 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ ต่ำกว่าเป้าหมายที่กำหนดไว้ที่ 20 30 40 และ 50 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ เนื่องจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโควิด 19 (COVID-19) ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วในภาคขนส่ง ณ วันที่ 8 มิถุนายน 2563 มีผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 รวม 15 ราย แบ่งเป็นสถานีบริการ 5,936 แห่ง Fleet 543 แห่ง Jobber 103 ราย และผู้ค้ามาตรา 10 จำนวน 162 ราย ซึ่งยังไม่เป็นไปตามเป้าหมายของ ธพ.
4. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2562 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ประชุมหารือกับผู้แทนสมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซลเพื่อขอทราบข้อมูลต้นทุนและค่าใช้จ่ายต่างๆ ในการปรับปรุงกระบวนการผลิตไบโอดีเซลเพื่อให้ได้ค่าโมโนกลีเซอไรด์ตามที่ ธพ. กำหนด และเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2562 ได้ประชุมหารือร่วมกับกรมธุรกิจพลังงาน สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซล และผู้ค้ามาตรา 7 โดย สนพ. ได้เสนอต้นทุนและหลักเกณฑ์ในการคำนวณใหม่ที่ประเมินจากต้นทุนการผลิตเดิมและเงินลงทุนใหม่ มาใช้เป็นต้นทุนในการคำนวณไบโอดีเซลเพื่อผสมเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งที่ประชุมเห็นว่าควรใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซลที่ใช้อยู่ในปัจจุบันไปก่อน เพราะส่วนใหญ่การซื้อขายไบโอดีเซลจะเป็นการทำสัญญาซื้อขายล่วงหน้ากับผู้ค้าน้ำมันเรียบร้อยแล้ว และการที่ผู้ผลิตไบโอดีเซลมีต้นทุนส่วนเพิ่มในการปรับปรุงโรงงานเพื่อผลิตไบโอดีเซล (เกรดพิเศษ) ผู้ผลิตสามารถเจรจาส่วนลดที่เคยมีกับผู้ค้าน้ำมันได้ ดังนั้น จึงไม่ได้รับผลกระทบโดยตรงจากการคงหลักเกณฑ์การคำนวณไบโอดีเซลเดิม แต่อย่างไรก็ตาม ผู้ค้าน้ำมันยังมีต้นทุนที่เพิ่มขึ้นจากการปรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เป็น บี10 จึงขอให้ สนพ. เร่งทำการศึกษาต้นทุนการผลิตที่แท้จริงอย่างเหมาะสม รวมทั้งรับฟังความคิดเห็นจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง
5. ข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการ มีดังนี้ (1) การติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐานเป็นระยะเวลา 6 เดือน ไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากสถานการณ์จากการแพร่ระบาดของไวรัสโควิด19 และมาตรการ “อยู่บ้าน หยุดเชื้อ เพื่อชาติ” ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงลดลงจากการใช้รถยนต์ในการเดินทางลดลง จึงเห็นควรให้มีการติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ออกไปถึงเดือนธันวาคม 2563 เพื่อดูผลกระทบจากสถานการณ์และหาแนวทางการส่งเสริมที่เหมาะสม และเห็นควรใช้หลักเกณฑ์คำนวณราคาไบโอดีเซลตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 ไปพลางก่อน (2) เพื่อให้หลักเกณฑ์ในการคำนวณราคาไบโอดีเซลสะท้อนต้นทุนการผลิตที่แท้จริง จึงควรให้ สนพ. เร่งดำเนินการศึกษาความเหมาะสมของรายละเอียดต้นทุนไบโอดีเซล ซึ่งอาจมีต้นทุนที่เพิ่มขึ้นในการผลิต เพื่อให้มีลักษณะและคุณภาพของไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 และให้รับฟังความเห็นผู้เกี่ยวข้องก่อนเสนอ กบง. พิจารณา
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ออกไปจนถึงเดือนธันวาคม 2563 ทั้งนี้ ในช่วงระยะเวลาที่ยังต้องติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เห็นควรให้ใช้หลักเกณฑ์คำนวณราคาไบโอดีเซลตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 ไปพลางก่อน
2. เห็นชอบให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ที่เหมาะสมสะท้อนต้นทุนปัจจุบัน และนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดำเนินการใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และ บี20 จาก 0.25 บาทต่อลิตร เป็น 0.50 บาทต่อลิตร ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563
