มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2565 (ครั้งที่ 41)
วันอังคารที่ 22 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2565
1. ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
2. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน
3. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2565 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ที่แต่งตั้งภายใต้ กบง. ติดตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามมติ กพช. โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีการประชุมหารือ และรายงานแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และแนวทางบริหารจัดการเพื่อรองรับสถานการณ์การเมืองระหว่างประเทศกรณีสหรัฐอเมริกาอาจจะดำเนินมาตรการลงโทษ (Sanction) ต่อเมียนมา ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อการจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทย ต่อที่ประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน โดยที่ประชุมเห็นชอบให้นำผลการดำเนินการของคณะอนุกรรมการฯ เสนอต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป
2. การดำเนินการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 มีรายละเอียด ดังนี้
2.1 หลักการทำงานและแนวทางบริหารจัดการ ประกอบด้วย (1) กำหนดบทบาทการดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ของแต่ละหน่วยงาน โดยกระทรวงพลังงานจะติดตามการบริหารจัดการให้มีก๊าซธรรมชาติเพียงพอ จากสถานการณ์ฉุกเฉินเนื่องจากแหล่งเอราวัณ (G1) ไม่สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติได้ตามเป้าหมาย ที่กำหนดภายในปี 2565 เป็นหลัก ด้านการจัดหาและจัดสรรปริมาณนำเข้า LNG ในภาพรวม จะดำเนินการโดยสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตามมติ กบง. ซึ่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้จัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแล และ (2) กำกับการดำเนินการ โดยคำนึงถึงผลกระทบค่าไฟฟ้าต่อประชาชนให้มีน้อยที่สุด โดยพิจารณาลำดับการเลือกใช้ชนิดเชื้อเพลิงบริหารจัดการ ตามลำดับสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุด (Merit Order) ที่ กกพ. ให้ความเห็นชอบ
2.2 คณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมหารือและปรับปรุงแนวทางการบริหารจัดการเชื้อเพลิง ในการผลิตไฟฟ้าตาม Merit order แบ่งเป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่ม 1 ต้นทุนต่ำ ได้แก่ (1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถ โดยเร่งการผลิตก๊าซจากแหล่งอาทิตย์ การทำ CO2 Relaxation และเร่งการขุดเจาะหลุม Infill เป็นต้น (2) เลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 และ (3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม ชีวมวล ในราคาที่ไม่เกิน Pool Gas โดยการปรับปรุงแนวทางตาม (1) (2) และ (3) สามารถทดแทน การนำเข้า LNG Spot ได้ 0.5 ล้านตัน 0.28 ล้านตัน และ 0.17 ล้านตัน ตามลำดับ กลุ่ม 2 พิจารณาตามต้นทุน ได้แก่ (4) จัดหา LNG และ (5) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า โดยสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างพิจารณารูปแบบการคิดอัตราค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ก่อนกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ที่เหมาะสม ซึ่งการปรับปรุงแนวทางตาม (4) กรณีใช้ LNG เป็นหลัก ทดแทนการนำเข้า LNG Spot ได้ 3.25 ล้านตัน กรณีใช้น้ำมันเป็นหลักทดแทนได้ 1.76 ล้านตัน ส่วนการปรับปรุงแนวทางตาม (5) กรณีใช้ LNG เป็นหลักทดแทนได้ 0.29 ล้านตัน กรณีใช้น้ำมันเป็นหลักทดแทนได้ 1.79 ล้านตัน และกลุ่ม 3 ยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เนื่องจากเป็นการนำพลังงานจากแผนล่วงหน้ามาใช้ โดยไม่ได้ชดเชยการผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ ทั้งนี้ เมื่อพิจารณาการปรับปรุงแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 พบว่ากระทรวงพลังงานสามารถจัดหาเชื้อเพลิงต้นทุนต่ำทดแทนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติได้เพิ่มขึ้นเบื้องต้น 0.95 ล้านตัน จากความต้องการนำเข้าก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อชดเชยก๊าซธรรมชาติที่จะหายไปในช่วงเปลี่ยนผ่าน ของแหล่งเอราวัณ 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG
