![มติกพช.กบง.](/epposite/components/com_k2/images/placeholder/category.png)
มติกพช.กบง. (475)
กบง.ครั้งที่ 3/2563 (ครั้งที่17) วันจันทร์ที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2563 (ครั้งที่ 17)
วันพฤหัสบดีที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและรถทั่วไป
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo ( FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทน โดยที่ LPG cargo คือ ราคา LPG cargo FOB Arab Gulf ของสัปดาห์ก่อนหน้าเฉลี่ย โดยอ้างอิงข้อมูลจาก Platts ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน 50:50 ค่า X คือ ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ได้แก่ (1) ค่าขนส่ง (Freight) คือ ค่าใช้จ่ายในการขนส่งก๊าซ LPG ของสัปดาห์ก่อนหน้าเฉลี่ยจากราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบียมายังอำเภอศรีราชา ประเทศไทย (2) ค่าประกันภัย (Insurance) เท่ากับร้อยละ 0.005 ของ Cost and Freight (CFR) (3) ค่าการสูญเสีย (Loss) เท่ากับ ร้อยละ 0.5 ของ Cost, Insurance and Freight (CIF) (4) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ เช่น Demurrage, Import Duty และค่าใช้จ่ายอื่น เป็นต้น และอัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้กับลูกค้าธนาคารทั่วไปที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย ของสัปดาห์ก่อนหน้าเฉลี่ยการเผยแพร่ข้อมูลโครงสร้างราคาก๊าซ LPG อ้างอิงจะเปลี่ยนแปลงจากเดิมที่เป็นข้อมูลรายเดือนเป็นข้อมูลรายสัปดาห์ที่เปลี่ยนแปลงทุกวันจันทร์ (หรือวันทำการวันแรกของสัปดาห์) นอกจากนี้ เห็นชอบปรับกลไกการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณด้วยโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPGเป็นการใช้ราคาขายปลีกของผู้ค้าแทน
2.เมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการในการกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม และมอบหมายให้ สนพ. ออกประกาศ กบง. ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 28 พฤษภาคม 2561 เป็นต้นไป ต่อมาเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้คงหลักเกณฑ์โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ตามที่ กบง. เห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 โดยให้ใช้ต่อไปในเดือนมิถุนายน ถึงเดือนกรกฎาคม 2561 และเห็นชอบให้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงด้วยระบบ Managed Float โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท โดยใช้หลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชย สำหรับก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ไม่รวมถึงก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร เท่ากับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นลบด้วยภาษีสรรพสามิต ภาษีเพื่อราชการส่วนท้องถิ่น อัตราเงินกองทุนอนุรักษ์ และราคา ณ โรงกลั่น ทั้งนี้การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ปัจจุบันกำหนดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มเท่ากับ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม เมื่อรวมกับค่าใช้จ่ายในการดำเนินการอื่นๆ แล้ว จะทำให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่กรอบเป้าหมาย 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม
3. ปัจจุบันได้เกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวม ประกอบกับว่าราคา LPG ตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องโดยในเดือนมกราคม 2563 ถึงเดือนมีนาคม 2563 ราคาตลาดโลกลดลงประมาณ 205.82 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือลดลงร้อยละ 38 จาก 535.17 สู่ระดับ 329.35 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน จากสถานการณ์ดังกล่าวคาดว่าจะทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศลดลงต่ำกว่า 363 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม จึงเป็นโอกาสที่เหมาะสมในการลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามที่ กบง. ได้เคยมีมติไว้เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 โดยไม่กระทบต่อผู้ใช้ทุกภาคส่วน และในอนาคตหากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกมีการปรับตัวสูงขึ้นจนทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศสูงกว่า 363 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม กระทรวงพลังงานสามารถบริหารจัดการโดยใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ ช่วยรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกในประเทศได้ จึงขอเสนอให้ยกเลิกการกำหนดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับการซื้อขายก๊าซ LPG ที่ปัจจุบันกำหนดให้เท่ากับ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะมีผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นไปตามกลไกตลาด โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัมเป็นระยะเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 เป็นต้นไป
2.เห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 318 บาท ต่อไป
เรื่องที่ 2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและรถทั่วไป
สรุปสาระสำคัญ
1. การกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV มีการเปลี่ยนแปลงตามสถานการณ์เศรษฐกิจของประเทศในช่วงเวลานั้นๆ โดยมีมติ กบง. ที่สำคัญ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร ตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุนโดยให้ค่าดำเนินการที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม และให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน ขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไป และปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือฯ จากเดิม 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือนและกลุ่มที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือนเป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน ในส่วนค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักตามระยะทางจริง ขอความร่วมมือ ปตท. คิดค่าขนส่งที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร แต่ไม่เกิน 4 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่ 21 มกราคม 2559 (2) เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ จากเดิมอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และขอความร่วมมือ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขตกรุงเทพฯ/ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 1 ปี ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และเมื่อครบ 1 ปีแล้วให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน (3) เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2562 ขอความร่วมมือ ปตท. ขยายเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะออกไปจนถึงวันที่ 15 พฤษภาคม 2562 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 และให้ปลัดกระทรวงพลังงาน จัดตั้งคณะทำงานร่วมเพื่อพิจารณาแนวทางการช่วยเหลือต่อไป (4) เมื่อวันที่19 เมษายน 2562 เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะเพิ่มขึ้น 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้ทยอยปรับราคาเพิ่มขึ้นครั้งละ 1 บาท ทุก 4 เดือน เริ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป และขอความร่วมมือ ปตท. ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะในระหว่างที่ทยอยปรับขึ้นราคาเพื่อคงราคาขายปลีกที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม
2. กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและราคาขายปลีก LPG ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (คณะทำงานฯ) โดยมี ปพน. เป็นประธาน คณะทำงานประกอบด้วยผู้แทนกรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงคมนาคม กระทรวงการคลัง กรมการค้าภายใน และ ปตท. โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการ ต่อมาเมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2562 คณะทำงานฯ ได้เห็นชอบแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ โดยมีมติให้ ปตท. ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนในระยะ 6 เดือน โดยปรับราคาประมาณเดือนละ 1.04 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ช่วยเหลือส่วนต่างราคาปลีก NGV ในระหว่างที่ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน และให้ ปตท. และ สนพ. ไปหารือคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม เกี่ยวกับแนวทางการให้ความช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อยสำหรับการใช้บริการรถโดยสารสาธารณะผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐและนำมาเสนอในที่ประชุม ทั้งนี้ ปตท. และสนพ. ได้หารือคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ กรมบัญชีกลาง และกรมการขนส่งทางบก โดยจะเปลี่ยนรูปแบบการช่วยเหลือราคา NGV กลุ่มรถโดยสารสาธารณะ จากบัตรส่วนลดราคา NGV รถโดยสารสาธารณะ ซึ่ง ปตท. ใช้มาตั้งแต่ปี 2555 เป็นการช่วยเหลือค่าเดินทางแก่กลุ่มผู้มีรายได้น้อยโดยตรงผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ก่อนจะปรับลอยตัวราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะให้สะท้อนราคาขายปลีก โดยคงราคา NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม จะเพิ่มขึ้นประมาณ 2 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15-16 บาทต่อกิโลกรัม
3. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2563 คณะทำงานฯ รับทราบแนวทางและขั้นตอนการปรับเปลี่ยนรูปแบบการช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV จากโครงการบัตรส่วนลด NGV ช่วยเหลือผู้ให้บริการ เป็นการช่วยเหลือค่าโดยสารผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐช่วยเหลือผู้รับบริการ ตามที่ ปตท. เสนอ แต่ด้วยปัจจุบันได้เกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ประกอบกับกระทรวงพลังงานได้รับหนังสือขอให้ปรับลดราคาขายปลีก NGV จากกลุ่ม Taxi และกรมการขนส่งทางบกได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานทบทวนนโยบายการช่วยเหลืออุดหนุนราคาเชื้อเพลิงสำหรับรถสาธารณะ เนื่องจากมีปริมาณผู้โดยสารลดน้อยลงมาก อาจเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิง คณะทำงานฯ จึงมีมติให้นำเสนอ กบง. เพื่อขอความร่วมมือ ปตท. ให้คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมที่ ปตท. สนับสนุนส่วนลดสำหรับรถโดยสารสาธารณะ ปี 2563 ระหว่างวันที่ 1 มกราคม ถึงวันที่ 30 เมษายน 2563 ภายในกรอบวงเงิน 360 ล้านบาท (ณ วันที่ 16 มีนาคม 2563 ส่วนลดสำหรับรถโดยสารสาธารณะเท่ากับ 1.69 บาทต่อกิโลกรัม) ขอขยายต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563) และมอบหมายให้ สนพ. และ ปตท. ศึกษาแนวทางการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ใช้บริการรถโดยสารสาธารณะขนาดใหญ่ที่ติดตั้งเครื่อง Electronic Data Capture: EDC นอกจากนี้ ได้มอบให้ สนพ. ร่วมกับ ปตท. จัดตั้งคณะทำงานพิจารณาอัตราค่าโดยสารรถโดยสารสาธารณะที่เป็นธรรม
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นสอดคล้องกับคณะทำงานฯ โดยขอความร่วมมือ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะฯ ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563) และเห็นว่าราคาขายปลีก NGV รถยนต์ทั่วไป ที่เริ่มใช้ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 เมษายน 2563 ควรจะปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.36 บาทต่อกิโลกรัม เมื่อเทียบกับเดือนก่อนหน้า แต่ ปตท. ยังคงจำหน่ายราคาขายปลีก NGV รถยนต์ทั่วไปที่ราคา 15.31 บาทต่อกิโลกรัม และเมื่อพิจารณาแนวโน้มราคาขายปลีก NGV ตามสัญญาการซื้อขายก๊าซฯ ที่ ปตท. ประมาณการไว้ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2563 ถึงวันที่ 16 ธันวาคม 2563 ซึ่งจะอยู่ในค่าเฉลี่ย 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่เดือนเมษายนถึงเดือนสิงหาคม 2563 ก่อนที่จะปรับตัวลดลงไปอยู่ที่ระดับ 14.49 บาทต่อกิโลกรัม ขณะที่แนวโน้มราคาน้ำมัน และ LPG ลดลงตามราคาตลาดโลก ซึ่งสวนทางกับราคา NGV เพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก NGV ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 5 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563)
มติของที่ประชุม
1.รับทราบแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะตามความเห็นของคณะทำงานพิจารณาแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
2.เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกราคาก๊าซ NGV รถทั่วไปที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563
กบง.ครั้งที่ 4/2563 (ครั้งที่18) วันพุธที่ 25 มีนาคม พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2563 (ครั้งที่ 18)
วันพุธที่ 25 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.
1. มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเพื่อบรรเทาผลกระทบจาก COVID-19
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 . มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเพื่อบรรเทาผลกระทบจาก COVID-19
สรุปสาระสำคัญ
1. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ประกอบกับกรมการขนส่งทางบกได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานทบทวนนโยบายการช่วยเหลืออุดหนุนราคาเชื้อเพลิงสำหรับรถสาธารณะ เนื่องจากมีปริมาณผู้โดยสารลดน้อยลงอย่างมาก ส่งผลให้ผู้ประกอบการอาจเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิงที่เป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจ ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติรับทราบ ความช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขตกรุงเทพมหานครและปริมณฑล สำหรับรถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. และในต่างจังหวัดสำหรับ รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) โดยขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้คงราคาขายปลีก NGV ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563) และเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถทั่วไป ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 5 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2363)
2.ปัจจุบันภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อ COVID-19 ยังคงมีแนวโน้มจะทวีความรุนแรง ส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจและค่าครองชีพของประชาชน ตลอดจนผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะ กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรมีมาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเพื่อบรรเทาผลกระทบดังกล่าว โดยขอความร่วมมือ ปตท. ให้เข้ามาช่วยเหลือในการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ลดลง 3 บาทต่อกิโลกรัมเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ NGV จากเดิมที่ กบง. ให้คงราคาไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ลดลงเหลือ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ กำหนดระยะเวลาการช่วยเหลือ 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 11 เมษายน ถึงวันที่ 10 กรกฎาคม 2563
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ลดลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน – 30 มิถุนายน 2563
2.ขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะฯ เพื่อคงราคาขายปลีกที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน
3.ให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงคมนาคม และ ปตท. หารือร่วมกันเพื่อทบทวนโครงสร้างราคา NGV และมาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะฯ ในระยะยาวที่เหมาะสม และนำเสนอ กบง. พิจารณาก่อนวันที่ 30 มิถุนายน 2563
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
กบง.ครั้งที่ 6/2563 (ครั้งที่ 20) วันจันทร์ที่ 21 กันยายน พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2563 (ครั้งที่ 20)
วันจันทร์ที่ 21 กันยายน พ.ศ. 2563 เวลา 14.00 น.
1. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
2. รายงานการนำเข้า LNG ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
3. หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
4. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
5. ข้อเสนอเชิงนโยบายเพื่อเยียวยาผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm
6. แนวทางการบริหารจัดการการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
7. แนวทางการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานสำหรับประชาชน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 . การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. มาตรการช่วยเหลือจากสภาวะการณ์ที่ได้เกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ประกอบกับกรมการขนส่งทางบกได้มีหนังสือขอความอนุเคราะห์ให้กระทรวงพลังงานพิจารณาทบทวนนโยบายการช่วยเหลืออุดหนุนราคาเชื้อเพลิงสำหรับรถสาธารณะ เนื่องจากมีปริมาณผู้โดยสารลดน้อยลงอย่างมาก ส่งผลให้ผู้ประกอบการอาจมีรายได้ไม่เพียงพอต่อค่าใช้จ่ายและอาจเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิงที่เป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจเพื่อบรรเทาความเดือดร้อนและลดภาระค่าใช้จ่ายจากการเกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อ COVID-19 และราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวลดลง ซึ่งส่งผลกระทบต่อปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) การคมนาคม ขนส่ง และเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2563 ได้พิจารณาเรื่องความช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV โดยให้ลดราคาขายปลีก 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 บาท ต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน (1 เมษายน ถึง 30 มิถุนายน 2563)) และขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ เพื่อคงราคาขายปลีกที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน และ กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ได้ขยายเวลาช่วยเหลือต่อไปอีก 1 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 - 31 กรกฎาคม 2563) เมื่อจะครบกำหนดเวลาช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ คณะกรรมการ ปตท. เห็นว่าเศรษฐกิจของประเทศไทยยังฟื้นตัวได้ไม่เต็มที่ จึงควรขยายเวลาบรรเทาความเดือนร้อนให้ผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 1 เดือน (วันที่ 1 - 31 สิงหาคม 2563) และได้ขยายเวลาอีกครั้งเมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2563 โดยขยายไปถึง 31 ธันวาคม 2563
2. จากสถานการณ์การแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโควิด-19 ส่งผลกระทบต่อผู้ขับรถแท็กซี่และรถรับจ้างสาธารณะที่ใช้ก๊าซ NGV ผู้ประกอบการจึงได้มีหนังสือร้องเรียนถึงกระทรวงพลังงาน ได้แก่ สมาคมวิชาชีพผู้ขับขี่รถยนต์สาธารณะแท็กซี่ขอให้ราคา NGV ควรให้ราคาคงที่ไม่เกิน 10 บาทต่อกิโลกรัม สมาคมการค้าเครือข่ายแท็กซี่ไทย ขอให้ปรับลดราคาก๊าซ NGV เหลือ 10.62 บาทต่อกิโลกรัมทันที บริษัท สุชาติพัฒนา จำกัด ซึ่งประกอบธุรกิจเกี่ยวกับรถโดยสารประจำทางของจังหวัดกาญจนบุรี ขอให้ทบทวนการปรับขึ้นราคา NGV และมูลนิธิคุ้มครองผู้ใช้บริการรถยนต์สาธารณะ ขอให้ชะลอการปรับขึ้นราคาก๊าซธรรมชาติ NGV เป็นต้น
3.ทั้งนี้ ปตท. ได้ขยายเวลาให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 สำหรับข้อร้องเรียนจากกลุ่มผู้ใช้ NGV กระทรวงพลังงาน และ ปตท. อยู่ระหว่างศึกษาแนวทางการช่วยเหลือโดยจะนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 . รายงานการนำเข้า LNG ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และ เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 ในการประชุม คณะรัฐมนตรี (ครม.) เห็นชอบสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ด้วยสัญญาระยะยาว (Sale and Purchase Agreement: SPA) กับบริษัท Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี เป็นเวลา 20 ปี ทั้งนี้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2555 โดยมีกำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนมกราคม 2558 เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 กพช. และ เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2559 ครม. มีมติเห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคา LNG ในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และบริษัท BP ในปริมาณรายละ 1.0 ล้านตันต่อปี (รวมปริมาณ 2.0 ล้านตันต่อปี) เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ ทั้งนี้ ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 และกับบริษัท BP เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2559 โดยมีกำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. และ เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 ครม. มีมติเห็นชอบการซื้อขาย LNG ด้วยสัญญา LNG SPA กับบริษัท PETRONAS LNG ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี เป็นระยะเวลา 15 ปี ทั้งนี้ ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท PETRONAS LNG เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 โดยมีกำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2560
2. สถานการณ์ตลาดและแนวโน้มราคา LNG ในปี 2562 มีการค้า LNG ในปริมาณ 355 ล้านตัน ซึ่งเพิ่มขึ้นร้อยละ 13 จากปี 2561 โดยสาเหตุหลักมาจากโครงการผลิตที่เริ่มดำเนินการใหม่จำนวนมากในประเทศออสเตรเลีย รัสเซีย และสหรัฐอเมริกา และเป็นปีที่มีอุปทานเพิ่มขึ้นสูงที่สุดนับตั้งแต่ปี 2553 โดยสถานการณ์ตลาด LNG ยังคงอยู่ในภาวะที่อุปทานสูงกว่าอุปสงค์ จึงมีผลทำให้ราคา Spot LNG มีระดับต่ำต่อเนื่องจากปี 2561และเฉลี่ยตลอดทั้งปีที่ 5.95 $/MMBtu ซึ่งปัจจัยด้านอุปสงค์ภูมิภาคยุโรปนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญจากปี 2561 ร้อยละ 75.6 และเป็นภูมิภาคที่รับ LNG ส่วนเพิ่มจากโครงการผลิต LNG ใหม่ที่ล้นตลาด 37 ล้านตัน หรือคิดเป็นปริมาณกว่าร้อยละ 75 ของกำลังการผลิตที่เพิ่มขึ้นทั่วโลก แม้ว่าภูมิภาคเอเชียจะยังเป็นผู้รับซื้อ LNG ที่ใหญ่ที่สุด แต่ประเทศญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ ซึ่งเป็นกลุ่มประเทศผู้นำเข้า LNG รายใหญ่นำเข้าลดลง โดยประเทศญี่ปุ่นนำเข้าลดลงร้อยละ 6.8 และเกาหลีใต้นำเข้าลดลงร้อยละ 9.7 ซึ่งประเทศจีนมีการเติบโตลดลงจากเดิมร้อยละ 35 - 40 เป็นร้อยละ 14 เนื่องจากการผ่อนคลายนโยบายสนับสนุนให้ใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนถ่านหิน รวมไปถึงการชะลอตัวทางเศรษฐกิจ อย่างไรก็ตามประเทศผู้นำเข้า LNG รายเล็กในภูมิภาคเอเชีย เช่น บังคลาเทศ และปากีสถาน มีแนวโน้มนำเข้าเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องจากการเริ่มดำเนินการของ LNG Receiving Terminal ในประเทศ และปัจจัยด้านอุปทาน ในปี 2562 มีโครงการผลิต LNG ใหม่เข้าสู่ตลาด โดยโครงการผลิต LNG ขนาดใหญ่ที่สามารถเริ่มการผลิตได้ในปีนี้ ได้แก่ โครงการ Cameron LNG โครงการ Corpus Christi LNG โครงการ Freeport LNG โครงการ Elba LNG และโครงการ Prelude LNG อย่างไรก็ตามแนวโน้มอุปทาน จากโครงการผลิตใหม่ ในปี 2563 - 2565 จะมีอย่างจำกัดเนื่องจากผู้ขายมีการชะลอการตัดสินใจลงทุนระหว่าง ปี 2560 - 2561 ส่งผลให้ตลาดกลับเข้าสู่ภาวะสมดุลมากขึ้น แต่จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของ COVID-19 ในปัจจุบัน อาจส่งผลให้เกิดการชะลอตัวทางเศรษฐกิจทั่วโลก ความต้องการใช้ LNG ไม่เติบโตตามที่คาดการณ์ และตลาดต้องใช้เวลานานขึ้นที่จะทำให้ตลาดกลับสู่ภาวะสมดุล กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการจัดทำแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan) ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 (PDP 2018) พบว่า ประเทศไทยมีความต้องการก๊าซธรรมชาติและ/หรือ LNG เพิ่มมากขึ้นในแต่ละปี
3.รายงานการนำเข้า LNG ในปี 2562 ปตท. นำเข้า LNG จากสัญญาระยะยาว 4 สัญญา รวมทั้งสิ้น 68 เที่ยวเรือ คิดเป็นปริมาณรวมทั้งสิ้น 4.96 ล้านตัน ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 9.69 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียูโดยสามารถสูบถ่าย LNG ได้แล้วเสร็จตามแผน โดยไม่เกิดค่าเสียเวลาเรือ (Demurrage) แบ่งเป็น จากบริษัท Qatargas จำนวน 21 เที่ยวเรือ คิดเป็นปริมาณ 1.92 ล้านตัน จากบริษัท Shell จำนวน 13 เที่ยวเรือ คิดเป็นปริมาณ 0.86 ล้านตัน จากบริษัท BP จำนวน 14 เที่ยวเรือ คิดเป็นปริมาณ 0.94 ล้านตัน และจากบริษัท PETRONAS จำนวน 20 เที่ยวเรือ คิดเป็นปริมาณ 1.24 ล้านตัน โดยการจัดหา LNG จากสัญญาระยะยาวยังคงเพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในปี 2562 จึงไม่มีการนำเข้าด้วยสัญญา SPOT เพิ่มเติม ทั้งนี้ ปตท. มีอัตราการส่ง LNG เข้าสู่ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. เฉลี่ย 716 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และในปี 2563 (มกราคม - สิงหาคม) ปตท. ได้นำเข้า LNG ปริมาณรวมแล้วทั้งสิ้น 3.91 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 53 เที่ยวเรือ แบ่งเป็นจากสัญญาระยะยาวทั้ง 4 สัญญาที่ได้ลงนามไว้ จำนวน 46 เที่ยวเรือ โดยราคานำเข้าเฉลี่ย เท่ากับ 8.32 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot อีก 7 เที่ยวเรือ (จากแผนจัดหา Spot รวม 10 - 11 เที่ยวเรือ) โดยราคานำเข้าเฉลี่ย เท่ากับ 2.47 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู
4.แผนการจัดหา LNG ในปี 2563 ปตท. มีแผนการรับ LNG ตามสัญญาระยะยาวจากบริษัท Qatargas, บริษัท Shell, บริษัท BP และบริษัท PETRONAS ปริมาณรวมประมาณ 5 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 69 เที่ยวเรือ เพื่อส่งเข้าสู่ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. อัตราเฉลี่ย 694 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน นอกจากนี้ ปตท. ได้การบริหารจัดการต้นทุนก๊าซธรรมชาติ โดยใช้แนวทาง Optimizations การเรียกรับก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆ และนำเข้า Spot LNG เพื่อตอบสนองนโยบายภาครัฐฯ ให้ชะลอการรับก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยและนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาต่ำทดแทน เพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า และรักษาทรัพยากรก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยไว้ใช้ในระยะยาว โดยมีแผนจัดหา LNG จากตลาด Spot รวมประมาณ 10 - 11 เที่ยวเรือ ภายในปี 2563 นี้ ปัจจุบัน ปตท. จัดหา Spot LNG แล้ว จำนวน 7 เที่ยวเรือ ระหว่างเดือนมีนาคมถึงกรกฎาคม 2563 ซึ่งคาดว่าจะสามารถลดต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 2,600 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม ภายใต้สถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส COVID-19 ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติที่ปรับลดลงอย่างมีนัยยะสำคัญ ปตท. อยู่ระหว่างติดตามสถานการณ์ความต้องการก๊าซธรรมชาติในประเทศ และสถานการณ์ราคา Spot LNG ในตลาดโลกอย่างใกล้ชิด เพื่อให้สามารถจัดหา Spot LNG ในการช่วยลดต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติของประเทศได้เพิ่มเติม และในปี 2564 หากสถานการณ์ราคา LNG ในตลาดโลกยังคงอยู่ในระดับต่ำและ ปตท. สามารถบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของสัญญาที่มีอยู่เดิมได้โดยไม่เกิดภาระ Take or Pay ได้ ปตท. จะวางแผนรับ Spot LNG เพิ่มเติมเพื่อลดต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติสำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในทุกภาคส่วนต่อไป และแหล่งก๊าซธรรมชาติในประเทศไทยมีแนวโน้มที่จะลดกำลังการผลิตลงประมาณ 200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2563 เทียบกับกำลังการผลิตในปัจจุบัน โดย ปตท. อยู่ระหว่างจัดหาก๊าซธรรมชาติและ/หรือ LNG เพื่อทดแทนการลดกำลังการผลิตข้างต้น สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติภายในประเทศด้วยต้นทุนที่ต่ำลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 . หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 โดยกำหนดร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน (ค่า X) อัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ต่อมาเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2561 กบง. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี 7) ซึ่งเป็นน้ำมันดีเซลเกรดพื้นฐานของประเทศในขณะนั้น โดยปรับปรุงค่า X จากเดิม ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศ ธพ. เป็นร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราเฉลี่ยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศ ธพ. เพื่อจูงใจให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 เป็นไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.8 เพื่อดูดซับน้ำมันปาล์มดิบส่วนเกินให้อยู่ในภาวะสมดุล และเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2562 กบง. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซล หมุนเร็วบี 10 โดยกำหนดร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศ ธพ. นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 กบง. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว โดยปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าพรีเมียมของการคำนวณราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงาน ที่เป็นธรรม ได้แก่ ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย ค่าประกันภัย ค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่งและค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง)
2. เมื่อวันที่ 28 พฤษภาคม 2563 ธพ. ได้ออกประกาศปรับเปลี่ยนชื่อเรียกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลเกรดพื้นฐานของประเทศ โดยมีน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก ทั้งนี้ จะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 เป็นต้นไป โดยเปลี่ยนชื่อน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 และเปลี่ยนชื่อน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา
3.ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรเสนอปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมัน กลุ่มดีเซลหมุนเร็ว เพื่อให้สอดคล้องกับประกาศ ธพ. ที่ปรับเปลี่ยนชื่อเรียกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว รวมทั้งเพื่อให้หลักการกำหนดสัดส่วนการผสมเชื้อเพลิงชีวภาพของหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมัน กลุ่มแก๊สโซฮอล และน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วเป็นหลักการเดียวกัน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 เป็นต้นไป โดยเห็นควรปรับปรุงการกำหนดค่า X ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 จากอัตราเฉลี่ยเป็นอัตราต่ำ ตามประกาศ ธพ. ให้สอดคล้องตามหลักการเดียวกัน ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เท่ากับ (1-X1) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X1) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน (2) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา เท่ากับ (1-X2) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X2) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน และ (3) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เท่ากับ (1-X3) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X3) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน โดยที่ X1 X2 และ X3 คือ ร้อยละโดยปริมาตร ไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ตามประกาศ ธพ. ตามลำดับ ส่วนไบโอดีเซล คือ ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. เห็นชอบ ทั้งนี้ การปรับหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ในส่วนของค่า X จากอัตราเฉลี่ย (ไม่น้อยกว่าร้อยละ 6.8) เป็นอัตราต่ำ (ไม่น้อยกว่าร้อยละ 6.6) จะทำให้การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ลดลงประมาณ 0.051 บาทต่อลิตร (ณ ราคาไบโอดีเซล 25.90 บาทต่อลิตร)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 = (1-X1) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X1) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา = (1-X2) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X2) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 = (1-X3) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X3) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน
โดยที่
X1 = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
X2 = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
X3 = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
ไบโอดีเซล = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ (บาทต่อลิตร)
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิง = (0.9184 x MOPS Gasoil 10 ppm + 0.0816 x MOPS Gasoil ราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย 500 ppm + พรีเมียม) ที่ 60 ํF x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984
โดยที่
พรีเมียม = ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่า ประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ + ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.45 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรอง น้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)
ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 4 . การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 318 บาท ต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายเวลา การคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2563 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563
2.สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนกันยายน 2563 ปริมาณผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 459,807 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 443,514 ตัน ลดลงเนื่องจากความต้องการใช้ ในภาคปิโตรเคมีลดลง การนำเข้าเพื่อส่งออกอยู่ที่ประมาณ 47,500 ตัน การส่งออกจากโรงกลั่น อยู่ที่ประมาณ 13,680 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้าอยู่ที่ประมาณ 16,400 ตัน ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกันยายน 2563 อยู่ที่ 360 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยเดือนกันยายน 2563 (1 – 8 กันยายน 2563) อยู่ที่ 354.92 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้น จากเดือนก่อน 16.84 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน
3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG วันที่ 9 - 21 กันยายน 2563 จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นและค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวลดลง ส่งผลให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 9 – 21 กันยายน 2563 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 17.33 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.5835 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 12.1276 บาทต่อกิโลกรัม (386.75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 12.7111 บาทต่อกิโลกรัม (404.08 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) กองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชยจาก 0.1388 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 0.7223 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2563 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง ณ วันที่ 13 กันยายน 2563 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 31,880 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 39,307 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 7,427 ล้านบาท ทั้งนี้ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายจ่าย 240 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 210 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 450 ล้านบาทต่อเดือน