เรื่องที่ 5 . การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบ ในหลักการการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม และเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการพิจารณาระยะเวลา ที่เหมาะสมในการบังคับใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาฯ และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม โดยนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป นอกจากนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ศึกษาการกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเชื้อเพลิง ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย และค่าปรับคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม โดยให้นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป ปัจจุบัน ธพ. อยู่ระหว่างการทบทวนการกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล ร่วมกับกลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียม กรมควบคุมมลพิษ และสมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ไทย เพื่อรองรับการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 เป็นน้ำมันพื้นฐาน และช่วยให้กลุ่มโรงกลั่นน้ำมันสามารถเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานที่ใช้สำหรับผลิตน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 ทดแทนการนำเข้าได้มากขึ้น
2. การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตามมติ กบง. วันที่ 9 มีนาคม 2563 มีดังนี้ (1) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย (Free on Board: FOB) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (QA) ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย (Freight : F) ค่าประกันภัย (Insurance: I) ค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่ง (Loss: L) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ในส่วนของค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา - กรุงเทพฯ และค่าปรับอุณหภูมิเป็น 86 องศาฟาเรนไฮต์ ของน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงาน ที่เป็นธรรม (2) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเสนอให้ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจาก ศรีราชา - กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริงที่ค่าการตลาด (ประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร) ซึ่งมีผล ต่อหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ทำให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเพิ่มขึ้น 0.15 บาทต่อลิตร โดยเปลี่ยนแปลงจากปัจจุบันที่เฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร แบ่งเป็น ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมันคงเดิมที่ 0.89 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้ามาตรา 7 เพิ่มขึ้น 1.85 บาทต่อลิตร (จากปัจจุบัน 0.47 บาทต่อลิตร เป็น 0.62 บาทต่อลิตร) และค่าลงทุนสถานีบริการ คงเดิมเท่ากับ 0.49 บาทต่อลิตร (3) ปรับปรุงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมรายผลิตภัณฑ์ ตามการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเสนอให้ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อ จากศรีราชา - กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริง ส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลง จากเฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2563 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 50.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลตลาดสิงคโปร์อยู่ในช่วง 56.7 – 59.9 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ก่อนจะปรับลดลงอย่างก้าวกระโดดจากอุปสงค์น้ำมันที่ลดลงจากการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโควิด 19 และสงครามราคาน้ำมัน (Price War) จนถึงช่วงปลายเดือนเมษายน 2563 ตั้งแต่ต้นเดือนพฤษภาคม 2563 ราคาน้ำมันดิบตลาดโลกและราคาน้ำมันสำเร็จรูปตลาดสิงคโปร์กลับมาอยู่ในทิศทางขาขึ้น จากมาตรการผ่อนคลายการปิดเมือง (Lock down) ในหลายประเทศทั่วโลกและการลดกำลังการผลิตน้ำมันดิบของกลุ่มโอเปคและพันธมิตร โดย ณ วันที่ 9 มิถุนายน 2563 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 40.8 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลตลาดสิงคโปร์ อยู่ในช่วง 43.8 – 45.4 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ จึงเป็นระยะเวลาที่เหมาะสมในการพิจารณาบังคับใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ กบง. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 ได้มีมติเห็นชอบไว้ และเมื่อวันที่ 13 เมษายน 2563 ธพ. ได้ออกประกาศปรับลดปริมาณการสำรองน้ำมันดิบเพื่อความมั่นคง จากปัจจุบันสำรองที่ร้อยละ 6 เป็นระหว่างวันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2564 สำรองที่ร้อยละ 4 และตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2565 เป็นต้นไป สำรองที่ร้อยละ 5 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ทั้งนี้ การปรับลดปริมาณการสำรองน้ำมันดิบดังกล่าว ส่งผลต่อหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ในส่วนของค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง จากปัจจุบันกำหนดที่ 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) เป็นระหว่างวันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึง 30 เมษายน 2564 จะปรับค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคงเป็น 0.45 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 4) และตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2564 เป็นต้นไป จะปรับค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคงเป็น 0.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 5) เพื่อให้สอดคล้องกับประกาศดังกล่าว
4. ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรเสนอ กบง. พิจารณาบังคับใช้หลักเกณฑ์การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง จากมติ กบง. วันที่ 9 มีนาคม 2563 ในส่วนของค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง จากปัจจุบันที่ 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) เป็นระหว่างวันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึง 30 เมษายน 2564 ปรับเป็น 0.45 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 4) และตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2564 เป็นต้นไป ปรับเป็น 0.57 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 5) ให้สอดคล้องกับประกาศ ธพ. (2) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งเสนอให้ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา - กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริงที่ค่าการตลาด (ประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร) ซึ่งมีผลทำให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเปลี่ยนแปลงจากเฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร (3) ปรับปรุงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมรายผลิตภัณฑ์ ตามมติ กบง. วันที่ 9 มีนาคม 2563 ตามการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลงจากเฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พิจารณาใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงสถานการณ์ราคาที่เหมาะสม และรายงาน กบง. เพื่อทราบในโอกาสแรก ทั้งนี้ ธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกลไกการค้าเสรีซึ่งรัฐมิได้เป็นผู้กำหนดราคาซื้อขาย โดยโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าวเป็นโครงสร้างราคาอ้างอิงเพื่อใช้ในการติดตามราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสมเป็นธรรม หากปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอจะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลง โดยลดลง 0.18 ถึง 0.65 บาทต่อลิตร และส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดลงในช่วง 0.79 ถึง 1.82 บาทต่อลิตร โดยมีเพียงราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 ที่ปรับเพิ่มขึ้น 0.62 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 17 มิถุนายน 2563 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 6 . การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 24 มีนาคม 2563 และ ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 318 บาท ต่อไป
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนมิถุนายน 2563 ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 409,986 ตัน เพียงพอต่อความต้องการใช้ภายในประเทศซึ่งอยู่ที่ประมาณ 392,587 ตัน โดยมีความต้องการ ใช้ในภาคปิโตรเคมีลดลง มีการนำเข้าเพื่อส่งออกอยู่ประมาณ 3,500 ตัน โดยตั้งแต่เดือนมกราคมถึงเดือนพฤษภาคม 2563 ไม่มีการนำเข้าเพื่อมาจำหน่ายในประเทศ ส่วนการส่งออกจากโรงกลั่นอยู่ประมาณ 16,600 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้าอยู่ประมาณ 3,500 ตัน ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนมิถุนายน 2563 อยู่ที่ 340 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาไม่เปลี่ยนแปลงจากเดือนก่อน ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2563 อยู่ที่ 291.94 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 