2.3 ผลการดำเนินงานของคณะอนุกรรมการฯ สามารถบริหารจัดการเชื้อเพลิงทดแทน การนำเข้า LNG Spot ได้เกินกว่าเป้าหมายที่กำหนด โดย ณ วันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 สามารถจัดหาเชื้อเพลิงทดแทนได้ 0.6 ล้านตันเทียบเท่า LNG Spot สูงกว่าแผน ณ สิ้นเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ที่กำหนดไว้ที่ 0.52 ล้านตันเทียบเท่า LNG Spot อย่างไรก็ดี แผนปฏิบัติการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 มีความชัดเจนของการจัดหาเชื้อเพลิงถึงเพียงเดือนกุมภาพันธ์ 2565 เนื่องจากสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างพิจารณารูปแบบการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าและผลกระทบต่ออัตราค่า Ft ซึ่งมีผลต่อการกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมของเดือนมีนาคม ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยหากสำนักงาน กกพ. ได้ข้อสรุปจะแจ้งต่อกระทรวงพลังงานเพื่อปรับแผนต่อไป
3. แผนการรองรับหากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกกรณีเกิดเหตุการณ์ในเมียนมา มีรายละเอียด ดังนี้
3.1 การประเมินสถานการณ์การเมืองในเมียนมา พบว่า (1) ท่าทีผู้รับสัญญาแหล่งยาดานา ได้แก่ บริษัท โททาลเอนเนอร์ยี่ส์ อีพี เมียนมา ได้ประกาศเมื่อวันที่ 21 มกราคม 2565 ว่าจะขอถอนตัวจาก การเป็นผู้ร่วมทุนและผู้ดำเนินงานในโครงการยาดานาภายใน 6 เดือน โดยจะถ่ายโอนการดำเนินงานให้กับ ผู้ดำเนินงานรายใหม่ ด้านบริษัท ยูโนแคลเมียนมา ออฟชอร์ หรือเชฟรอน แจ้งว่าไม่พร้อมที่จะเป็นผู้ดำเนินงาน แต่ยังไม่มีการกำหนดช่วงเวลาในการถอนตัว โดยเบื้องต้นบริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) สามารถเป็นผู้ดำเนินงานแหล่งยาดานาได้ โดยมีประเด็นที่ต้องบริหารจัดการ คือ ระยะเวลาการถ่ายโอนที่ลดลงจากปกติ 2 ปี เหลือ 6 เดือน และสถานการณ์การเมืองของเมียนมาภายหลังการถ่ายโอน เนื่องจากหากสหรัฐอเมริกามีมาตรการลงโทษเมียนมาจะส่งผลกระทบโดยตรงต่อธุรกรรมการเงินและการลงทุน และ (2) สถานะร่าง รัฐบัญญัติว่าด้วยการปลดปล่อยพม่า (Burma Act) ซึ่งผ่านการพิจารณาของกรรมาธิการสมาชิกสภาผู้แทนราษฎรของสหรัฐอเมริกาแล้ว แต่ยังอยู่ในชั้นกรรมาธิการสมาชิกวุฒิสภาและยังไม่มีกำหนดการประชุมดังกล่าว โดยมีกำหนดระยะเวลาที่ต้องพิจารณาลงความเห็นภายใน 90 วัน ทั้งนี้ ช่วงปลายเดือนพฤศจิกายน 2565 จะมีการเลือกตั้งในสหรัฐอเมริกา ซึ่งหากพรรคริพับลิกันชนะการเลือกตั้งคาดว่าจะมีผลต่อการตัดสินใจยกเลิกมาตรการลงโทษเมียนมา โดยกระทรวงการต่างประเทศเห็นว่าประเทศไทยควรใช้ช่องทางพิธีทางการทูตหารือ กับสหรัฐอเมริกาเพื่อชะลอการถอนตัวของบริษัท เชฟรอน ให้นานที่สุด
3.2 สถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทยจากเมียนมา จากแหล่งยาดานา เยตากุน และซอติกา ณ วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ 909 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) จ่ายก๊าซแก่โรงไฟฟ้า 10 แห่ง กำลังผลิตรวม 8,762 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ หากไม่สามารถจ่ายก๊าซได้จะส่งผลกระทบต่อโรงไฟฟ้า 3 แห่ง ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงได้อย่างเดียว ได้แก่ โรงไฟฟ้า SPP Cogen โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ ชุดที่ 2 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ชุดที่ 3 คิดเป็นกำลังผลิตรวม 1,988 เมกะวัตต์ โดยโรงไฟฟ้าอื่นสามารถใช้น้ำมันดีเซลทดแทน และจ่ายก๊าซจากฝั่งตะวันออกมาเสริมได้
3.3 แผนการรองรับหากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตก กรณีหากมีการใช้มาตรการลงโทษเมียนมาขึ้นในเดือนกรกฎาคม 2565 (นับจากที่ผู้รับสัญญาแหล่งยาดานาได้ประกาศ เมื่อเดือนมกราคม 2565) โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประเมินความต้องการเชื้อเพลิง เพื่อผลิตไฟฟ้าให้เกิดความมั่นคง ดังนี้ (1) การดำเนินการโดยทันที หากใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่สำรองไว้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าอย่างเดียว จะทดแทนก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาได้ 10 วัน โดยใช้น้ำมันดีเซลทดแทน 17.5 ล้านลิตรต่อวัน ควบคู่กับการจ่ายก๊าซจากฝั่งตะวันออกให้โรงไฟฟ้าในเขตนครหลวงเพิ่มขึ้นอีก 300 MMscfd จนกว่า จะสามารถเพิ่มการจ่ายก๊าซจากฝั่งตะวันออกทดแทนได้ทั้งหมด และ (2) การดำเนินการต่อเนื่อง หากสามารถจ่ายก๊าซธรรมชาติจากฝั่งตะวันออกทดแทนได้เพิ่มขึ้น 650 MMscfd จะเป็นการใช้ก๊าซผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ยกเว้นโรงไฟฟ้าราชบุรีที่ต้องใช้น้ำมันทดแทน 2.5 ล้านลิตรต่อวัน เพื่อรักษาความมั่นคงของการจ่ายไฟฟ้าภาคตะวันตก