4. ในช่วงเดือนมกราคมถึงมีนาคม 2563 ราคาก๊าซ LPG Cargo ปรับตัวลดลงประมาณ 272 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 527 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 255 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวลดลงหลังความต้องการใช้ทั่วโลกลดลง เนื่องจากนโยบายปิดเมืองเพื่อระงับการแพร่ระบาดของ เชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ดังนั้น เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน กบง. ได้ปรับลดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นของ LPG ลง 3 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดราคาในส่วนของโครงสร้างต้นทุนราคาก๊าซ LPG 1 บาทต่อกิโลกรัม และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนลง 2 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีก LPG ลดลงจาก 363 เป็น 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 ต่อมาในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2563 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 315 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบตลาดโลกเนื่องจากความต้องการใช้น้ำมันปรับตัวสูงขึ้นจากมาตรการผ่อนคลายการปิดเมืองในหลายประเทศ และมาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจ ในช่วงเดือนกรกฎาคมถึงกันยายน 2563 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 39 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 354 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบตลาดโลกที่มีแนวโน้มปรับลดการผลิตในช่วงเดือนตุลาคม ถึงธันวาคม 2563 ราคา LPG Cargo คาดว่าปรับตัวเพิ่มขึ้นตามแนวโน้มราคา CP เดือนตุลาคมถึง ธันวาคม 2563 ซึ่งคาดว่าราคา CP ปรับตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ประมาณ 370 - 390 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากความต้องการใช้ LPG ในช่วงฤดูหนาวที่เพิ่มขึ้น
5. จากสถานการณ์ดังกล่าว ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาและลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ 2 แนวทาง ดังนี้ (1) คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ LPG มีรายจ่ายประมาณ 450 ล้านบาทต่อเดือน และ (2) ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ขึ้น 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม จาก 14.3758 เป็น 15.3104 บาทต่อกิโลกรัม (ปรับเพิ่มขึ้น 15 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) ราคาขายปลีกจะปรับเพิ่มขึ้นจาก 318 เป็น 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ LPG มีรายจ่ายประมาณ 173 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ ปัจจุบันรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาด ของ COVID-19 ประกอบกับราคา LPG ตลาดโลก มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นในช่วงปลายปีจากความต้องการใช้ในช่วงฤดูหนาว อีกทั้ง เพื่อให้สอดคล้องกับยุทธศาสตร์ชาติที่ 2 ด้านการสร้างความสามารถในการแข่งขัน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ตามแนวทางที่ 1 เพื่อบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ LPG รายจ่ายประมาณ 450 ล้านบาทต่อเดือน รองรับภาระการชดเชยราคา LPG ตามกรอบไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ได้อีกประมาณ 5 เดือน (ตั้งแต่ตุลาคม 2563 ถึงมกราคม 2564)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา LPG ต่อไป
เรื่องที่ 5 . ข้อเสนอเชิงนโยบายเพื่อเยียวยาผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กแบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายใน ปี 2563 อัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT 3.66 บาทต่อหน่วย (FiT คงที่ 1.81 บาทต่อหน่วย และ FiT ผันแปร 1.85 บาทต่อหน่วย) รับซื้อด้วยวิธีการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา และมอบหมายให้ กกพ. และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาค ตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ และนำเสนอให้ กบง. พิจารณาเห็นชอบก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลา SCOD จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2564
2. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2560 กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm พ.ศ. 2560 (ประกาศฯ) ตามหลักการที่ กพช. เห็นชอบ และเมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2560 ได้ประกาศรายชื่อผู้ได้รับคัดเลือก จำนวน 17 โครงการ ครบ 300 เมกะวัตต์ ตามเป้าหมายที่ กพช. กำหนด โดยทั้ง 17 โครงการ ต้องจัดทำ รายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) หรือรายงานตามประมวลหลักการปฏิบัติ (CoP) ให้แล้วเสร็จก่อนวันลงนาม PPA ตามเงื่อนไขประกาศฯ กกพ. กำหนดภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2562 (ภายใน 2 ปี) หากไม่สามารถลงนาม PPA ภายในเวลาดังกล่าวให้ถือว่าคำเสนอขอขายไฟฟ้าเป็นอันยกเลิกและสำนักงาน กกพ. จะริบหลักประกันการยื่นคำเสนอขอขายไฟฟ้า (500,000 บาทต่อเมกะวัตต์) ทั้งนี้ เงื่อนไขการลงนาม PPA ภายใน 2 ปี โดยต้องทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อมให้แล้วเสร็จก่อนลงนาม PPA เป็นเงื่อนไขเดิมสำหรับโครงการ SPP ในอดีตที่มีการรับซื้อไฟฟ้าแบบ Adder
3. ผู้ได้รับการคัดเลือก 17 โครงการ ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ทันภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2562 ซึ่งมีเพียง 3 โครงการ (61.84 เมกะวัตต์) ที่จัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อมแล้วเสร็จก่อนกำหนดวันลงนาม PPA โดยทั้ง 17 โครงการได้ยื่นอุทธรณ์มายัง กกพ. เพื่อขอขยายวันลงนาม PPA และวัน SCOD ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2563 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายเวลาลงนาม PPA สำหรับผู้ได้รับการคัดเลือกที่จัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อมแล้วเสร็จจำนวน 3 โครงการ ภายใน 6 เดือน นับแต่วันที่ กกพ. มีมติและขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปเป็น 2 ปี (ภายในปี 2565) นับแต่วันลงนาม PPA และให้สำนักงาน กกพ. จัดทำข้อเสนอ เชิงนโยบายเสนอต่อ กบง. เพื่อแก้ไขเยียวยาผู้ได้รับคัดเลือกที่อยู่ระหว่างขั้นตอนการจัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม จำนวน 14 โครงการ (238.16 เมกะวัตต์) โดยมี 3 กลุ่ม ดังนี้ (1) รายงาน EIA ได้รับการอนุมัติ 5 โครงการ (69.89 เมกะวัตต์) (2) ยังไม่ได้รับการอนุมัติรายงานด้านสิ่งแวดล้อม 3 โครงการ (55.00 เมกะวัตต์) (3) ยังไม่ยื่นรายงานด้านสิ่งแวดล้อม 6 โครงการ (113.27 เมกะวัตต์) (ข้อมูล ณ วันที่ 31 กรกฎาคม 2563) ทั้งนี้ ผู้ได้รับการคัดเลือกฯ 14 โครงการ จัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อมยังไม่แล้วเสร็จก่อนวันลงนาม PPA มีสาเหตุดังนี้ (1) ปัญหาการคัดค้านจากประชาชนในพื้นที่ 8 โครงการ ทำให้ไม่สามารถจัดเวทีรับฟังความคิดเห็นได้ ซึ่งเป็นขั้นตอนสำคัญประกอบการจัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม (2) ปัญหาด้านเทคนิคทำให้ใช้กระบวนการนานขึ้น 6 โครงการ เช่น ข้อจำกัดความสูงของปล่องระบายอากาศตามข้อกำหนดสำนักงานการบินพลเรือน การเดินสายไฟฟ้าผ่านพื้นที่ชาวบ้านข้างเคียง ต้องการเพิ่มระยะห่างของโครงการกับชุมชน ทำให้ต้องเปลี่ยน Plant Layout ให้เหมาะสม รวมถึงการเปลี่ยนแปลงสัดส่วนของเชื้อเพลิงชีวมวล ซึ่งเป็นการเปลี่ยนแปลงข้อมูลจากคำเสนอขอขายไฟฟ้า โดยต้องเสนอ กกพ. ขอเปลี่ยนแปลง ต้องศึกษาระบบกักเก็บพลังงานเพิ่มเติม เพื่อประกอบการขอหนังสือค้ำประกันสัญญา ปัจจุบันผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการได้รับการอนุมัติรายงานด้านสิ่งแวดล้อมเพิ่มเติม 5 โครงการ (ณ วันที่ 31 กรกฎาคม 2563) รวมถึงพิจารณาแล้วว่ามีโอกาสที่จะสามารถได้รับการอนุมัติรายงานด้านสิ่งแวดล้อมเพิ่มขึ้น โดยภายหลังจากรายงานด้านสิ่งแวดล้อมได้รับการอนุมัติ และลงนาม PPA แล้วจะใช้เวลาก่อสร้างประมาณ 2 ปี (ปี 2563 + 2 ปี) ทำให้จำเป็นต้องเลื่อนกำหนด วัน SCOD ออกไปเป็นภายในปี 2565
4. ข้อวิเคราะห์ผลดีและผลเสีย แบ่งเป็น (1) ข้อดีของการขยาย SCOD สามารถขับเคลื่อนเป้าหมายเชิงนโยบายตามแผนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน สร้างความมั่นคงให้ระบบไฟฟ้า ค่าไฟฟ้าที่ประมูลได้อยู่ในระดับ 1.85 - 3.38 บาทต่อหน่วย (เฉลี่ย 2.44 บาทต่อหน่วย จากราคาที่รัฐตั้งไว้ 3.66 บาทต่อหน่วย) ทำให้กระทบค่าไฟฟ้าในภาพรวมน้อยกว่าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนอื่น ส่งเสริมการลงทุนประมาณ 20,000 ล้านบาท (65 ล้านบาทต่อเมกะวัตต์) ช่วยกระตุ้นเศรษฐกิจประเทศ มูลค่าเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า 19.71 ล้านบาทต่อปี สามารถสร้างประโยชน์แก่ชุมชนรอบโรงไฟฟ้า สร้างรายได้ให้เกษตรกรจากการขายเชื้อเพลิงให้โรงไฟฟ้า และการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า ช่วยลดการเผาที่ก่อให้เกิดมลพิษทางอากาศ (ปริมาณเชื้อเพลิงชีวมวล และ RDF ปีละ 3.16 ล้านตัน) (2) ข้อเสียของการขยาย SCOD ปัจจุบันกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศสูงกว่าความต้องการไฟฟ้าซึ่งต่ำกว่าที่ประมาณการไว้ ดังนั้น หากไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าย่อมไม่กระทบต่อกำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ และค่าไฟฟ้าในภาพรวม อาจเกิดการฟ้องร้องจากผู้ประกอบการที่เสียโอกาสในการยื่นข้อเสนอโครงการที่คาดการณ์ ว่าไม่สามารถดำเนินการแล้วเสร็จตามกรอบ SCOD เดิม (ปี 2564)
5. เมื่อวันที่ 9 กันยายน 2563 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายวันลงนาม PPA โครงการ SPP Hybrid Firm เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2563 โดยจะมีผลต่อเมื่อ กบง. พิจารณาขยายวัน SCOD โดย ผู้ได้รับการคัดเลือกทั้ง 14 โครงการ ต้องจัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อมและลงนาม PPA ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2563 และใช้เวลาก่อสร้างอีกประมาณ 2 ปี จึงจำเป็นต้องขอขยายวัน SCOD ออกไปอีก 1 ปี จากเดิมภายในปี 2564 เป็น 2565 โดยเงื่อนไขราคารับซื้อไฟฟ้าคงเดิมตามคำเสนอขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าควรให้ กกพ. แจ้งผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ให้จัดทำรายงานแผนการดำเนินการโครงการเพื่อรับรองว่าสามารถดำเนินการได้ทันกำหนดวันลงนาม PPA ใหม่ที่ กกพ. เห็นชอบ จัดส่งให้ กกพ. พิจารณาภายในวันที่ 30 ตุลาคม 2563 และให้ กกพ. นำผลการพิจารณามารายงาน กบง. เพื่อทราบต่อไปส่วนผู้ได้รับการคัดเลือกฯ ที่ไม่สามารถดำเนินการโครงการได้ทันวัน PPA ใหม่ ให้ กกพ. ดำเนินการพิจารณายึดหลักค้ำประกันภายใต้ระเบียบและประกาศของ กกพ. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ตามข้อเสนอคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โครงการ SPP Hybrid Firm ออกไป 1 ปี จากเดิมภายในปี 2564 เป็นภายในปี 2565
2. มอบหมาย กกพ. ให้ดำเนินการแจ้งผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ให้จัดทำรายงานแผนการดำเนินการโครงการ และจัดส่งให้ กกพ. ภายในวันที่ 30 ตุลาคม 2563 เพื่อพิจารณา และนำผลการพิจารณาดังกล่าวมารายงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 6 . แนวทางการบริหารจัดการการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการการขออนุญาตส่งออก LPG โดยให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นผู้ควบคุมดูแลการส่งออก LPG โดยให้พิจารณาการขออนุญาตส่งออกเป็นรายเที่ยว และอนุญาตให้ส่งออก LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศ โดยจะพิจารณาอนุญาตเฉพาะผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่เป็นผู้ผลิต LPG และให้ส่งออกได้ในปริมาณไม่เกินกว่าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ภายในประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 กบง. ได้มีมติขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) งดการส่งออก LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติในเชิงพาณิชย์ ยกเว้นในกรณีที่มีความจำเป็นด้านเทคนิค และให้รายงานการส่งออกต่อ ธพ. ทุกสัปดาห์ และ กบง. ในการประชุม เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2561 ได้มีมติมอบหมายให้ ธพ. รายงานการขอส่งออก LPG ที่ผลิตจากโรงแยก ก๊าซธรรมชาติเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ ก่อนการพิจารณาอนุญาตหรือไม่อนุญาตให้มีการส่งออก และจากการประชุมหารือระหว่างกระทรวงพลังงาน และ ปตท. และเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2561 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีนโยบายให้ ปตท. บริหารจัดการ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติแทนการส่งออก
2.สถานการณ์ LPG ปี 2563 คาดว่า การผลิตในประเทศอยู่ที่ระดับ 416 - 505 พันตันต่อเดือน ความต้องการใช้ในประเทศอยู่ที่ระดับ 420 - 529 พันตันต่อเดือน (ต่ำกว่าความต้องการใช้ปี 2562 และ 2561 ซึ่งมีปริมาณเฉลี่ย 549 และ 554 พันตันต่อเดือน ตามลำดับ) การนำเข้า LPG ในปี 2563 ส่วนใหญ่เป็นการนำเข้ามาเพื่อส่งออก ในขณะที่การส่งออก LPG ส่วนเกินจากการผลิตในประเทศอยู่ที่ 3 - 17 พันตันต่อเดือน จากมติ กบง. และนโยบายการส่งออก LPG เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2561 ธพ. จึงได้ปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์การพิจารณาเห็นชอบให้ส่งออก LPG จากส่วนที่ผลิตในประเทศ ดังนี้ (1) กรณีการส่งออกจากปริมาณที่ผลิตจาก โรงกลั่นน้ำมัน ใช้หลักเกณฑ์เดิม (2) กรณีการส่งออกจากปริมาณที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จะมีขั้นตอนการดำเนินงานเพิ่มขึ้น คือ เมื่อ ธพ. พิจารณาแล้วว่าเห็นควรให้ส่งออกได้ จะรายงานผลต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ ธพ. จะเห็นชอบให้ส่งออก LPG หลังจากที่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานรับทราบผลการพิจารณาแล้ว ส่งผลให้มีระยะเวลาดำเนินการเพิ่มขึ้นและทำให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติไม่สามารถบริหารจัดการ LPG ส่วนเกินได้ทันต่อเหตุการณ์
3. เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2563 ปตท. ได้มีหนังสือขอความอนุเคราะห์กระทรวงพลังงานพิจารณาแนวทางการบริหารการส่งออก LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยให้ ธพ. สามารถพิจารณาอนุญาตส่งออกได้ และแจ้งให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทราบ เนื่องจากปัจจุบันสถานการณ์ได้เปลี่ยนแปลงไป ส่งผลกระทบต่อสมดุลของ LPG ในประเทศ ได้แก่ มีการใช้ LNG ทดแทน LPG สถานการณ์การเมืองระหว่างประเทศ ผลกระทบจาก COVID-19 ประกอบกับ Emergency Shutdown ของโรงปิโตรเคมีเป็นครั้งคราว ส่งผลให้ความต้องการใช้ LPG มีความไม่แน่นอน และมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่องจนทำให้เกิด LPG ส่วนเกินในระบบ อาจต้องลดกำลังการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อการผลิต LPG และผลิตภัณฑ์ที่นำไปเป็นวัตถุดิบของผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีอื่นๆ และมีความเสี่ยงต่อความมั่นคงทางด้านพลังงานของประเทศ รวมทั้งทำให้ธุรกิจที่เกี่ยวข้องและภาครัฐอาจต้องสูญเสียรายได้
4. ข้อเสนอของ ธพ. ซึ่งต้องบริหารจัดการด้วยการส่งออกให้ทันต่อเหตุการณ์ เพื่อรักษาสมดุล และให้การจัดหาสอดคล้องกับความต้องการในประเทศ จำเป็นต้องปรับเปลี่ยนการกำหนดหลักเกณฑ์การส่งออก LPG ให้มีความยืดหยุ่นมากขึ้น จึงเห็นควรให้ทบทวนมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 และวันที่ 9 สิงหาคม 2561 โดยให้ ธพ. พิจารณาแผนปริมาณจัดหาและความต้องการใช้ หากมี LPG ส่วนเกินจากความต้องการใช้ สามารถอนุญาตให้ส่งออก LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติและโรงกลั่นน้ำมันได้ รวมทั้ง ให้มีการติดตามและประเมินผลกระทบต่อฐานะของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จากการนำ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติไปส่งออกและจำหน่ายในประเทศ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า การบริหารจัดการการส่งออก LPG เป็นอำนาจและหน้าที่ของ ธพ. ที่สามารถพิจารณาอนุญาตให้ผู้ค้าส่งออก LPG ได้ อย่างไรก็ตาม การพิจารณาอนุญาตให้ส่งออก LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศ ควรพิจารณาอนุญาตเฉพาะผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่เป็นผู้ผลิต LPG และให้ส่งออกได้ในปริมาณไม่เกินกว่าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ภายในประเทศ
มติของที่ประชุม
1. ยกเลิกหลักการการอนุญาตส่งออก LPG ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 และวันที่ 9 สิงหาคม 2561
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นผู้อนุญาตการส่งออก LPG เป็นรายเที่ยวสำหรับการส่งออก LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศจะพิจารณาอนุญาตเฉพาะผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่เป็นผู้ผลิต LPG และให้ส่งออกได้ในปริมาณไม่เกินกว่าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ภายในประเทศ
3. มอบหมายให้ ธพ. ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) พิจารณา LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพื่อการส่งออกและจำหน่ายในประเทศ หากเกิดผลกระทบต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สกนช. จะมีมาตรการอย่างไร แล้วแจ้งให้ ธพ. ทราบ เพื่อดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 7 .แนวทางการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานสำหรับประชาชน
สรุปสาระสำคัญ
1. ในคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2563 นายกรัฐมนตรีได้สั่งการให้ส่วนราชการและหน่วยงานของรัฐเร่งดำเนินการป้องกัน ควบคุม แก้ไข และบรรเทาผลกระทบจากโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) ให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและประสิทธิผล เพื่อช่วยลดผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 และกระตุ้นเศรษฐกิจของประเทศ โดยกระทรวงพลังงานจึงได้มีการเสนอมาตรการช่วยเหลือประชาชนที่เกี่ยวข้องด้านพลังงาน โดยสามารถสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) มาตรการลดภาระค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย การคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้า สำหรับบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก การตรึงอัตราค่า Ft งวดเดือนพฤษภาคมถึงสิงหาคม 2563 ในอัตรา -11.60 สตางค์ต่อหน่วย หรือลดลง 11.60 สตางค์ต่อหน่วยจากค่าไฟฟ้าฐาน การลดค่าไฟฟ้าร้อยละ 3 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท 3 เดือน ตั้งแต่เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 การขยายเวลาการชำระค่าไฟฟ้าช่วงเดือนเมษายนถึงพฤษภาคม 2563 สำหรับ ธุรกิจโรงแรม และกิจการให้เช่าพักอาศัย และช่วงเดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 สำหรับบ้านอยู่อาศัยที่มีมิเตอร์ 5 แอมป์ (เพิ่มเติม) การขยายมาตรการไฟฟ้าฟรีจาก 50 หน่วย เป็น 90 หน่วย สำหรับบ้านอยู่อาศัยที่มีมิเตอร์ 5 แอมป์ ช่วงเดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 ค่าไฟฟ้าฟรี สำหรับบ้านอยู่อาศัยที่มีมิเตอร์ 5 แอมป์ ช่วงเดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563 ส่วนลดค่าไฟฟ้ารอบบิลเดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563 สำหรับ บ้านอยู่อาศัย โดยใช้หน่วยการใช้ไฟฟ้าของเดือนกุมภาพันธ์เป็นฐานในการอ้างอิง และการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) สำหรับกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง องค์กรที่ไม่แสวงกำไร และการสูบน้ำเพื่อการเกษตร ตั้งแต่เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 (2) มาตรการช่วยเหลือราคา NGV ของกลุ่มรถโดยสารสาธารณะ โดยลดราคาขายปลีก NGV จากเดิมที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม เหลือ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ในช่วงเดือนเมษายนถึงกรกฎาคม 2563 และเหลือ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ในช่วงเดือนสิงหาคมถึง ธันวาคม 2563 และบัตรส่วนลดก๊าซ NGV ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2554 สำหรับ รถโดยสารสาธารณะขนาดเล็ก ไม่เกิน 10,000 บาทต่อเดือนต่อบัตร และขนาดใหญ่ ไม่เกิน 40,000 บาทต่อเดือนต่อบัตร และ (3) มาตรการช่วยเหลือราคา LPG โดยคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563