8.37 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตันและโครงสร้างราคาก๊าซ LPG วันที่ 2 - 15 มิถุนายน 2563 จากราคาก๊าซ LPG Cargo (เฉลี่ย 2 สัปดาห์) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นและค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวลดลง ส่งผลให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 2 - 15 มิถุนายน 2563 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 29.08 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.8374 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 10.2579 บาทต่อกิโลกรัม (316.80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 11.0953 บาทต่อกิโลกรัม (354.88 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจึงได้ปรับลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จาก 1.7309 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 0.8935 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2563 กบน. ได้เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 7 มิถุนายน 2563 มีกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 34,548 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 40,852 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 6,304 ล้านบาท กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 248 ล้านบาทต่อเดือน
3. ราคาก๊าซ LPG Cargo ปรับตัวลดลงตามราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวลดลงหลังความต้องการใช้น้ำมันดิบทั่วโลกลดลงจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ประกอบกับประเทศซาอุดิอาระเบียและสหพันธรัฐรัสเซียประกาศเตรียมเพิ่มกำลังการผลิตในเดือนเมษายน 2563 เพื่อทำสงครามราคาน้ำมัน ดังนั้น เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชนจากสถานการณ์ดังกล่าว กบง. ได้ปรับลดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นของ LPG ลง 3 บาทต่อกิโลกรัม โดยมาจากในส่วนโครงสร้างต้นทุนราคาก๊าซ LPG 1 บาทต่อกิโลกรัม และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนลง 2 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีก LPG ลดลงจาก 363 เป็น 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 ทั้งนี้ ส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 7 มิถุนายน 2563 ในส่วนของบัญชี LPG ติดลบ 6,304 ล้านบาท และในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงเดือนมิถุนายน 2563 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 255 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 315 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบตลาดโลกเนื่องจากความต้องการใช้น้ำมันปรับตัวสูงขึ้นจากมาตรการผ่อนคลายการปิดเมืองในหลายประเทศทั่วโลก
4. ข้อเสนอแนวทางการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) มีดังนี้ (1) แนวทางที่ 1 ให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2563 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของ LPG จะมีรายจ่ายประมาณ 248 ล้านบาทต่อเดือน และ (2) แนวทางที่ 2 ให้ปรับเพิ่มราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มจาก 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.3104 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG เพิ่มขึ้นจาก 318 เป็น 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 24 มิถุนายน 2563 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ LPG จะมีรายจ่ายประมาณ 30 ล้านบาทต่อเดือน และ (3) ขอความเห็นชอบให้ กบน. พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ตามแนวทางที่ 1 หรือ แนวทางที่ 2 ต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายให้ราคาขายปลีก อยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2563 จนถึงวันที่ 30 กันยายน 2563