4. การดำเนินการระยะต่อไป ประกอบด้วย (1) การปรับปรุงแผนปฏิบัติการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ของเดือนมีนาคม ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยให้สำนักงาน กกพ. เร่งพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่ เรื่องที่ 1 การพิจารณาหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้า นำเสนอ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณากำหนดการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า และการนำเข้า LNG ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2565 เป็นต้นไป โดยให้สำนักงาน กกพ. แจ้งต่อกระทรวงพลังงานภายในปลายเดือนกุมภาพันธ์ 2565 และเรื่องที่ 2 การพิจารณาให้ส่งผ่านค่าไฟฟ้าได้ทั้งหมด กรณีการสั่งเพิ่มปริมาณน้ำมันสำรองเกินกว่ากำหนดเพื่อรองรับ เหตุฉุกเฉิน รวมทั้งกรณีน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลมีส่วนเกินจากสัญญาโดยสถานการณ์สิ้นสุดก่อน และ (2) แผนการรองรับหากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกกรณีเกิดเหตุการณ์ในเมียนมา โดยให้สำนักงาน กกพ. พิจารณาให้ความเห็นชอบแผนการรองรับฯ หากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซดังกล่าว และให้กรมธุรกิจพลังงาน กฟผ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำรายละเอียดแผนการจัดหาและขนส่งน้ำมันรองรับสถานการณ์ และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้น 18 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.03 ถึง 0.52 บาทต่อลิตร และปรับลง 14 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.01 ถึง 0.39 บาทต่อลิตร โดยรวมเฉลี่ยปรับขึ้น 2.52 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และดีเซลตลาดสิงคโปร์ ที่เฉลี่ยปรับเพิ่มขึ้น 2.88 บาทต่อลิตร และ 3.48 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งสอดคล้องกับราคาน้ำมันดิบ ทั้งนี้ การเคลื่อนไหวของราคาน้ำมันตลาดโลกดังกล่าวสะท้อนสู่ ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน และกลุ่มแก๊สโซฮอล 95E10 95E20 และ 91E10 ที่ปรับขึ้น 10 ครั้ง ครั้งละ 0.40 ถึง 0.60 บาทต่อลิตร รวมปรับขึ้น 5 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลปัจจุบันอยู่ที่ 35.04 ถึง 43.56 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ปรับเพิ่มขึ้นต่อเนื่องจนถึง 29.94 บาทต่อลิตร ด้านราคาเอทานอลมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นเช่นกัน โดย ณ วันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ 25.60 บาทต่อลิตร เพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2565 ซึ่งอยู่ที่ 25.52 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จากสถานการณ์ดังกล่าว ภาครัฐได้มีมาตรการตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่เดือนตุลาคม 2564 เป็นต้นมา โดยปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซล ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคา ปรับลดภาษีสรรพสามิต และขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันปรับลด ค่าการตลาด อย่างไรก็ดี ด้านราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลยังคงปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ในระดับ 35.04 ถึง 43.56 บาทต่อลิตร ซึ่งส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชนที่ใช้รถยนต์เครื่องยนต์เบนซิน ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรกำหนดแนวทางดูแลราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล ให้มีความเหมาะสม
2. กระทรวงพลังงานได้เสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน โดยให้ปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลลงเหลือ 3 ชนิด คือ เบนซิน แก๊สโซฮอล 95E10 และแก๊สโซฮอล 91E10 และมีแนวทางบริหารจัดการราคาน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล ดังนี้ กรณีที่ 1 คงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลตามอัตราปัจจุบัน ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับในกลุ่มเบนซินเพิ่มขึ้นประมาณ 295 ล้านบาทต่อเดือน จากเดิมที่มีรายรับ 643 ล้านบาท ต่อเดือน เป็น 938 ล้านบาทต่อเดือน โดยค่าการตลาดที่เหมาะสมของน้ำมันเบนซินอยู่ที่ 2.45 บาทต่อลิตร แก๊สโซฮอล 95E10 และแก๊สโซฮอล91E10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ซึ่งเป็นไปตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) กำหนด กรณีที่ 2 ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลลง 1 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับในกลุ่มเบนซินลดลงประมาณ 520 ล้านบาทต่อเดือน จากเดิมที่มีรายรับ 643 ล้านบาทต่อเดือน เป็น 122 ล้านบาทต่อเดือน โดยค่าการตลาดของน้ำมันเบนซินอยู่ที่ 2.45 บาทต่อลิตร แก๊สโซฮอล 95E10 และแก๊สโซฮอล 91E10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ซึ่งเป็นไปตามที่ กบง. กำหนด ทั้งนี้ ให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ติดตามกำกับให้ค่าการตลาดของน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลเป็นไปตามที่ กบง. กำหนด และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดอยู่ที่ 1.40 บาท ต่อลิตร โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารจัดการ
3. ผลกระทบจากการปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลตามมาตรการที่เสนอ จะทำให้ความต้องการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงลดลงประมาณ 1.23 ล้านลิตรต่อวัน หรือประมาณ 37 ล้านลิตรต่อเดือน จากเดือนมกราคม 2565 ซึ่งมีการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงเฉลี่ยอยู่ที่ 3.95 ล้านลิตรต่อวัน และเดือนธันวาคม 2564 มีการผลิตเอทานอลอยู่ที่ 3.90 ล้านลิตรต่อวัน โดยในระยะสั้นอาจต้องประสานผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมาตรา 7 และผู้ผลิตเอทานอลให้บริหารจัดการปริมาณคงเหลือของเอทานอลดังกล่าว โดยอาจลดกำลังการผลิตของเอทานอลลง และส่งเสริมให้มีการส่งออกวัตถุดิบ อาทิ มันสำปะหลัง และกากน้ำตาล เนื่องจากตลาดโลก ยังมีความต้องการวัตถุดิบดังกล่าวเพิ่มขึ้นในระดับสูง
มติของที่ประชุม
1. รับทราบข้อเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน
2. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หารือผู้ประกอบการน้ำมันเชื้อเพลิงในการติดตาม และบริหารจัดการค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 และวันที่ 4 ตุลาคม 2564 โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการ ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง และนำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 2 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG และ (3) เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ผู้มีรายได้น้อยที่เป็นร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไป จนถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ทั้งนี้ ที่ผ่านมารัฐบาลได้ให้ความช่วยเหลือส่วนลดค่าก๊าซ LPG ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดย ณ เดือนมกราคม 2565 ได้ให้ส่วนลดค่าก๊าซ LPG สำหรับกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร จำนวนเงิน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ซึ่งสนับสนุนงบประมาณโดย บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีการใช้สิทธิ์ 5,379 ครั้ง จำนวนเงิน 534,158 บาท และการให้ส่วนลดค่าก๊าซ LPG สำหรับกลุ่มผู้มีรายได้น้อย ภายใต้โครงการประชารัฐสวัสดิการ ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวนเงิน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ซึ่งสนับสนุนงบประมาณโดยกระทรวงการคลัง มีการใช้สิทธิ์ 1,947,144 ครั้ง จำนวนเงิน 88,083,702 บาท
2. ปัจจุบันราคา LPG ตลาดโลกได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยในเดือนธันวาคม 2564 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ราคาตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 81.73 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 12 จากระดับ 682.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ระดับ 764.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าปรับตัวลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ช่วงวันที่ 8 กุมภาพันธ์ ถึงวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2565 ปรับเพิ่มขึ้น 0.3150 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 26.8574 บาท ต่อกิโลกรัม เป็น 27.1724 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 14.8686 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.1836 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2565 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 29,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 18,151 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 7,610 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 25,761 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 2,215 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 4,290 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,075 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงอยู่ในระดับสูง โดย ณ วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ 764.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 434 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่มีการตรึงราคาขายปลีกไว้ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบ 2,075 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 25,761 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 29,000 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือคิดเป็นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเป็นระดับที่ส่งผลกระทบต่อความเป็นอยู่ ของประชาชนตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ของพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 15.3104 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,768 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม อยู่ที่ 16.2450 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 348 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,499 