2. ปัจจุบันสถานการณ์การแพร่ระบาด COVID – 19 ในต่างประเทศยังไม่สามารถควบคุมได้ ทำให้ประเทศไทยยังคงสถานะเฝ้าระวังการแพร่ระบาดของโรค ส่งผลให้สถานการณ์ทางเศรษฐกิจยังคงชะลอตัวอย่างต่อเนื่อง ซึ่งหากยังไม่มีวัคซีนป้องกันและยังคงมีการแพร่ระบาดของ COVID – 19 คาดการณ์ว่าสภาพเศรษฐกิจจะยังคงชะลอตัวอย่างต่อเนื่องต่อไป โดยจะส่งผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน ในประเทศอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ ดังนั้น เพื่อช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานในการดำรงชีพของประชาชน กระทรวงพลังงาน จึงเสนอ “แนวทางการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานสำหรับประชาชน” เพื่อลดผลกระทบด้านพลังงาน และช่วยกระตุ้นเศรษฐกิจของประเทศ ดังนี้
2.1 แนวทางการลดภาระค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย (1) ทบทวนความต้องการรายได้ของการไฟฟ้า ตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบัน ได้กำหนดอัตราผลตอบแทนทางการเงินอ้างอิงจากอัตราส่วนผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) ที่สะท้อนต้นทุนเงินทุนโดยเฉลี่ยของการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง โดยให้มีการทบทวนความเหมาะสมและความจำเป็นต่อการดำเนินการของทรัพย์สินของการไฟฟ้าที่ใช้ในฐานกำหนดผลตอบแทนการลงทุน และให้ใช้อัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) อัตราส่วนหนี้สินต่อสัดส่วนทุน (Debt/Equity Ratio) และอัตราส่วนการลงทุนจากรายได้ (Self-Financing Ratio: SFR) ประกอบการพิจารณา ทั้งนี้ เพื่อให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่ง มีฐานะการเงินที่สามารถบริหารจัดการทางการเงินได้ เพียงพอต่อการขยายกิจการอย่างต่อเนื่องและเหมาะสมในระยะยาว โดยค่า ROIC ที่ใช้เป็นหลักเกณฑ์ทางการเงินดังกล่าว คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานได้ประกาศใช้ตั้งแต่ ปี 2558 ภายใต้นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศ ปี 2554 - 2558 ดังนั้น จึงเสนอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน มีการทบทวนหลักเกณฑ์ทางการเงินดังกล่าวภายใต้บริบทสภาพเศรษฐกิจและพฤติกรรมผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการเปลี่ยนแปลงไปอย่างรวดเร็ว ทั้งนี้ เพื่อให้มีต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เหมาะสม และสอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจปัจจุบัน (2) บริหารจัดการปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม เนื่องจากการชะลอตัวทางเศรษฐกิจของประเทศ จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของ COVID-19 มีผลทำให้ปริมาณการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศลดลงจากที่ประมาณการไว้ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561 – 2580 (PDP 2018) ส่งผลให้ปัจจุบันมีปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ (Reserve Margin: RM) มากกว่าร้อยละ 37 ของกำลังผลิตติดตั้งทั้งประเทศ ดังนั้น จึงเสนอให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย จัดทำแผนหรือมาตรการเพื่อลดปัญหาปริมาณ Reserve Margin ของประเทศ รวมทั้งยังช่วยลดต้นทุนค่าไฟฟ้าลงได้อีกทางหนึ่ง (3) เดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้นทุนต่ำ (Merit Order) ในการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของประเทศ มีลำดับการวางแผนและสั่งการเดินเครื่อง 3 ระดับ คือ (3.1) การเดินเครื่องเพื่อรักษาความมั่นคง หรือที่เรียกว่า Must run (3.2) การเดินเครื่องขั้นต่ำตามสัญญารับซื้อ หรือ Must take และ (3.3) การเดินเครื่องตามโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุดตามลำดับ (Merit order) ประกอบกับปัจจุบันมีปริมาณ Reserve ค่อนข้างสูง จึงอาจพิจารณาเพิ่มทางเลือกในการปรับสัดส่วน Must Run ได้ ดังนั้น จึงเสนอให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน จัดทำแผนการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า โดยให้มีสัดส่วน Merit Order เพิ่มขึ้น และดำเนินการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามแผน ทั้งนี้ เพื่อช่วยลดต้นทุนค่าไฟฟ้าลงจากการเรียกเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้นทุนต่ำ และมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานติดตามกำกับดูแลการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าดังกล่าวต่อไป
2.2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อเป็นการทบทวนความเหมาะสมของการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติในสถานการณ์ปัจจุบัน และช่วยลดภาระของประชาชนด้านพลังงาน จึงเสนอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการ ดังนี้ (1) กำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) ซึ่งประกอบด้วยค่าใช้จ่ายสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทน (S1) และค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซธรรมชาติและการส่งก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด (S2) และ (2) ทบทวนค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ ประกอบด้วย การพิจารณาหลักการ Revalue ของสินทรัพย์ทางท่อ และผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม IRR/ ROE/ WACC
2.3 การช่วยเหลือราคา NGV ที่ผ่านมา กระทรวงพลังงานได้มีมาตรการบรรเทาความเดือดร้อนประชาชน โดย ปตท. เข้าช่วยเหลือลดราคา NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะจาก 15.31 บาท ต่อกิโลกรัม ลงมาอยู่ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ในช่วงเดือนเมษายนถึง กรกฎาคม 2563 และ 13.62 บาท ต่อกิโลกรัม ในช่วงเดือนสิงหาคมถึงธันวาคม 2563 แล้ว อย่างไรก็ตาม เห็นควรให้มีการปรับปรุงต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ โดยเสนอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ปรับปรุงต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ในโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ประกอบด้วย ค่าเนื้อก๊าซธรรมชาติ, ค่าบริการจัดหา (S), ค่าผ่านท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Td1+3 + Tc) และค่าใช้จ่ายดำเนินการ ให้มีความเหมาะสม สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง และสอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจในปัจจุบัน
2.4 ทบทวนหลักเกณฑ์ในการจัดสรรเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้า ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สามารถดำเนินการสนับสนุนการสร้างงานสร้างรายได้และกระตุ้นเศรษฐกิจ ตามนโยบายการกระตุ้นเศรษฐกิจ สร้างงานสร้างรายได้ของรัฐบาล จึงเสนอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ปรับปรุงระเบียบ/หลักเกณฑ์การจัดสรรเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อให้สามารถจัดสรรเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในโครงการต่างๆ เพื่อช่วยกระตุ้นเศรษฐกิจ สร้างงาน สร้างรายได้ให้แก่ประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล พร้อมเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
3. ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา “แนวทางการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานสำหรับประชาชน” และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการดังนี้ (1) มอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปดำเนินการทบทวนความต้องการรายได้ของการไฟฟ้า (ข้อ 2.1(1)) ทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ (ข้อ 2.2) ปรับปรุงต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ในโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ NGV (ข้อ 2.3) ทบทวนหลักเกณฑ์ในการจัดสรรเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า (ข้อ 2.4) และร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยจัดทำแผนการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า รวมทั้งติดตามกำกับดูแลการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยให้เป็นไปตามแผนดังกล่าว (ข้อ 2.1(3)) โดยดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2563 และนำมารายงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป และ (2) มอบหมายสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย รับไปดำเนินการบริหารจัดการปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม (ข้อ 2.1(2)) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2563 และนำมารายงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานสำหรับประชาชน ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการ ดังนี้
1. มอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปดำเนินการทบทวนความต้องการรายได้ของการไฟฟ้า (ข้อ 2.1(1)) ทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ (ข้อ 2.2) ปรับปรุงต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติในโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ NGV (ข้อ 2.3) ทบทวนหลักเกณฑ์ในการจัดสรรเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า(ข้อ 2.4) และร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จัดทำแผนการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า รวมทั้งติดตามกำกับดูแลการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้เป็นไปตามแผนดังกล่าว (ข้อ 2.1(3)) โดยดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2563 และนำมารายงานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ต่อไป
2. มอบหมายสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ร่วมกับ กฟผ. รับไปดำเนินการบริหารจัดการปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม (ข้อ 2.1(2)) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2563 และนำมารายงาน กบง. ต่อไป
กบง.ครั้งที่ 7/2563 (ครั้งที่ 21) วันพุธที่ 11 พฤศจิกายน พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2563 (ครั้งที่ 21)
วันพุธที่ 11 พฤศจิกายน พ.ศ. 2563 เวลา 13.30 น.
1. รายงานแผนพลังงาน 4 แผน ที่ผ่านความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี
3. แนวทางการส่งเสริมโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
4. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
6. แนวทางการช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะ
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 . รายงานแผนพลังงาน 4 แผน ที่ผ่านความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนพลังงาน 4 แผน ดังนี้ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (Power Development Plan 2018 Revision 1 : PDP 2018 Rev.1) (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (Alternative Energy Development Plan 2018 : AEDP2018) (3) แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (Energy Efficiency Plan 2018 : EEP2018) และ (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ทั้งนี้ แผนพลังงานทั้ง 4 แผนดังกล่าวเป็นแผนระดับที่ 3 ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2560 เรื่อง แนวทางการเสนอแผน เข้าสู่การพิจารณาของคณะรัฐมนตรี ซึ่งกำหนดแนวทางให้ทุกส่วนราชการและหน่วยงานของรัฐนำเสนอแผนระดับที่ 3 ต่อสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ เพื่อพิจารณาเบื้องต้นก่อนนำเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป
2. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2563 สภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ได้มีมติเห็นชอบในหลักการของแผนระดับที่ 3 ของกระทรวงพลังงาน ทั้ง 4 แผนดังกล่าว และเห็นควรให้กระทรวงพลังงานเร่งทบทวนแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 แผน EEP2018 แผน AEDP2018 และ Gas Plan 2018 รวมทั้งแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งอยู่ระหว่างการจัดทำ โดยให้จัดทำแผนบูรณาการให้เป็นแผนพัฒนาด้านพลังงานของประเทศไทย 1 แผน รวมทั้ง กำหนดเป้าหมายในช่วงระยะเวลา 5 ปี ให้สอดคล้องกับช่วงเวลาของแผนแม่บทภายใต้ยุทธศาสตร์ชาติ และนำผลการพิจารณาทบทวนแผนดังกล่าวเสนอต่อ กพช. ภายใน 6 เดือน เพื่อเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบแผนพลังงานทั้ง 4 แผน ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 โดยให้กระทรวงพลังงาน รับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้ง พิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 ที่ประชุมคณะรัฐมนตรีได้รับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ดังนี้ (1) เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) กระทรวงมหาดไทย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และหน่วยงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บทฯ ต่อไป ทั้งนี้จะต้องคำนึงถึงความคุ้มค่าของการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและให้มีผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนให้น้อยที่สุด (2) มอบหมายให้ พน. โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาอนุมัติในรายละเอียดต่อไป
2. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560-2564 (แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น) โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถพิจารณาทบทวนกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นอย่างมีนัยสำคัญ ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้รับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว
3.สาระสำคัญของแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น เป็นแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดให้สอดคล้องกับกรอบการพัฒนาตามแผนแม่บทฯ เพื่อให้เกิดการนำไปปฏิบัติในเชิงรูปธรรมในระยะสั้น ครอบคลุมช่วงปี พ.ศ. 2560 – 2564 ซึ่งเป็นระยะการพัฒนาโครงการนำร่องเพื่อทดสอบความเหมาะสมทางเทคนิค และความคุ้มค่าของการลงทุนในแต่ละเทคโนโลยี และนำผลที่ได้จากการศึกษา ทดสอบและวิจัยมาพิจารณาทบทวนถึงความเหมาะสมในการนำไปใช้พัฒนาจริงในระยะต่อไป โดยแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นเป็นการดำเนินงานผ่าน 3 เสาหลัก ได้แก่ เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน และแผนอำนวยการสนับสนุนการขับเคลื่อน ซึ่งครอบคลุมทั้งหมด 5 หัวข้อหลัก ได้แก่ ระบบบริหารจัดการพลังงาน (Energy Management System: EMS) การออกแบบกลไกราคาและสิ่งจูงใจ และการตอบสนองด้านโหลด (Pricing & Incentive Design & Demand Response) ระบบไมโครกริด (Microgrid) ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) และระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน โดยมีเป้าหมายและผลประโยชน์ในภาพรวมที่จะเกิดขึ้นภายใต้เป้าหมายของแต่ละแผนงานของแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น
4.สนพ. ได้ดำเนินการติดตามและรวบรวมความคืบหน้าของการดำเนินการตามแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น อย่างต่อเนื่องโดยพบว่า หน่วยงานที่ได้รับมอบหมายตามแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นได้ขอปรับปรุงแก้ไขรายละเอียดการดำเนินโครงการตามที่ระบุไว้ในแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น รวมถึงมีการเพิ่มเติมโครงการ/กิจกรรมอื่นๆ ด้านสมาร์ทกริดที่ไม่อยู่ภายใต้แผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น แต่เป็นกิจกรรมที่เกี่ยวข้องกับสมาร์ทกริด เช่น โครงการที่มีการเริ่มต้นดำเนินงานก่อนการจัดทำแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น ซึ่งเป็นโครงการที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานหรือโครงการตามภารกิจงานของหน่วยงานในอนาคต ทั้งนี้คณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมครั้งที่ 2/2561 (ครั้งที่ 8) เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2561 มีมติรับทราบการปรับปรุงกรอบงบประมาณและรายละเอียดการดำเนินโครงการ ตามแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น และเห็นชอบการเพิ่มเติมรหัสโครงการ สำหรับโครงการหรือกิจกรรมอื่นๆ ด้านสมาร์ทกริดของหน่วยงานหลักตามที่ สนพ. นำเสนอ ซึ่ง สนพ. ได้ดำเนินการติดตามและรวบรวมความคืบหน้าการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น ซึ่งหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายเริ่มดำเนินงานอย่างเป็นรูปธรรม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 . แนวทางการส่งเสริมโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันจันทร์ที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา (4) เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหาร การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป
2.กระทรวงพลังงานได้มีการทบทวนโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยคำนึงถึงการจัดหาวัตถุดิบที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และให้เกษตรกรได้รับประโยชน์อย่างแท้จริง จึงได้ปรับปรุงหลักการการรับซื้อและเงื่อนไขของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการนำร่อง) จากมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 โดยสรุปการเปรียบเทียบข้อแตกต่างจากเงื่อนไขเดิมได้ ดังนี้ (1) ประเภทเชื้อเพลิง เงื่อนไขเดิม ประกอบด้วย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และเชื้อเพลิงแบบผสมผสานร่วมกับพลังงานแสงอาทิตย์ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) ประกอบด้วย ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) (2) เป้าหมายการรับซื้อ เงื่อนไขเดิม 700 เมกะวัตต์ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) 150 เมกะวัตต์ (ชีวมวล 75 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 75 เมกะวัตต์) (3) ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายต่อโครงการ เงื่อนไขเดิม ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) โรงไฟฟ้าชีวมวล ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการ และโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ ไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ (4) รูปแบบผู้เสนอโครงการ เงื่อนไขเดิม คือ ภาคเอกชน หรือภาคเอกชนร่วมกับองค์กรของรัฐ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) เฉพาะภาคเอกชน (5) การแบ่งผลประโยชน์ เงื่อนไขเดิม ได้แก่ หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และมีส่วนแบ่งจากรายได้ที่เกิดจากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใดๆ ทั้งสิ้น ในอัตรา 25 สตางค์ต่อหน่วย ให้กับกองทุนหมู่บ้านในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า (ขอบเขตตามหลักเกณฑ์ของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า) เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) ได้แก่ หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และผลประโยชน์อื่นๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้า โดยให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภค ด้านการศึกษา เป็นต้น และ (6) วิธีการคัดเลือกโครงการ เงื่อนไขเดิม ใช้การประเมินคุณสมบัติขั้นต้นและให้คะแนนข้อเสนอด้านเทคนิคและด้านผลประโยชน์คืนสู่ชุมชน เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) ใช้วิธีแข่งขันทางด้านราคา
3. เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2563 คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ได้มีมติให้ดำเนินโครงการนำร่อง โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยมีหลักการการรับซื้อและเงื่อนไข ดังนี้ (1) มีเป้าหมายการรับซื้อ 150 เมกะวัตต์ โดยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายใน 36 เดือน นับถัดจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA, Power Purchase Agreement) แบ่งเป็นเชื้อเพลิงชีวมวล ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ (2) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) (3) ประเภทเชื้อเพลิง มี 2 ประเภท คือ ชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) (4) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น (5) สัญญารับซื้อไฟฟ้าเป็นสัญญาแบบ Non-Firm ระยะเวลา 20 ปี (6) วิธีการคัดเลือกโครงการ จะดำเนินการคัดเลือก โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ด้วยวิธีการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) (7) โครงการที่ยื่นขอขายไฟฟ้าต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ (8) รูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 ส่วน คือ ผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชน) ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 90 และวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน และมีสมาชิกรวมกันไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 10 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิ) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า (9) การแบ่งผลประโยชน์หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า (10) การแบ่งผลประโยชน์อื่น ๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้า ให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภค ด้านการศึกษา เป็นต้น (11) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงโดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อพืชพลังงาน ระยะเวลาการรับซื้อพืชพลังงาน คุณสมบัติของพืชพลังงาน และราคารับซื้อพืชพลังงานไว้ในสัญญาด้วย โดยพืชพลังงานที่จะนำมาใช้จะต้องได้มาจากการปลูกโดยวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน หรือเกษตรกรบริเวณใกล้เคียง อย่างน้อยร้อยละ 80 และผู้ประกอบการสามารถจัดหาเองได้ ไม่เกินร้อยละ 20 (12) ปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศการรับซื้อกำหนด โดยไม่เกิน 3 เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) และ ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าชีวมวล และ (13) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด หรือมิได้ดำเนินการตามแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้
4. ในการประชุมคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าฯ ซึ่งกระทรวงพลังงานได้เสนอให้ใช้วิธีการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานให้ความเห็น อาจมีแนวทางดำเนินการ ดังนี้ (1) ข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านเทคนิค เสนอให้แต่งตั้งคณะทำงาน/อนุกรรมการ จากผู้แทนของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (กฟผ. กฟน. และ กฟภ.) เป็นผู้ดำเนินการพิจารณาตรวจสอบคุณสมบัติและประเมินข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านเทคนิค (2) ข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านราคา เสนอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เป็นผู้ดำเนินการประเมินข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านราคา สำหรับผู้ยื่นข้อเสนอที่ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติและการประเมินข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านเทคนิค
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบกรอบหลักการและเงื่อนไขการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบFeed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการนำร่อง) ดังนี้
(1) มีเป้าหมายการรับซื้อ 150 เมกะวัตต์ โดยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายใน 36 เดือน นับถัดจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA, Power Purchase Agreement) แบ่งเป็น (1) เชื้อเพลิงชีวมวล ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ และ (2) เชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์
(2) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
(3) ประเภทเชื้อเพลิง มี 2 ประเภท คือ ชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25)
(4) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น
(5) สัญญารับซื้อไฟฟ้าเป็นสัญญาแบบ Non-Firm ระยะเวลา 20 ปี
(6) วิธีการคัดเลือกโครงการ จะมีการพิจารณาข้อเสนอขอขายไฟฟ้าทางด้านเทคนิคและด้านราคา ดังนี้ (1) ด้านเทคนิค จะมีการตรวจสอบคุณสมบัติตามเงื่อนไข และประเมินด้านเทคนิค อาทิเช่น ความพร้อมด้านเทคโนโลยี ความพร้อมด้านการเงิน ความพร้อมด้านพื้นที่มีระบบสายส่งรองรับ ความพร้อมด้านเชื้อเพลิง รวมถึงพื้นที่ปลูก การบริหารน้ำและปัจจัยอื่นๆ ตลอดจน มีผู้เชี่ยวชาญด้านการเกษตร เป็นต้น ผู้ที่ผ่านเกณฑ์ด้านเทคนิคเท่านั้นที่จะได้รับการพิจารณาด้านราคาต่อไป และ (2) ด้านราคา จะเป็นการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยผู้ยื่นเสนอโครงการจะต้องเสนอส่วนลดในส่วนของ FiT คงที่ ซึ่งเป็นส่วนของค่าใช้จ่ายในการสร้างโรงไฟฟ้า โดยผู้ที่เสนอส่วนลดสูงสุดจะได้รับการพิจารณาเป็นลำดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ
(7)โครงการที่ยื่นขอขายไฟฟ้า ต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ
(8)รูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 ส่วน คือ (1) ผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชน) ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 90 และ (2) วิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน และมีสมาชิกรวมกันไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 10 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิ) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า
(9) การแบ่งผลประโยชน์ (1) หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และ (2) ผลประโยชน์อื่น ๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้า ให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภค ด้านการศึกษา เป็นต้น
(10) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงโดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อพืชพลังงาน ระยะเวลาการรับซื้อพืชพลังงาน คุณสมบัติของพืชพลังงาน และราคารับซื้อพืชพลังงานไว้ในสัญญาด้วย โดยพืชพลังงานที่จะนำมาใช้จะต้องได้มาจากการปลูกโดยวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน หรือเกษตรกรบริเวณใกล้เคียง อย่างน้อยร้อยละ 80 และผู้ประกอบการสามารถจัดหาเองได้ ไม่เกินร้อยละ 20
(11) ปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศการรับซื้อกำหนด โดยไม่เกิน 3 เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) และไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ สำหรับโรงไฟฟ้าชีวมวล
(12) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด หรือมิได้ดำเนินการตามแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาให้ความเห็นชอบตามข้อ 1 และพิจารณามอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการนำร่อง) และดำเนินการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป
เรื่องที่ 4 . แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1 โครงการนำร่อง และรับทราบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 2 และระยะที่ 3 โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปศึกษาการดำเนินการเพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ทดสอบนำเข้า LNG แบบตลาดจร (Spot) จำนวน 2 ลำเรือ ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน ซึ่งเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2562 และวันที่ 21 เมษายน 2563 กฟผ. ได้นำเข้า LNG แบบ Spot 2 ลำเรือ ปริมาณ 65,000 ตันต่อลำเรือ โดยนำก๊าซที่แปรสภาพแล้วไปใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกงชุดที่ 5 โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ชุดที่ 4 และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้รายงานผลการนำเข้าให้ กบง. รับทราบแล้วเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563
2. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป ซึ่ง สนพ. กกพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ปตท. และ กฟผ. ได้มีการประชุมร่วมกันหลายครั้ง และได้เสนอคณะอนุกรรมการบริหารจัดการ การจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ ซึ่งสรุปแนวทางได้ 2 รูปแบบ ดังนี้
2.1 ปรับปรุงแนวทางฯ จากที่ กพช. ได้รับทราบไว้แล้วเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ดังนี้ (1) ธุรกิจต้นน้ำในการจัดหา LNG ให้มี Shipper หลายรายทำหน้าที่จัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติไปยังลูกค้าโดยตรง และมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG รายใหม่เข้ามาลงทุนเชื่อมต่อกับระบบ (2) ธุรกิจกลางน้ำ กำหนดราคาก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas (Old Demand/Supply) และราคาตลาด LNG นำเข้า (New Demand/Supply) ทั้งนี้ สัดส่วนของราคา Pool จะค่อยๆ ลดลงตามสัญญาเก่าที่ทยอยหมดอายุ สำหรับสัญญาที่ต่อใหม่ให้เป็น New Supply/Demand และให้ ปตท. เตรียมจัดตั้งหน่วยงานหรือองค์กรผู้บริหารระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator : TSO) ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และ (3) ด้านธุรกิจปลายน้ำ กำหนดผู้ใช้ก๊าซฯ ต้องเข้าระบบแข่งขัน (ยกเว้นที่ติดสัญญาระยะยาวให้รอจนกว่าสัญญาหมดอายุ) และเริ่มเปิดให้มีผู้บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution System Operator หรือ DSO) รายใหม่ ในส่วนที่ปรับปรุงแนวทางฯ จากที่ กพช. ได้รับทราบเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ในส่วนแรกจะเป็นการอนุญาตให้มีการนำเข้า LNG เพิ่มจาก LNG สัญญาระยะยาวที่ทำไว้ (LNG Flexible Supply) โดยนำเข้าจากตลาดจร (Spot) ในช่วงที่เงินบาทแข็งค่าและ LNG มีราคาต่ำกว่าราคา Pool Gas เพื่อช่วยให้ค่าไฟฟ้ามีราคาลดลง สำหรับการปรับปรุงส่วนที่ 2 เป็นเรื่องที่ยังไม่เชื่อมโยงกับการดำเนินนโยบาย SPP Pool เนื่องจาก สนพ. ยังอยู่ในช่วงการศึกษาและเตรียมการจัดตั้งตลาดกลางการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนและกำลังศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้าในอนาคต ทั้งนี้ การปรับปรุงแนวทางฯ รูปแบบนี้มีข้อดีคือ เป็นการเปิดเสรีอย่างแท้จริงทั้งในส่วนที่จัดหาและค้าส่งไปพร้อมกัน เห็นผลรวดเร็ว Shipper ต้องมี Demand ของตนเอง ช่วยเพิ่ม Bargaining Power และส่งเสริมให้ภาคเอกชนไทยเข้าสู่ธุรกิจก๊าซส่วนUpstream/Midstream และแข่งขันกับต่างชาติได้ รวมทั้งภาครัฐสามารถคุมนโยบายและการปฏิบัติได้โดยไม่มีภาระความรับผิดชอบทางธุรกิจ แต่มีข้อเสียคือต้องมี Major New Demand จึงจะเกิด New Shipper และสร้างการแข่งขันได้
2.2 รูปแบบ Enhance Single Buyer (ESB) ปตท. ได้เสนอรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ควบคู่กับการส่งเสริมการแข่งขันในธุรกิจไฟฟ้า โดย ปตท. จะทำหน้าที่เป็นผู้จัดหา (Aggregator) ก๊าซธรรมชาติ ที่เปิดโอกาสให้ Shippers/Suppliers สามารถแข่งขันขาย LNG ส่วนเพิ่ม(ปริมาณส่วนเพิ่มในแต่ละช่วงเวลากำหนดโดย กพช.) ผ่าน ปตท. เพื่อให้ประโยชน์เกิดกับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกราย และยังคงมั่นใจได้ว่าการจัดหาและจัดส่งก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างต่อเนื่อง ไม่กระทบต่อความมั่นคงทางพลังงานของประเทศในภาพรวม โดยรูปแบบ ESB มีข้อดีคือ เปิดแข่งขันได้แม้ไม่มี New Demand โดยเริ่มจากการแข่งขันจัดหาเข้า Pool โดยผู้จัดหาไม่ต้องมี Demand ของตนเอง ผู้ค้าส่งไม่ต้องนำเข้าก๊าซเอง และมีข้อเสียคือ ใช้เวลานานกว่าการเปิดเสรีทั้งระบบ ไม่สามารถทดสอบการใช้งาน TPA ทั้งระบบพร้อมกันได้ ภาครัฐต้องบริหาร Pool Gas ทั้งด้านราคา คุณภาพ และปริมาณ และรับความเสี่ยงในการบริหาร สัญญาซื้อ-ขายก๊าซทั้งระบบ ทำให้ยากต่อการแข่งขันทั้งระบบอย่างแท้จริง (ปตท. ยังมีบทบาทสำคัญในธุรกิจก๊าซ) นอกจากนี้ยังมีข้อจำกัดสำคัญคือ กฟผ. ไม่สามารถแข่งขันในการจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ เนื่องจากพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2511 กำหนดบทบาท กฟผ. ไว้ในด้านการผลิตไฟฟ้าและบริหารจัดการระบบสายส่งเท่านั้น
3. คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ได้รับทราบว่าปริมาณการจัดหาก๊าซฯ ในช่วงปี 2561 - 2572 จะเป็นไปตามสัญญาระยะยาวของ ปตท.เมื่อถึงปลายปี 2572 สัดส่วนการจัดหาของ ปตท. จาก 100% จะลดลงเหลือประมาณ 58% และหลังปี 2572 จะเป็นโอกาสของตลาดของการแข่งขันอย่างแท้จริง และจากการพิจารณาข้อดีและข้อเสียของการปรับปรุงแนวทางตามข้อ 2.1 และ 2.2 คณะอนุกรรมการฯ มีความเห็นว่าแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ระยะเปลี่ยนผ่านก่อนการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ ในช่วงปี 2563 – 2567 ควรเป็นรูปแบบการปรับปรุงแนวทางเดิมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ตามข้อ 2.1
4. กกพ. ได้อนุมัติให้ใบอนุญาตประกอบการกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) ทำให้นอกจาก ปตท. แล้ว ณ เดือนมิถุนายน 2563 มี New Shippers 4 ราย ได้แก่ (1) กฟผ. (2) บริษัท บี.กริม แอลเอ็นจี จำกัด (3) บริษัท กัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด (มหาชน) และ (4) บริษัท หินกองเพาเวอร์โฮลดิ้ง จำกัด ต่อมาเมื่อวันที่ 10 กันยายน 2563 สนพ. ได้เชิญ Shipper ทั้ง 4 ราย มาประชุมแลกเปลี่ยนความเห็น โดย New Shippers สนับสนุนให้เร่งประกาศนโยบายเปิดเสรีกิจการก๊าซฯ และมีความเห็นสรุปได้ดังนี้ (1) การใช้บริการสถานี LNG Terminal/ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ควรกำหนดอัตราค่าปรับการใช้บริการให้ชัดเจนและเหมาะสม ปรับปรุงการจองใช้บริการ LNG Terminal ให้สามารถใช้บริการได้จริง ข้อกำหนดการส่งเสริมให้เป็น LNG Hub ระยะแรกควรมีความยืดหยุ่นเพื่อให้ Shipper แต่ละรายมีเวลาปรับตัว การนำเข้า LNG ของ Shipper มีการใช้เฉพาะท่อส่งก๊าซบนบกเท่านั้น จึงควรคิดค่าผ่านท่อให้สอดคล้องกับการใช้งานจริง และควรจัดตั้งหน่วยงานกลางในการกำกับดูแล ควบคุมการเรียกรับก๊าซและคุณภาพก๊าซจากแหล่งต่างๆ เพื่อให้เกิดความเป็นธรรม (2) กกพ. ควรเผยแพร่ข้อมูลให้ทันสมัยตลอดเวลา เพื่อให้ Shipper ทุกรายสามารถเข้าถึงข้อมูลได้อย่างเท่าเทียมและรวดเร็ว การกำหนดราคาก๊าซสำหรับผู้ใช้ก๊าซในภาคไฟฟ้า ควรมีความเท่าเทียมด้านต้นทุนค่าเชื้อเพลิง และแข่งขันที่ประสิทธิภาพการผลิตของโรงไฟฟ้าเป็นหลัก การกำหนดกลไกในการบริหารจัดการปริมาณ LNG ที่ขาด/เกิน ควรมีความชัดเจน เช่น แบ่งเป็นส่วนเพื่อการค้าและส่วนเพื่อความมั่นคง การบริหารจัดการ Take or Pay ควรเปิดเผยข้อมูลและการบริหารจัดการสัญญาแต่ละแหล่งให้สาธารณะได้รับรู้อย่างครบถ้วนและมิให้เป็นภาระของประเทศ และ (3) ควรมีโครงสร้างราคาการแข่งขันที่ชัดเจน และประกาศราคาอ้างอิงล่วงหน้าเพื่อให้ shipper ใช้เป็นเกณฑ์ในการตัดสินใจในการทำข้อผูกพันแต่ละครั้ง
5. จากผลการดำเนินการระยะที่ 1 โครงการนำร่องของ กฟผ. ความพร้อมในการเตรียมการระยะที่ 2 ระยะเปลี่ยนผ่าน ความเห็นจากคณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหาฯ ประกอบกับความเห็นจาก New Shippers ทุกราย ฝ่ายเลขานุการฯ จึงมีข้อเสนอดังนี้ (1) มอบหมาย กกพ. เร่งดำเนินการในเรื่องที่เกี่ยวข้องเพื่อพร้อมเปิดการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 2 ภายในเดือนธันวาคม 2563 ประกอบด้วย การจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ให้ Shipper ทุกรายมี Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code ของระบบท่อส่งก๊าซฯ และสถานี LNG กำหนดค่าปรับความไม่สมดุลทางบวกและทางลบ ค่าปรับการใช้ความสามารถในการให้บริการเกินกำหนดของระบบส่งก๊าซฯ กำหนดแนวทางการกำกับ กลไกและเครื่องมือการบริหารจัดการตลาดเพื่อให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ให้เหมาะสมกับปัจจุบันและรองรับในอนาคต โดยมอบ กกพ. เป็นหน่วยงานกลางในการกำกับกิจการก๊าซฯ และนำความเห็นของ New Shipper ไปประกอบการพิจารณาเพื่อให้การเปิดการแข่งขันฯ โปร่งใส เป็นธรรมและทั่วถึง (2) ปรับปรุงอำนาจและหน้าที่ของคณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยเพิ่มการบริหาร กำกับ ติดตาม การจัดหาก๊าซฯ เพื่อความความมั่นคง โดยครอบคลุมการจัดหาทั้งจากอ่าวไทยและนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซฯ และจากการนำเข้า LNG และกำหนดหลักเกณฑ์ เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มี Shipper หลายราย และเพื่อใช้ในการวางแผนการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ อาจต้องปรับปรุงองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ เพื่อรองรับอำนาจและหน้าที่ที่เพิ่มขึ้นด้วย โดยมอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำคำสั่ง และเสนอประธาน กบง. พิจารณาลงนามในคำสั่งต่อไป และ (3) มอบหมาย สนพ. ทบทวนหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ซึ่งตามมติ กพช. วันที่ 28 มิถุนายน 2553 กำหนดราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตาที่มีความหนืดปานกลาง (2% Sulphur) และให้เสนอ กบง. และ กพช. พิจารณา
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในช่วงปี 2564 – 2572 ตามรูปแบบปรับปรุงแนวทางเดิมตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ดังนี้ (1) ธุรกิจต้นน้ำในการจัดหา LNG ให้มีระบบที่มีการแข่งขันการจัดหา LNG โดยให้มี Shipper หลายรายทำหน้าที่จัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติไปยังลูกค้าโดยตรง และมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG รายใหม่เข้ามาลงทุนเชื่อมต่อกับระบบ (2) ธุรกิจกลางน้ำ กำหนดราคาก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas (Old Demand/Supply) และราคาตลาด LNG นำเข้า (New Demand/Supply) ทั้งนี้ สัดส่วนของราคา Pool จะค่อยๆ ลดลงตามสัญญาเก่าที่ทยอยหมดอายุ สำหรับสัญญาที่ต่อใหม่ให้เป็น New Supply/Demand และให้ ปตท. เตรียมจัดตั้ง TSO ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อเป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซ และรักษาสมดุลของระบบท่อ (3) ด้านธุรกิจปลายน้ำ กำหนดผู้ใช้ก๊าซฯ ต้องเข้าระบบแข่งขัน (ยกเว้นที่ติดสัญญาระยะยาวให้รอจนกว่าสัญญาหมดอายุ) และเริ่มเปิดให้มีผู้บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution System Operator หรือ DSO) รายใหม่ ทั้งนี้ในส่วนที่ปรับปรุงแนวทางฯ จากที่ กพช. ได้รับทราบไว้แล้วเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ในส่วนแรกจะเป็นการอนุญาตให้มีการนำเข้า LNG เพิ่มจาก LNG ที่เป็นสัญญาระยะยาวที่ทำไว้ (LNG Flexible Supply) โดยนำเข้าจากตลาดจร (Spot) ในช่วงที่เงินบาทแข็งค่าและ LNG มีราคาต่ำกว่าราคา Pool Gas ในวัตถุประสงค์เพื่อช่วยให้ค่าไฟฟ้ามีราคาลดลงจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่ถือเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า สำหรับการปรับปรุงส่วนที่ 2 เป็นเรื่องที่ยังไม่เชื่อมโยงกับการดำเนินนโยบาย SPP Pool เนื่องจาก สนพ. ยังอยู่ในช่วงการศึกษา และเตรียมการจัดตั้งตลาดกลางการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนและกำลังศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้าในอนาคต
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เร่งดำเนินการในเรื่องที่เกี่ยวข้อง เพื่อพร้อมเปิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ภายในเดือนธันวาคม 2563 ดังนี้ (1) จัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) ให้ Shipper ทุกรายมี Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (3) ทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code ของระบบท่อส่งก๊าซฯ และสถานี LNG (4) กำหนดค่าปรับความไม่สมดุลทางบวกและทางลบ ค่าปรับการใช้ความสามารถในการให้บริการเกินกำหนดของระบบส่งก๊าซฯ (5) กำหนดแนวทางการกำกับ กลไกและเครื่องมือการบริหารจัดการตลาดเพื่อให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ให้เหมาะสมกับปัจจุบันและรองรับในอนาคต และ (6) มอบ กกพ. เป็นหน่วยงานกลางในการกำกับกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยนำความเห็นของ New Shipper ไปประกอบการพิจารณาเพื่อให้การเปิดการแข่งขันฯ โปร่งใส เป็นธรรมและทั่วถึง
3. เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยให้มีผู้ทรงคุณวุฒิเข้ามาช่วยพิจารณารูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันราคา LNG นำเข้า โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสมและแนวทางต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อช่วยส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติได้จริงอย่างเป็นรูปธรรม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบหลักการการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ต่อมาเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 และวันที่ 21 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยให้ทดลองนำเข้า LNG แบบตลาดจร (Spot) จำนวน 2 ลำเรือ (Cargoes) โดย Cargo ละประมาณ 65,000 ตัน ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน ตามกำหนดเวลาคือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ซึ่ง กฟผ. ได้นำเข้าลำเรือที่ 1 เมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 เมื่อวันที่ 21 เมษายน 2563 และส่งให้ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 โรงไฟฟ้าบางปะกงชุดที่ 5 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ชุดที่ 4 แล้วเสร็จ จากการประเมินผลกระทบจากการจัดหา LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ พบว่า ราคา LNG ของ กฟผ. ต่ำกว่าราคาก๊าซฯ Pool ส่งผลให้มูลค่าเชื้อเพลิงลดลงประมาณ 656.58 ล้านบาท และมีผลให้ค่าเชื้อเพลิงในค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ลดลงโดยเฉลี่ยประมาณ 0.56 สตางค์ต่อหน่วย
2. 2. กฟผ. ได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้า โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และสามารถบริหารจัดการต้นทุนค่าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ของ กฟผ. ได้อย่างมีประสิทธิภาพ โดยกำหนดแนวทางดำเนินการ ดังนี้ (1) จัดซื้อจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) โดยจัดทำร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติฉบับใหม่ (Global DCQ) ระยะเวลา 10 ปี และกำหนดปริมาณซื้อขายก๊าซเฉลี่ยต่อวัน (Daily Contract Quantity : DCQ) ตามความเหมาะสมกับความต้องการและสอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เกิดความยืดหยุ่น โดยที่ กฟผ. ไม่เกิดความเสี่ยงจากบทปรับที่ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ต่ำกว่าปริมาณขั้นต่ำรายปี (Minimum Take) และไม่กระทบต่อภาระ Take or Pay ของ ปตท. (2) จัดหา LNG สำหรับปริมาณความต้องการใช้ก๊าซฯ ของ กฟผ. ในส่วน ที่เกินจากปริมาณตามข้อผูกพันใน Global DCQ เพื่อเพิ่มทางเลือกและเสริมความมั่นคงการจัดหาเชื้อเพลิง ให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และเพิ่มความยืดหยุ่นในการบริหารต้นทุนค่าเชื้อเพลิงก๊าซฯ ของ กฟผ. ต่อมาเมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2563 กฟผ. มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน เพื่อเสนอแผนการนำเข้า LNG ของ กฟผ. สำหรับปี 2563 - 2565 (3 ปี) ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการ กฟผ. เพื่อขอให้นำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณา ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2563 กฟผ. และ ปตท. ได้ลงนามสัญญา Global DCQ โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2563 กำหนดอายุสัญญา 10 ปี และเมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2563 กฟผ. มีหนังสือ ถึง สนพ. เสนอการปรับปรุงแผนการจัดหา LNG จากปี 2563 – 2565 เป็นปี 2564 - 2566 สำหรับปี 2563 หาก กบง. และ/หรือ กพช. มีมติอนุมัติแผนการจัดหา LNG ภายในเดือนพฤศจิกายน 2563 กฟผ. คาดการณ์ว่าจะสามารถนำเข้า LNG ได้ในปริมาณไม่เกิน 1 ลำเรือ หรือประมาณ 70,000 ตัน พร้อมรายงานผลการประเมินต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ระหว่างปี 2564 – 2566
3. แผนการจัดหา LNG ของ กฟผ. สำหรับใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกง โรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าวังน้อย ปี 2563 – 2566 มีปริมาณจัดหาไม่เกิน 0.07 1.90 1.80 และ 1.80 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ และการประเมินต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในค่า Ft ระหว่างปี 2564 – 2566 (3 ปี) เท่ากับ -2.88 -1.44 และ -1.13 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ ทั้งนี้ กฟผ. สามารถนำเข้า LNG ตามแผนได้ หลังจากที่ กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แล้ว การที่ กฟผ. ทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ตามนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ จะส่งผลดีต่อประเทศโดยรวม ทั้งด้านการรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และด้านการเพิ่มความสามารถในการแข่งขันของประเทศ
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นต่อแผนการนำเข้า LNG ของ กฟผ. สรุปได้ดังนี้ (1) การนำเข้า LNG ของ กฟผ. สอดคล้องกับนโยบายส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติที่ต้องการให้มี shipper หลายราย (2) กฟผ. จะต้องปฏิบัติตามระเบียบและข้อกำหนดของ TPA ทั้งในส่วนของสถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว และในส่วนของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยไม่มีการผ่อนปรนกฎระเบียบใดๆ รวมถึงหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับ ที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ (3) ปริมาณตามแผนการนำเข้าของ กฟผ. สูงเกินกว่า Capacity ของ Map Ta Phut LNG Terminal ที่ กฟผ. ทำสัญญาจองใช้บริการที่ 1.5 ล้านตันต่อปี ซึ่งอาจส่งผลกระทบกับผู้จองใช้ LNG terminal รายอื่น และ (4) ปริมาณการจัดหา LNG ตามแผนที่ กฟผ. เสนอเป็นส่วนเกินจากปริมาณตามสัญญา Global DCQ เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2563 จึงจำเป็นต้องประเมินปริมาณที่ กฟผ. จะนำเข้าก่อนการนำเข้าจริง เพื่อให้เหมาะสมและสอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ และไม่ก่อให้เกิดภาระ Take or Pay กับผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติที่มีสัญญาอยู่ก่อนนั้น ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้รับทราบแผนการจัดหา LNG ของ กฟผ. สำหรับใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกง โรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าวังน้อย ปี 2563 – 2566 มีปริมาณจัดหาไม่เกิน 0.07 1.90 1.80 และ 1.80 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทั้งนี้ กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้า LNG ตามแผนได้ หลังจากที่ กพช. มีมติเห็นชอบเรื่องแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แล้ว โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สำนักงาน กกพ. สนพ. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ปตท. และ กฟผ. ไปพิจารณาปริมาณการนำเข้าของ กฟผ. ที่เหมาะสมเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay และสอดคล้องกับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบแผนการจัดหา LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) สำหรับใช้ ในโรงไฟฟ้าบางปะกง โรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าวังน้อย ปี 2563 – 2566 ดังนี้ (1) ปี 2563 มีปริมาณการจัดหาไม่เกิน 0.07 ล้านตันต่อปี (2) ปี 2564 มีปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.90 ล้านตันต่อปี (3) ปี 2565 มีปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.80 ล้านตันต่อปี และ (4) ปี 2566 มีปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.80 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้า LNG ตามแผนได้ หลังจากที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบเรื่องแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แล้ว โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สำนักงาน กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และ กฟผ. ไปพิจารณาปริมาณการนำเข้าของ กฟผ. ที่เหมาะสมเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay และสอดคล้องกับแนวทางการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อไป
เรื่องที่ 6 . แนวทางการช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. จากสถานการณ์การแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ประกอบกับกรมการขนส่งทางบกได้มีหนังสือ ขอให้กระทรวงพลังงานทบทวนนโยบายการช่วยเหลืออุดหนุนราคาเชื้อเพลิงสำหรับรถสาธารณะ เนื่องจาก มีปริมาณผู้โดยสารลดน้อยลงอย่างมาก ส่งผลให้ผู้ประกอบการอาจมีรายได้ไม่เพียงพอและเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิงที่เป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจ ต่อมาเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบให้ลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถวร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน (วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2563) และขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ เพื่อคงราคาขายปลีกที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน และ กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ได้ขยายเวลาช่วยเหลือต่อจนถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 ต่อมาคณะกรรมการ ปตท. เห็นว่าเศรษฐกิจของประเทศไทยยังฟื้นตัวได้ไม่เต็มที่ จึงขยายเวลาบรรเทาความเดือดร้อนให้ผู้ประกอบการ รถโดยสารสาธารณะที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 1 เดือน (วันที่ 1 - 31 สิงหาคม 2563) และเมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2563 ได้ขยายเวลาอีกครั้ง จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ทั้งนี้ แนวโน้มราคาขายปลีกก๊าซ NGVโดยทั่วไปราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในวันนี้จะสะท้อนราคาก๊าซ NGV ในอีก 6 - 12 เดือนถัดไป ซึ่งจากน้ำมันเชื้อเพลิงที่ลดต่ำในช่วงต้นปี 2563 จะส่งผลต่อราคาก๊าซ NGV ในช่วงปลายปี จากแนวโน้มจะพบว่าราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในเดือนพฤศจิกายน 2563 ถึงเดือนมกราคม 2564 และเดือนมีนาคม 2564 ราคาขายปลีกจะต่ำกว่า 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเป็นราคาที่จำหน่ายให้กับรถโดยสารสาธารณะ
2. เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2563 สมาคมการค้าเครือข่ายแท็กซี่ไทย (สมาคมแท็กซี่) มีหนังสือ ถึงรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อขอความอนุเคราะห์ดังนี้ (1) ขอคงราคา ก๊าซ NGV จาก 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 (2) ขอให้ ปตท. สนับสนุนงบประมาณด้านสวัสดิการให้กับคนขับแท็กซี่ และ (3) ให้มีเวทีที่แท็กซี่ได้ทำงานใกล้ชิดกับหน่วยงานภาครัฐ ต่อมาเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2563 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้จัดประชุมหารือแนวทางการช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถโดยสารสาธารณะ ระหว่างกรมการขนส่งทางบก (ขบ.) ปตท. สมาคมแท็กซี่ และสำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค ซึ่งสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) สมาคมแท็กซี่ขอความอนุเคราะห์บรรเทาความเดือดร้อนของเครือข่ายแท็กซี่ไทยด้านอัตราค่าเชื้อเพลิง อย่างน้อยถึงเดือนธันวาคม 2563 และ (2) ขอให้เปิดเวทีให้สมาคมแท็กซี่ได้ทำงานใกล้ชิดกับหน่วยงานภาครัฐ เพื่อรับทราบ กฎ กติกา และระยะเวลา เพื่อดำเนินการร่วมกัน โดยเฉพาะการดำเนินการหลังเดือนธันวาคม 2563 เพื่อจะได้ทราบล่วงหน้า และรับไปพิจารณาตามนโยบาย
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เห็นควรให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับ การพิจารณาของคณะกรรมการ ปตท. และหากกระทรวงพลังงานลดราคาก๊าซ NGV ลงที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัมแล้ว กระทรวงคมนาคมควรพิจารณาปรับอัตราค่าโดยสารลดลงให้สอดคล้องกับราคาก๊าซ NGV ที่ปรับลดลงด้วย ประกอบกับความเห็นของสมาคมแท็กซี่ที่เห็นด้วยกับการปรับราคาก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยกระทรวงคมนาคมต้องปรับอัตราค่าบริการเพิ่มขึ้น ซึ่งกระทรวงคมนาคมได้ดำเนินโครงการศึกษาการพัฒนาเพื่อความปลอดภัยและคุณภาพการให้บริการของรถแท็กซี่ โดยพิจารณาโครงสร้างต้นทุน และการประกอบการ โดยมีสถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย (TDRI) เป็นผู้รับจ้างศึกษา ซึ่งศึกษา แล้วเสร็จเมื่อเดือนมิถุนายน 2561 และขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาห้วงเวลาที่เหมาะสมในการนำอัตรา ค่าโดยสารตามผลการศึกษามาบังคับใช้ และจากแนวโน้มสถานการณ์ก๊าซ NGV ที่คาดว่าจะลดลงในช่วงปลายปี ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ยกเว้นในกรณีที่ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ต่ำกว่า 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาตามราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถทั่วไป ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล : รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด : รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก.รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ยกเว้นในกรณีที่ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ต่ำกว่า 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถทั่วไป ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้ลดราคาขายปลีก ก๊าซ NGV อยู่ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถแท็กซี่ ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ตามข้อร้องเรียน ของสมาคมการค้าเครือข่ายแท็กซี่ไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 ส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจ ของประเทศไทยและหลายประเทศทั่วโลก ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยลดต่ำลงเมื่อเปรียบเทียบกับค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ส่งผลให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศสูงขึ้น อาจเป็นเหตุให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้น ซึ่งจะเพิ่มภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชน กระทรวงพลังงาน จึงได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาหาแนวทางการบริหารจัดการลดระดับ Reserve Margin ของประเทศ เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบดังกล่าว ต่อมาเมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติมอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับไปดำเนินการบริหารจัดการ Reserve Margin ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม โดยจัดทำแผนหรือมาตรการเพื่อลด Reserve Margin ให้เสร็จภายเดือนธันวาคม 2563 และนำมารายงาน กบง. ต่อไป
2.สนพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และ กฟผ. เรื่องแนวทางการบริหารจัดการลดระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศจากผลกระทบการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 จำนวน 3 ครั้ง และได้เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการลดระดับ Reserve Margin เบื้องต้น สรุปได้ดังนี้
2.1 แนวทางการเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้า (เพิ่ม Demand) ได้แก่ (1) กระตุ้นให้มีการใช้ไฟฟ้ามากขึ้นโดยการใช้มาตรการลดค่าไฟฟ้า อาจดำเนินการได้ในรูปแบบการให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าหรือการปรับอัตราค่าไฟฟ้าแบบอัตราก้าวหน้าในช่วง (Block) ท้ายๆ ให้ถูกลง เพื่อช่วยกระตุ้นให้เกิดการใช้ไฟฟ้ามากขึ้น และทำให้ระดับ Reserve Margin ลดต่ำลง รวมถึงเป็นการเพิ่มการใช้ประโยชน์ (Utilization Factor) ของโรงไฟฟ้าได้มากขึ้น แต่มีข้อกังวลคือ อาจจะทำให้เกิดพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าที่ฟุ่มเฟือยเกินความจำเป็น ซึ่งขัดกับมาตรการประหยัดพลังงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน และการใช้มาตรการลดค่าไฟฟ้าในผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มประเภทอุตสาหกรรม อาจทำให้เกิดประเด็นการค้าระหว่างประเทศ หรือประเด็นการทุ่มตลาดได้ (2) การเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากรถยนต์ไฟฟ้า (EV) เป็นแนวทางการเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้าในภาพรวมทั้งประเทศและลดระดับ Reserve Margin ของประเทศ แต่มีข้อกังวลคือ การใช้งานรถ EV ในช่วงแรกยังมีปริมาณค่อนข้างน้อย อัตราการเพิ่มขึ้นค่อนข้างต่ำเนื่องจากยังไม่มีความชัดเจนด้านนโยบายหรือแผนในการส่งเสริมการใช้งานรถ EV ดังนั้น อาจไม่สามารถนำมาใช้เป็นแนวทางการลดระดับ Reserve Margin ในช่วงระยะสั้นได้ และ (3) การขายไฟฟ้าไปยังต่างประเทศ โดยประเทศที่มีศักยภาพ ได้แก่ กัมพูชาและเมียนมา ซึ่งสามารถขายไฟฟ้าได้เร็วที่สุดในปี 2566 ปริมาณขายสุทธิ 480 เมกะวัตต์ (กัมพูชา 400 เมกะวัตต์ และ เมียนมา 80 เมกะวัตต์) ปริมาณเสนอขายสะสม ณ ปี 2579 ประมาณ 2,300 เมกะวัตต์ (กัมพูชา 2,000 เมกะวัตต์ และ เมียนมา 300 เมกะวัตต์) ซึ่งจะช่วยลดระดับ Reserve Margin และยังเป็นการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้าในประเทศให้เกิดประโยชน์ มีความคุ้มค่า ลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและเป็นการเพิ่มรายได้เข้าประเทศด้วย แต่ทั้งนี้ ในกรณีที่ขายไฟฟ้าให้ต่างประเทศด้วยอัตราค่าไฟฟ้าที่ต่ำกว่าราคาที่ขายในประเทศ อาจทำให้เกิดประเด็นหรือข้อร้องเรียนได้
2.2 แนวทางการลดกำลังผลิตโรงไฟฟ้า (ลด Supply) ประกอบด้วย (1) เจรจาเลื่อนวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าที่ผูกพันแล้ว ควรจะต้องพิจารณาการกำหนดหลักเกณฑ์ ที่เหมาะสมก่อนดำเนินการ เช่น ต้องเป็นโครงการที่ยังไม่ดำเนินการก่อสร้าง ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เป็นต้น (2) เร่งปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น (buy out) ควรพิจารณาการกำหนดหลักเกณฑ์ที่เหมาะสมก่อนดำเนินการ เช่น ระยะเวลาที่จะสิ้นสุดสัญญา ประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (Heat Rate) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เป็นต้น ข้อกังวลคือ การพิจารณาเลื่อน COD สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าที่ผูกพันแล้ว หรือการเร่งปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น จะต้องเจรจาระหว่างคู่สัญญา พิจารณาคัดเลือกโรงไฟฟ้า ที่มีความเหมาะสม และมีความคุ้มค่า เปรียบเทียบข้อดี ข้อเสีย รวมถึงต้นทุนค่าใช้จ่าย/ค่าชดเชยที่เกิดขึ้น อย่างถี่ถ้วน เพื่อไม่ให้เกิดภาระหรือผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชนทั้งประเทศ และยังคงไว้ซึ่งความมั่นคงของระบบไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการบริหารจัดการลดระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) เบื้องต้น ดังนี้ (1) แนวทางการเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้า (เพิ่ม Demand) ได้แก่ การกระตุ้นให้มีการใช้ไฟฟ้ามากขึ้น โดยการใช้มาตรการลดค่าไฟฟ้า การเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากรถยนต์ไฟฟ้า (EV) และ การขายไฟฟ้าไปยังต่างประเทศ และ (2) แนวทางการลดกำลังผลิตโรงไฟฟ้า (ลด Supply) ได้แก่ การเจรจาเลื่อนวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าที่ผูกพันแล้ว และ การเร่งปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น (buy out)
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานภายใต้คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศเพื่อพิจารณาจัดทำรายละเอียดแนวทางการบริหารจัดการลดระดับ Reserve Margin ของประเทศ
กบง.ครั้งที่ 8/2563 (ครั้งที่ 22) วันจันทร์ที่ 21 ธันวาคม พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2563 (ครั้งที่ 22)
วันจันทร์ที่ 21 ธันวาคม พ.ศ. 2563 เวลา 14.00 น.