เรื่องที่ 7 . การกำหนดโครงสร้างราคาขายปลีก NGV และแนวทางการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีกก๊าซ NGV โดยวิธี Cost Plus โดยราคาขายปลีกก๊าซ NGV ประกอบด้วย ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ (ราคา Pool Gas บวกอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) บวกอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับระบบท่อนอกชายฝั่งที่ระยอง (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) บวกอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge (Tc)) และค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ ซึ่งหมายถึง ค่าใช้จ่ายในส่วนของการลงทุนและค่าใช้จ่ายสถานีก๊าซ NGV ทั้ง 3 ประเภท (สถานีแม่ สถานีลูก และสถานีแนวท่อ) บวกค่าขนส่งภายในรัศมี 50 กิโลเมตร และค่าใช้จ่ายการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ ต่อมาเมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร โดยตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป ให้สะท้อนต้นทุนตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคา NGV โดยให้ค่าดำเนินการที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน และขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไป โดยปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือฯ จาก 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือนเป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน นอกจากนี้ ปรับค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักตามระยะทางจริง โดยขอความร่วมมือ ปตท. คิดค่าขนส่งที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร แต่ไม่เกิน 4 บาทต่อกิโลกรัม ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 โดยให้ ปตท. หารือกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ). ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่งดังกล่าวเพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 กบง. มีมติให้คงราคาขายปลีก NGV รถทั่วไป ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 5 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคมถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563) และเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2563 กบง. ได้พิจารณามาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะที่ได้รับผลกระทบจาก COVID-19 และได้มีมติดังนี้ (1) ให้ลดราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน (1 เมษายนถึง 30 มิถุนายน 2563) และ (2) ให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงคมนาคม และ ปตท. หารือร่วมกันเพื่อทบทวนโครงสร้างราคา NGV และมาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะฯ ในระยะยาวที่เหมาะสม เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณาก่อนวันที่ 30 มิถุนายน 2563
3. กระทรวงพลังงาน กรมการขนส่งทางบก และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้ร่วมประชุมหารือเพื่อทบทวนโครงสร้างราคา NGV และมาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะฯ ในระยะยาวที่เหมาะสม และมีข้อสรุปเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาดังนี้ (1) การกำหนดโครงสร้างราคาขายปลีก NGV ปัจจุบันเป็นไปตามโครงสร้างราคาขายปลีกราคาจากต้นทุน (Cost Plus) ที่ กพช. กำหนด แต่เนื่องจากต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่สะท้อนราคาช้ากว่าน้ำมันประมาณ 6 - 12 เดือน ราคาขายปลีก NGV จึงไม่ได้ปรับขึ้นหรือลงตามราคาน้ำมัน และไม่ได้สะท้อนกับราคาพลังงานตลาดโลก ต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 บังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันเกรดพื้นฐาน ณ วันที่ 9 มิถุนายน 2563 ราคาขายปลีก NGV ตามวิธี Cost Plus อยู่ที่ 15.52 บาทต่อกิโลกรัม ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 อยู่ที่ 18.29 บาทต่อลิตร หรือราคา NGV คิดเป็นร้อยละ 85 ของราคาดีเซลหมุนเร็ว บี10 ปัจจุบันราคาน้ำมันดิบมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยคาดการณ์ราคาดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในปี 2564 จะอยู่ที่ประมาณ 20 - 23 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีก NGV อยู่ที่ประมาณ 15 บาทต่อกิโลกรัม หรือประมาณร้อยละ 75 ของราคาดีเซลหมุนเร็ว บี10 และจากการประเมินพฤติกรรมของผู้ใช้รถ NGV จะตัดสินใจเลือกใช้เชื้อเพลิงโดยเปรียบเทียบราคา NGV กับน้ำมันดีเซล ดังนั้น จึงได้เสนอโครงสร้างราคาขายปลีก NGV อ้างอิงไปกับราคาดีเซลหมุนเร็ว บี10 โดยราคาขายปลีก NGV เท่ากับ ร้อยละ X ของราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 รวมกับค่าขนส่ง โดย X คือ ร้อยละราคาขายปลีก NGV ต่อราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 โดยเสนอให้ X เท่ากับ ร้อยละ 75 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 หมายถึง ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 