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,230 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 1 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้น 2.8037 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาท ต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,230 ล้านบาทต่อเดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป ทั้งนี้ รัฐบาลควรมีมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 โดยเพิ่มการช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ครัวเรือนผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จากเดิม 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป และขอความร่วมมือ ปตท. พิจารณาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไป ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 25,761 ล้านบาท หากยังคงตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 จะติดลบประมาณ 44,436 ล้านบาท โดยหากปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 จะติดลบประมาณ 39,252 ล้านบาท หรือติดลบประมาณ 36,831 ล้านบาท ตามลำดับ อย่างไรก็ดี แม้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไปที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG ยังคงมีรายจ่าย 1,230 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG และเพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ในสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) มากเกินไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 คือ ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกรมธุรกิจพลังงาน ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อจัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มแนวทางบริหารจัดการอื่นได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น โดยเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิมกลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ โดยควรมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม และมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการต่อไป และ (3) มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและดูแลแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา โดยข้อสังเกตของ กบง. ที่เกี่ยวข้อง คือ อาจพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ด้วย
2. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม ดังนี้ (1) ควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มเฉพาะกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าจากสัญญาเดิม ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 (2) รูปแบบการจ่ายพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Excess Energy) แบบ Non-Firm (3) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่ม 1.8931 บาทต่อหน่วย โดยมีหลักการ ดังนี้ หลักการที่ 1 การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่มเป็นการใช้สินทรัพย์เดิมของผู้ผลิตไฟฟ้าและไม่มีการลงทุนใหม่ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มโดยอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนผันแปร (FiTv) เชื้อเพลิงชีวมวลปี 2565 ซึ่งคิดจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ใช้ใน การผลิตไฟฟ้า 1.8931 บาทต่อหน่วย และไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม หลักการที่ 2 การรับซื้อไฟฟ้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ภาครัฐต้องการพลังงานไฟฟ้าทดแทนการนำเข้า LNG ซึ่งปรับตัวอยู่ในระดับสูง จึงควรพิจารณากรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas และหลักการที่ 3 ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ประโยชน์ทดแทนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า จาก Pool Gas หน่วยละ 0.6041 บาทต่อหน่วย หรือ 51.53 ล้านบาทต่อเดือน (4) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาพิจารณาคัดเลือกจากความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 รวมถึงข้อจำกัดด้านเทคนิค Feeder และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าเป็นรายกรณี และ (5) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมตามสัญญาเดิม นอกจากนี้ กกพ. ได้มีความเห็นให้เสนอ กบง. พิจารณาประเด็นระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มว่าเฉพาะเพียงภายในปี 2565 หรือไม่ เนื่องจากเป็นการดำเนินการตามมติ กพช. ที่เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม (Excess Energy) จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการ พลังงานเสนอ และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยมีระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มภายในปี 2565 ต่อไป