2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
3. ผลการพิจารณาแผนการดำเนินการของผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm
4. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
5. แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 10 กันยายน 2563 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) มีหนังสือขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และเมื่อวันที่ 29 กันยายน 2563 ปตท. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งผลการขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ต่อมาเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2563 ธพ. มีหนังสือขอความอนุเคราะห์ ปตท. ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 . การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. จากการเกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อ COVID-19 และราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวลดลง ซึ่งส่งผลกระทบต่อปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติให้ลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถโดยสารสาธารณะลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัมเป็นระยะเวลา 3 เดือน (1 เมษายน 2563 ถึง 30 มิถุนายน 2563) และขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ เพื่อคงราคาขายปลีกที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 กบง. มีมติขยายเวลาช่วยเหลือต่อไปอีก 1 เดือน ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 ซึ่งคณะกรรมการ ปตท. เห็นว่าเศรษฐกิจของประเทศไทยยังฟื้นตัวได้ไม่เต็มที่ จึงขยายเวลาบรรเทาความเดือดร้อนให้ผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัมถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563
2. เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2563 กบง. มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะในเขต กทม./ปริมณฑล และในต่างจังหวัด ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ยกเว้นในกรณีที่ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ต่ำกว่า 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถทั่วไป โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสาน ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถแท็กซี่ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ตามข้อร้องเรียนของสมาคมการค้าเครือข่ายแท็กซี่ไทย ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2563 ปตท. มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน แจ้งว่าจากการคาดการณ์ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในปี 2564 - 2565 อยู่ในช่วง 13 - 14 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งการช่วยเหลือโดยการให้ส่วนลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นราคาที่ต่ำกว่าต้นทุนและไม่สะท้อนถึงการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ เพื่อให้เกิดความยั่งยืนในระยะยาว และหลีกเลี่ยงการบิดเบือนราคาพลังงาน ปตท. จึงเห็นควรสิ้นสุดมาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 . ผลการพิจารณาแผนการดำเนินการของผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบการขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ตามข้อเสนอคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โครงการ SPP Hybrid Firm ออกไป 1 ปี จากเดิมภายในปี 2564 เป็นภายในปี 2565 และมอบหมาย กกพ. ให้แจ้งผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ให้จัดทำรายงานแผนการดำเนินการโครงการ และจัดส่งให้ กกพ. ภายในวันที่ 30 ตุลาคม 2563 เพื่อพิจารณา และนำผลการพิจารณาดังกล่าว มารายงานต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป ต่อมาผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm (กลุ่มเยียวยา) จำนวน 14 โครงการ ได้จัดส่งแผนการดำเนินโครงการ (Implementation Plan) มายังสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ประกอบด้วย (1) แผนลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 ถึง 31 ธันวาคม 2564 (2) แผน SCOD ไม่เกิน 31 ธันวาคม 2565 ตามกรอบระยะเวลา ที่ กบง. พิจารณาขยายวัน SCOD (3) ระยะเวลาพัฒนาโครงการ ตั้งแต่วันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ถึงวัน SCOD 12 – 25 เดือน (4) สรุปแผนงานก่อสร้างโรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อน (เชื้อเพลิงชีวมวล และก๊าซชีวภาพ) ประมาณ 11 ถึง 19 เดือน และโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ ประมาณ 11 - 15 เดือน
2.เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2563 กกพ. พิจารณาแผนการดำเนินโครงการแล้ว มีความเห็นว่า โครงการ SPP Hybrid มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแบบ Firm ควรกำหนดระยะเวลาดำเนินการที่แน่นอน เนื่องจากอาจส่งผลกระทบต่อการคิดอัตราค่าบริการที่ต้องเรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า ความมั่นคง ในการจัดหาไฟฟ้า และการวางแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ จึงพิจารณาขยายวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามหลักการ ดังนี้ (1) ขยายวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เป็นระยะเวลา 1 ปี (จากเดิมภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2562 เป็นภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2563) เพื่อให้สอดคล้องกับระยะเวลาการขยายกำหนดวัน SCOD ตามมติ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 ที่ได้เห็นชอบการขยายกำหนดวัน SCOD ออกไป 1 ปี จากกำหนดเดิมภายในปี 2564 เป็นภายในปี 2565 (2) ขยายระยะเวลาโครงการเพิ่มเติมจากข้อ (1) ตามแนวทางที่ กกพ. เคยมีมติขยายระยะเวลาดำเนินโครงการให้แก่โครงการอื่นๆ เนื่องจากสถานการณ์ การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนาสายพันธุ์ใหม่ 2019 (COVID-19) ซึ่งทำให้มีการประกาศสถานการณ์ฉุกเฉินและการกำหนดมาตรการบังคับกับภาครัฐและภาคเอกชน (ตั้งแต่วันที่ 26 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2563) จำนวน 97 วัน เป็นภายในวันที่ 20 มีนาคม 2564 แต่เนื่องจากวันดังกล่าวตรงกับวันหยุดทำการ (วันเสาร์) จึงให้ขยายวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นภายในวันที่ 22 มีนาคม 2564 ซึ่งเป็นวันที่เริ่มทำการใหม่ต่อจากวันที่หยุดทำการ โดยผู้ได้รับการคัดเลือกฯ จะต้องได้รับอนุมัติรายงานด้านสิ่งแวดล้อมก่อนลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และให้ขยายวัน SCOD เป็นภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2564 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้แจ้งมติ กกพ. ดังกล่าวไปยังการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และผู้ได้รับคัดเลือกฯ ทั้ง 14 โครงการเรียบร้อยแล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 . การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบ ให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชนจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามมติ กบง. ต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 และเมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบ ให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และมอบหมาย ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน กบน. เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG สำหรับแผนในเดือนธันวาคม 2563 มีดังนี้ (1) การผลิต คาดว่าปริมาณ การผลิตภายในประเทศมีเพียงพอต่อความต้องการใช้ โดยอยู่ที่ประมาณ 440,330 ตัน (2) ความต้องการใช้ คาดว่าความต้องการใช้ภายในประเทศลดลง โดยอยู่ที่ประมาณ 450,192 ตัน เนื่องจากความต้องการใช้ ในภาคปิโตรเคมีลดลง (3) การนำเข้า คาดว่าเป็นการนำเข้าเพื่อส่งออก อยู่ที่ประมาณ 14,500 ตัน และนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศ อยู่ที่ประมาณ 33,000 ตัน (4) การส่งออก คาดว่าการส่งออกจากโรงกลั่นอยู่ที่ประมาณ 15,800 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้าอยู่ที่ประมาณ 14,200 ตัน ทั้งนี้ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนธันวาคม 2563 อยู่ที่ 455.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 20.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยเดือนธันวาคม 2563 อยู่ที่ 429 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลง จากเดือนก่อน 11.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จากราคาก๊าซ LPG Cargo (เฉลี่ย 2 สัปดาห์) ปรับตัวลดลง และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 15 – 28 ธันวาคม 2563 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.4841 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนที่แข็งค่าขึ้น 0.0932 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.4841 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.7080 บาทต่อกิโลกรัม (517.3464 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) กองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 3.2351 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 3.7192 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2563 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพ ราคาก๊าซ LPG โดยในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วน ของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 13 ธันวาคม 2563 มีฐานะกองทุนสุทธิ 28,139 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 36,959 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 8,820 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 493 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,135 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 643 ล้านบาทต่อเดือน
4. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ กบน. เสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการ กพช. นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป ต่อมา เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบมติ กพช. ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน 2563 และวันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) มีหนังสือถึง สนพ. ขอให้พิจารณา หาแนวทางการกำหนดนโยบาย ให้สอดคล้องกับแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เนื่องจาก สกนช. มีความกังวลว่าการกำหนดนโยบายในการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 18.87 บาทต่อกิโลกรัม หรือ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 อาจมีผลกระทบ ต่อการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ไปชดเชยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ตามมติ กบง. ที่กำหนดราคาขายปลีก ก๊าซ LPG ไว้ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม นั้น หากข้อเท็จจริงมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกในประเทศสูงขึ้นไม่ถึง 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม (โดยอยู่ในช่วง 318 ถึง 362 บาทต่อถัง15 กิโลกรัม) จะทำให้เกิดสภาวะ ที่ไม่เข้าหลักเกณฑ์วิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ตามหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันฯ ข้อ 2 สถานการณ์ที่ 1 ข้อ 2) ข “มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศปรับตัวสูงขึ้น อยู่ในระดับที่เกินกว่าราคาที่เหมาะสมสำหรับถัง 15 กิโลกรัม มากกว่า 363 บาท” และจะไม่สามารถ ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ได้
5. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ (1) ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และสอดคล้องกับแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ (2) ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 3 เดือน (วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564) หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอ ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 ตามแนวทางที่ 2 เพื่อบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชน หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG โดยการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG คาดว่าจะสามารถรองรับภาระการชดเชยราคาก๊าซ LPG ตามกรอบวงเงินที่ กบน.กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ได้อีกประมาณ 2 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2564 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2564)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายให้ราคาขายปลีก อยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ต่อไป
3. รับทราบแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG ตามที่ฝ่ายเลขานุการเสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาอีกครั้ง
เรื่องที่ 5 . แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
สรุปสาระสำคัญ
1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคาสำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โครงการโซลาร์ภาคประชาชน) มีวัตถุประสงค์เชิงนโยบายเน้นการผลิตไฟฟ้าใช้เองในภาคครัวเรือนเป็นหลักและสามารถขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ เพื่อช่วยลดค่าใช้จ่ายและเพิ่มรายได้ให้แก่ภาคประชาชน สำหรับโครงการโซลาร์ภาคประชาชนตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน แบ่งเป็น 2 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 การรับซื้อไฟฟ้าจากภาคครัวเรือนที่ติดแผงโซลาร์บนหลังคาเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าใช้เองเป็นหลัก และขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ และระยะที่ 2 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างผู้ใช้ไฟฟ้า (Peer to Peer) โดยผ่านระบบสำหรับการซื้อขายไฟฟ้า
2. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 คณะกรรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบกรอบแนวคิดในการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ระยะที่ 1 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ดังนี้ (1) กลุ่มเป้าหมายเป็นภาคครัวเรือน (ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านที่อยู่อาศัย ติดตั้งน้อยกว่า 10 kVA หรือกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 kWp) สามารถติดแผงโซลาร์บนหลังคาเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าใช้เองเป็นหลักและขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ (2) ปริมาณรับซื้อไม่เกิน 100 MWp โดยแบ่งพื้นที่ เป็นการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) 30 MW (เมกะวัตต์) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) 70 MW ในปี 2562 (3) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราไม่เกิน 1.68 บาท/kWh ซึ่งเป็นอัตราต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost: SRMC) ตามข้อมูลของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (4) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
3. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. มีมติเห็นชอบแผน PDP 2018 และมอบหมายให้ กบง. และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาแนวทางดำเนินโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 MWระยะเวลา 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ ต่อมาในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และในการประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) โดยปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในปี 2563 ลงเหลือ 47 MW และปี 2564 – 2567 เหลือปีละ 50 MW
4. เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2562 กพช. มีมติเห็นชอบแผน PDP 2018 และมอบหมายให้ กบง. และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาแนวทางดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 MW ระยะเวลา 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 ครม. มีมติเห็นชอบ มติ กพช. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 โดยให้แผน PDP2018 Rev.1 ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์ลงในปี 2563 เหลือ 47 MW และปี 2564 – 2567 เหลือปีละ 50 MW โดยมีเป้าหมายสะสมในปี 2563 จำนวน 50 MW และปี 2564 จำนวน 100 MW เนื่องจากการดำเนินการที่ผ่านในช่วงปี 2562 ยังต่ำกว่าเป้าหมายมาก และสถานภาพปัจจุบันมีจำนวนที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2563 ประมาณ 2.2 MW คิดเป็นร้อยละ 4.4 ของเป้าหมาย 50 MW กระทรวงพลังงานจึงได้มอบหมาย ให้สำนักงาน กกพ. และ กกพ. พิจารณาปรับปรุงแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา โดยให้ขยายผลไปยังกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการใหม่) และกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบของทุกกลุ่มไม่เกินต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยระยะสั้น (SRMC) เดิม โดยมีแนวทางการวิเคราะห์ และสมมติฐาน ดังนี้ (1) แนวทางการวิเคราะห์ โดย เพิ่มกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล ทั้งนี้ ในกลุ่มบ้าน อยู่อาศัยให้ปรับเพิ่มอัตรารับซื้อให้ผลตอบแทนดีขึ้น และกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบของทุกกลุ่มไม่เกินต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยระยะสั้น (SRMC) (2) สมมติฐานการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้า เป้าหมายกำลังผลิตสะสม 100 MW ในปี 2564 แบ่งเป็น 2 ส่วน ดังนี้ โซลาร์ภาคประชาชน และกลุ่มบ้านอยู่อาศัย ปริมาณรับซื้อไฟฟ้า 50 MW โดยปรับเพิ่มอัตรารับซื้อให้ระยะเวลาคืนทุนภายใน 8 - 9 ปี และโครงการใหม่แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มโรงเรียน ปริมาณรับซื้อไฟฟ้า 25 MW ปรับอัตรารับซื้อให้ระยะเวลาคืนทุนใกล้เคียงบ้านอยู่อาศัย และกลุ่มโรงพยาบาล ปริมาณรับซื้อไฟฟ้า 25 MW ปรับลดอัตรารับซื้อเพื่อให้ค่าเฉลี่ยเท่ากับ SRMC (3) ผลการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้า โดยกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล อยู่ในอัตราที่เท่ากันคือ 1.00 บาท/kWh กลุ่มบ้านอยู่อาศัยจะอยู่ที่อัตรา 2.20 บาท/kWh ระยะเวลาคืนทุนกลุ่มโรงเรียนอยู่ที่ 8.86 ปี กลุ่มโรงพยาบาลอยู่ที่ 6.96 ปี และบ้านอยู่อาศัยอยู่ที่ 8.94 ปี และมีประมาณการค่ารับซื้อไฟฟ้ากลุ่มโรงเรียน อยู่ที่ 336.7 ล้านบาท กลุ่มโรงพยาบาลอยู่ที่ 336.7 ล้านบาท และบ้านอยู่อาศัยอยู่ที่ 1,481.6 ล้านบาท รวมประมาณการค่ารับซื้อไฟฟ้าของทั้ง 3 กลุ่ม เป็นจำนวน 2,155.1 ล้านบาท
5. กกพ. เห็นสมควรเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา โดยขยายการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชนไปยังกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการใหม่) กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบของทุกกลุ่มไม่เกินต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยระยะสั้น (SRMC) เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายของแผน PDP2018 Rev.1 ดังนี้ (1) กลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการใหม่) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบในอัตรา 1.00 บาท/kWh มีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 kWp แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และ (2) โครงการโซลาร์ภาคประชาชน (โครงการเดิม) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบในอัตรา 2.20 บาท/kWh ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ เห็นควรให้ กบง. พิจารณาโครงการโซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จะได้รับอัตรา 2.20 บาท/kWh ด้วยหรือไม่
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ดังนี้
1.1 กลุ่มบ้านอยู่อาศัย (โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาท/kWh มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาท/kWh โดยให้อัตรามีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564
1.2 กลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 1.00 บาท/kWh มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp แบ่งเป็นกลุ่มโรงเรียน 25 MWp และกลุ่มโรงพยาบาล 25 MWp โดยมีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 kWp แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. ในกรณีการลงทุนโดยภาครัฐในส่วนของกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานรับไปหารือกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณาปรับปรุงกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาสามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม
ทั้งนี้ ให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
กบง.ครั้งที่ 1/2564 (ครั้งที่ 23) วันจันทร์ที่ 11 มกราคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2564 (ครั้งที่ 23)
วันจันทร์ที่ 11 มกราคม พ.ศ. 2564 เวลา 16.00 น.