ในเขตกรุงเทพฯ ที่ประกาศโดย PTTOR และ ค่าขนส่งหมายถึง ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพฯกับภูมิภาค ทั้งนี้ ราคาขายปลีก NGV ไม่รวมภาษีบำรุงท้องถิ่น และการปรับราคาจะอ้างอิงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล บี10 ของวันก่อนหน้า โดยปรับราคาในเวลา 0.00 น. (ตามหลังราคาขายปลีกน้ำมันประมาณ 19 ชั่วโมง) โดยจะนำโครงสร้างราคาขายปลีก NGV เสนอ กพช. ต่อไป (2) มาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะระยะยาว จากเดิมมีมาตรการการช่วยเหลือ โดยให้ไปอยู่ในโครงการบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ พบว่ามีข้อจำกัดหลายประการ จึงได้เปลี่ยนจากการช่วยเหลือผู้ประกอบการเป็นการช่วยเหลือประชาชนที่ใช้พลังงานโดยตรงและครอบคลุมกลุ่มรถโดยสาธารณะ เพื่อให้ราคาค่าโดยสารรถโดยสารสาธารณะสะท้อนกับต้นทุนที่แท้จริง ไม่บิดเบือนราคาต้นทุนค่าโดยสาร ของเชื้อเพลิงแต่ละชนิด ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอปรับปรุงแนวทางการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะใหม่ โดยกำหนดกลุ่มที่ให้การช่วยเหลือเฉพาะกลุ่มรถโดยสารที่ราคาค่าโดยสารอ้างอิงกับราคา NGV เท่านั้น ปัจจุบันมีจำนวน 95,721 คัน ประกอบด้วย รถ ขสมก./รถร่วม ขสมก./รถตู้ร่วม ขสมก./รถสองแถว/รถแท็กซี่/(กรุงเทพฯ/ปริมณฑล สงขลา และพัทยา) โดยแบ่งเป็น 2 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 ช่วงระหว่างวันที่ 1 กรกฎาคมถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ช่วยเหลือส่วนลดฯ เฉพาะกลุ่มรถโดยสารที่มีค่าโดยสารอิงราคา NGV ระยะที่ 2 ตั้งแต่ มกราคม 2564 ลอยตัวราคา NGV รถโดยสารสาธารณะ และช่วยเหลือค่าโดยสารแก่ผู้โดยสารโดยตรง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการกำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) อ้างอิงกับราคาน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ดังนี้
ราคาขายปลีก NGV = X% (ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 + ค่าขนส่ง)
โดยที่
- X คือ ร้อยละ 75
- ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในเขตกรุงเทพฯ ประกาศโดย PTTOR
- ค่าขนส่ง คือ ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพฯกับภูมิภาค
หมายเหตุ ราคาขายปลีก NGV ไม่รวมภาษีบำรุงท้องถิ่น
ทั้งนี้ มอบสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานร่วมกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พิจารณาทางเลือกในการปรับราคา NGV และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
2. เห็นชอบให้คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส.และรถแท็กซี่) ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 1 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 - 31 กรกฎาคม 2563) โดยขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม และให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงคมนาคม และ ปตท. หารือร่วมกันเพื่อทบทวนมาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะฯ ในระยะยาวที่เหมาะสมและนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาก่อนวันที่ 31 กรกฎาคม 2563
เรื่องที่ 8 . แนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เสนอ โดยแบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2561 (กรณีต่อสัญญา) และกลุ่มที่ 2 สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 – 2568 (กรณีก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) กำหนดเงื่อนไขให้โครงการ SPP ระบบ Cogeneration ที่ได้รับสิทธิการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ให้ก่อสร้างในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม และจำหน่ายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมหรือสวนอุตสาหกรรมเท่านั้น ต่อมาเมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. มีมติเห็นชอบการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มต่ออายุสัญญาให้ครอบคลุมปี 2559 - 2561 และเห็นชอบให้กลุ่มที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 - 2568 ได้รับการต่ออายุสัญญาหรือก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และให้ กกพ. พิจารณาต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าภายใต้หลักการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2562 กกพ. ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภท Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) โดยกำหนดคุณสมบัติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และวันที่ 24 มกราคม 2562
2. ภายหลังจากการออกประกาศเชิญชวนฯ มี SPP ระบบ Cogeneration ยื่นข้อเสนอกับ กฟผ. จำนวน 17 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 503 เมกะวัตต์ โดย กฟผ. ได้ตรวจสอบคุณสมบัติตามประกาศ กกพ. พบว่ามีผู้ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติ 16 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 477 เมกะวัตต์ โดยมี 1 โครงการ คือ บริษัท โกลว์ เอสพีพี 11 จำกัด ที่ยังอยู่ระหว่างการพิจารณาคุณสมบัติเรื่องที่ตั้งลูกค้าอุตสาหกรรม เนื่องจากโครงการและลูกค้าของบริษัทฯ ตั้งอยู่ในเขตประกอบการอุตสาหกรรมสยามอินดัสเตรียลพาร์ค จังหวัดระยอง จึงทำให้เกิดประเด็นการตีความคุณสมบัติของ “สวนอุตสาหกรรม” ตามประกาศ กกพ. และมติ กพช. ว่ามีเจตนารมณ์หรือหลักการที่จะให้ครอบคลุมถึง “เขตประกอบการอุตสาหกรรม” หรือไม่ และบริษัท โกลว์ เอสพีพี 11 จำกัด ได้ฟ้องคดีต่อศาลปกครองโดยมีประเด็นเกี่ยวกับที่ตั้งของบริษัทฯ ที่ตั้งอยู่ในเขตประกอบการอุตสาหกรรมสยามอีสเทิร์นอินดัสเตรียลพาร์ค จังหวัดระยอง ว่าจะได้รับสิทธิตามมติ กพช. และประกาศ กกพ. หรือไม่ และอยู่ระหว่างการยื่นคำให้การสู้คดี ต่อเมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2563 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึง สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เพื่อแจ้งผลการประชุมของ กกพ. เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2563 และวันที่ 15 เมษายน 2563 โดยที่ประชุมเห็นควรเสนอให้ กพช. พิจารณาทบทวนแนวทางการดำเนินการกับกลุ่ม SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา (กลุ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ว่าให้ครอบคลุมพื้นที่เขตอุตสาหกรรมและเขตประกอบการอุตสาหกรรมด้วยหรือไม่ เนื่องจากโครงสร้างกิจการไฟฟ้าในปัจจุบันรัฐมีนโยบายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเท่านั้นที่จะสามารถขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าภายนอกพื้นที่นิคมอุตสาหกรรม ทั้งนี้ บริษัท โกลว์ เอสพีพี 11 จำกัด (บริษัท โกลว์ฯ) แจ้งว่า กกพ. ไม่ได้วินิจฉัยคำอุทธรณ์ของบริษัท โกลว์ฯ ว่ามีคุณสมบัติตามข้อ 5 ของประกาศหรือไม่ เพียงแต่แจ้งให้บริษัทฯ ทราบว่าประกาศฯ ของ กกพ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าให้เป็นไปตามมติ กพช. บริษัทฯ จึงมีความประสงค์ให้ กพช. พิจารณาในประเด็นเจตนารมณ์ของ กพช. ในเรื่องแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 – 2568 และพื้นที่นิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration และได้มีมติให้ กกพ. พิจารณาต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าภายใต้หลักการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ซึ่งได้มีมติเห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขให้โครงการ SPP ระบบ Cogeneration ที่ได้รับสิทธิก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ให้ดำเนินการก่อสร้างในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม และจำหน่ายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมหรือสวนอุตสาหกรรมเท่านั้น ซึ่งต่อมา กกพ. ได้ออกประกาศเชิญชวน รวมถึงได้พิจารณาข้อเสนอจนกระทั่งออกประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติไปจนเสร็จสิ้นแล้ว ในการนี้ การดำเนินการของ กกพ. และ สำนักงาน กกพ. ดังกล่าวจะต้องปฏิบัติอยู่ภายใต้กรอบมติของ กพช. ซึ่งกรณีพิพาทระหว่างผู้ฟ้องคดีและผู้ถูกฟ้องคดี เป็นประเด็นพิพาทที่เกี่ยวข้องกับหน่วยงานหรือองค์กรในฐานะนำนโยบายจาก กพช.สู่การปฏิบัติ มิใช่กรณีการกำหนดนโยบายซึ่งจะเกี่ยวข้องกับ กพช. โดยตรง ดังนั้น จึงเห็นว่าเป็นอำนาจของ กกพ. และสำนักงาน กกพ. ที่จะต้องพิจารณาว่าประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กประเภท Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) พ.ศ. 2562 ฉบับลงวันที่ 2 พฤษภาคม 2562 ได้ดำเนินการสอดคล้องกับมติ กพช. หรือไม่ประการใด จึงเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. ไปพิจารณาในประเด็นดังกล่าวและรายงานผลให้ กบง. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการพิจารณาแนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และนำผลการดำเนินงานมารายงานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อทราบต่อไป