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบมาตรการช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) ด้านไฟฟ้าที่กระทรวงมหาดไทยเสนอ 3 มาตรการ คือ ลดค่าไฟฟ้าร้อยละ 3 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท 3 เดือน (เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563) ขยายระยะเวลาการชำระค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการเฉพาะอย่างโดยไม่คิดดอกเบี้ย ไม่เกิน 6 เดือน ในรอบการใช้ไฟฟ้าเดือนเมษายนถึงเดือนพฤษภาคม 2563 และคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้า ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1 บ้านอยู่อาศัย และประเภทที่ 2 กิจการขนาดเล็ก และเมื่อวันที่ 7 เมษายน 2563 เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าฯ ที่กระทรวงมหาดไทยเสนอ ประกอบด้วย มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ จาก 50 หน่วยต่อเดือน เป็น 90 หน่วยต่อเดือน (เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563) และขยายระยะเวลาการชำระค่าไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ ไม่เกิน 6 เดือน ในใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนเมษายน ถึงมิถุนายน 2563 ต่อมาเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบแนวทางการดำเนินการมาตรการช่วยเหลือฯ ที่กระทรวงพลังงานเสนอ ได้แก่ ช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน ให้ใช้ไฟฟ้าฟรี เป็นเวลา 3 เดือน (เดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563) และผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน โดยใช้หน่วยการใช้ไฟฟ้าเดือนกุมภาพันธ์ 2563 เป็นฐานในการอ้างอิง รอบการใช้ไฟฟ้าเดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563
2. ในปี 2563 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับนโยบายตามมติคณะรัฐมนตรี มาดำเนินการ และได้เพิ่มเติมมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 (ประเภทที่ 3 กิจการขนาดกลาง ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ ประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง ประเภทที่ 6 องค์กรไม่แสวงหากำไร และประเภทที่ 7 สูบน้ำเพื่อการเกษตร) โดยมีภาระงบประมาณการดำเนินงานตามมาตรการ ในช่วงเดือนมีนาคมถึงตุลาคม 2563 เป็นเงิน 26,269.93 ล้านบาท ซึ่ง กกพ. ได้พิจารณานำเงินสำหรับใช้ในการรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าซึ่งเรียกคืนจากการไฟฟ้าในกรณีที่มีรายได้มากกว่าที่ควรจะได้รับในปี 2557-2562 (เงินเรียกคืนฐานะการเงินของการไฟฟ้า) มาใช้เป็นแหล่งงบประมาณในการดำเนินงาน เป็นเงินจำนวน 24,636.81 ล้านบาท ปัจจุบันมีภาระคงค้างส่วนเกินเป็นเงิน จำนวน 1,633.12 ล้านบาท ซึ่งได้ให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) รับภาระดังกล่าวไว้พลางก่อน ต่อมา เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรัปบระชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะการเงินของการไฟฟ้าด้วย
3. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) รอบที่ 2 เพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบ กกพ. จึงมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. วิเคราะห์แนวทาง การดำเนินงาน “มาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาด ของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) รอบ 2” ภายใต้แนวคิดสนับสนุน household sector ที่เป็น last unit consumption ในงบประมาณที่จำกัด โดยกรอบแนวคิด ดังนี้ (1) ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ซึ่งส่วนหนึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส และได้รับผลกระทบมาก จึงจำเป็นต้องกำหนดนโยบายเพื่อบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ใช้ไฟฟ้าดังกล่าว ที่อาจเข้าข่ายที่จะไม่ได้รับการชดเชยจากมาตรการอื่นของภาครัฐ (2) มาตรการช่วยเหลือเพิ่มเติมให้ดำเนินการได้เท่าที่จำเป็น และสอดคล้องกับภาระที่เพิ่มขึ้นสำหรับประชาชนที่ต้องทำงานที่บ้าน (Work from home) หรือผู้ที่ไม่อาจหางานหรือรายได้ที่เพิ่มขึ้นในช่วงเวลาดังกล่าว โดยไม่สร้างแรงจูงใจ ให้มีการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากราคาไฟฟ้าที่ลดลง (3) คำนึงถึงระดับผลกระทบต่อภาระค่าใช้จ่ายในภาคไฟฟ้า ต่อการดำเนินงานตามมาตรการ โดยไม่สร้างผลกระทบอย่างรุนแรงต่อฐานะการเงินของการไฟฟ้าและการรักษาเสถียรภาพด้านไฟฟ้าของประเทศ
4. สำนักงาน กกพ. ได้ศึกษามาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรค COVID – 19 รอบที่ 2 ในรูปแบบเดียวกับปี 2563 พบว่า จะมีภาระด้านงบประมาณสูงเนื่องจากมีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่สูงขึ้น รวมทั้งมีความซ้ำซ้อนของแต่ละมาตรการ และอาจจูงใจ ให้เกิดการใช้ไฟฟ้าที่มากเกินความจำเป็นได้ โดยงบประมาณที่ใช้ดำเนินการสำหรับระยะเวลา 1 เดือน จำนวน 8,178.54 ล้านบาท และสำหรับระยะเวลา 2 เดือน จำนวน 16,357.07 ล้านบาท ในการนี้ สำนักงาน กกพ. จึงศึกษาแนวทางการกำหนดมาตรการช่วยเหลือประชาชนผู้ได้รับผลกระทบดังกล่าว โดยมีข้อเสนอ ดังนี้ 4.1 มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ ที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน (ประเภทที่ 1.1 ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ประเภทที่ 1.1.1 ของ กฟภ. ลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และประเภท 10 ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบฯ) แบ่งเป็น 2 กรณี คือ กรณีช่วยเหลือเฉพาะพื้นที่ควบคุมสูงสุด 28 จังหวัด (3 จังหวัดในพื้นที่ กฟน. และ 25 จังหวัดในพื้นที่ กฟภ.) และกรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ พบว่ามีการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ย 80 หน่วยต่อรายต่อเดือน ทั้งนี้ หากคำนึงถึงผลกระทบ ที่ประชาชนต้องทำงานที่บ้าน จึงเห็นควรเสนอแนวทางช่วยเหลือ ดังนี้ (1) ช่วยเหลือค่าไฟฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้า ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยกรณีช่วยเหลือ 28 จังหวัด จำนวน 1.47 ล้านราย ใช้งบประมาณ 229.85 ล้านบาทต่อเดือน กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 7.30 ล้านราย คิดเป็นร้อยละ 72 ของผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มนี้ใช้งบประมาณ 963.01 ล้านบาทต่อเดือน หรือ (2) ช่วยเหลือค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับ 90 หน่วยแรกของผู้ใช้ไฟฟ้าทุกราย กรณีช่วยเหลือ 28 จังหวัด จำนวน 2.32 ล้านราย ใช้งบประมาณ 460.56 ล้านบาทต่อเดือน กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 10.13 ล้านราย ใช้งบประมาณ 1,824.99 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ การดำเนินงานดังกล่าวให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม 4.2 มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน (ประเภทที่ 1.2 - 1.3 ของ กฟน. ประเภท 1.1.2 - 1.2 ของ กฟภ. ลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และประเภท 11 ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบฯ) หากช่วยเหลือรูปแบบเดียวกับปี 2563 ซึ่งให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าสำหรับการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 800 หน่วย 801 - 3,000 หน่วย และมากกว่า 3,000 หน่วย กับผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ จะใช้งบประมาณ 3,248.55 ล้านบาท แต่จากศึกษาพบว่ากลุ่มนี้มีการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ในระดับ 400 หน่วยต่อรายต่อเดือน หากคำนึงถึงผลกระทบที่ประชาชนต้องทำงานที่บ้าน จึงเสนอแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับหน่วย การใช้ไฟฟ้าส่วนที่เกินจากบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 โดยปรับปรุงช่วงการใช้ไฟฟ้าใหม่เป็นไม่เกิน 500 หน่วย 501 - 1,000 หน่วย และมากกว่า 1,000 หน่วย โดยมีแนวทางการคิดค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนน้อยกว่าหรือเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้คิด ค่าไฟฟ้าตามหน่วยการใช้ไฟฟ้าจริงประจำเดือนนั้นๆ (2) กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนไม่เกิน 500 หน่วย ให้คิด ค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 แต่หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 500 หน่วย แต่ไม่เกิน 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้า ที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 50 และหากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตรา ร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 70 โดยการดำเนินงานตามข้อ (2) ให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม ทั้งนี้ มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าดังกล่าว แบ่งเป็น 2 กรณี คือ กรณีช่วยเหลือเฉพาะพื้นที่ควบคุมสูงสุด 28 จังหวัด จำนวน 6.90 ล้านราย ใช้งบประมาณ 1,230.11 ล้านบาทต่อเดือน และกรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 11.83 ล้านราย ใช้งบประมาณ 1,876 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งน้อยกว่าการช่วยเหลือในรูปแบบเดียวกับ ปี 2563 4.3. สำนักงาน กกพ. ได้พิจารณาภาระของงบประมาณโดยประเมินฐานะการเงินของ การไฟฟ้าปี 2563 (เบื้องต้น) ภายในการกำกับการปรับลดระดับผลตอบแทนทางการเงินของการไฟฟ้า (Return on Invested Capital: ROIC) ให้สอดคล้องกับต้นทุนเงินทุนในปัจจุบัน พบว่า ROIC สามารถปรับลดลงได้ ร้อยละ 10 จากหลักเกณฑ์ที่กำหนดปี 2558 - 2562 ซึ่งเมื่อหักภาระผูกพันที่ต้องส่งคืนเงินจากมาตรการช่วยเหลือของปี 2563 ให้ กฟภ. และภาระตามมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 -7 ต่อเนื่อง โดยขยายเวลาการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ออกไปจนถึงเดือนมีนาคม 2564 คาดว่าจะมีประมาณการเงินเรียกคืนฐานะการเงินประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ประมาณ 3,000 ล้านบาท สำหรับใช้บริหารจัดการค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจากมาตรการช่วยเหลือที่กำหนด สำนักงาน กกพ. จึงเห็นควรเสนอมาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรค COVID – 19 รอบ 2 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยทั่วประเทศ ตามแนวทางข้อ 4.1 และข้อ 4.2 ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้า จำนวน 21.96 ล้านราย (ร้อยละ 90 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ) เป็นระยะเวลา 1 เดือน โดยดำเนินการในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2564 เพื่อให้การไฟฟ้ามีเวลาเตรียมการปรับปรุงระบบสารสนเทศเพื่อการคิดค่าไฟฟ้า และสื่อสารกับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยสรุปข้อเสนอมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยได้ ดังนี้ แนวทางที่ 1 (มาตรการข้อ 4.1 (1) และข้อ 4.2) โดยหากช่วยเหลือเฉพาะ 28 จังหวัด จำนวน 8.37 ล้านราย ระยะเวลา 1 เดือน ใช้งบประมาณ 1,459.95 ล้านบาท ระยะเวลา 2 เดือน ใช้งบประมาณ 2,919.91 ล้านบาท กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 19.14 ล้านราย ระยะเวลา 1 เดือน ใช้งบประมาณ 2,839.02 ล้านบาท ระยะเวลา 2 เดือน ใช้งบประมาณ 5,678.03 ล้านบาท และแนวทางที่ 2 (มาตรการข้อ 4.1 (2) และข้อ 4.2) หากช่วยเหลือเฉพาะ 28 จังหวัด จำนวน 9.22 ล้านราย ระยะเวลา 1 เดือน ใช้งบประมาณ 1,690.67 ล้านบาท ระยะเวลา 2 เดือน ใช้งบประมาณ 3,381.34 ล้านบาท กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 21.96 ล้านราย ระยะเวลา 1 เดือน ใช้งบประมาณ 3,700.99 ล้านบาท ระยะเวลา 2 เดือน ใช้งบประมาณ 7,401.98 ล้านบาท โดยเสนอให้นำเงินสำหรับใช้รักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าซึ่งเรียกคืนจากการไฟฟ้าในกรณีที่มีรายได้มากกว่า ที่ควรจะได้รับในปี 2563 จำนวนประมาณ 3,000 ล้านบาท เป็นแหล่งงบประมาณในการดำเนินงาน และขอ การสนับสนุนงบประมาณเพิ่มเติมจากภาครัฐเพื่อให้เพียงพอต่อการดำเนินมาตรการดังกล่าว โดยหากกำหนดนโยบายช่วยเหลือมากกว่า 1 เดือน จำเป็นต้องพิจารณาแหล่งงบประมาณอื่นในการดำเนินงานร่วมด้วย 4.4 เมื่อวันที่ 8 มกราคม 2564 สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ได้ประชุมร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และได้มีความเห็นให้กำหนดมาตรการช่วยเหลือเพิ่มเติมสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก ซึ่งส่วนหนึ่งมีลักษณะเป็นการอยู่อาศัยร่วมกับการประกอบธุรกิจรายเล็ก โดยใช้แนวทางการให้ค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับกิจการขนาดเล็ก 50 หน่วยแรกทุกราย ไม่รวมส่วนราชการ และรัฐวิสาหกิจ เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือตามภาระที่จำเป็นต่อการดำรงชีพของผู้ใช้ไฟฟ้า ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้เสนอมาตรการช่วยเหลือเพิ่มเติมสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการ และรัฐวิสาหกิจ) กรณีช่วยเหลือค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกทุกราย โดยหากช่วยเหลือเฉพาะพื้นที่ควบคุมสูงสุด 28 จังหวัด จำนวน 0.82 ล้านราย ใช้งบประมาณ 193.54 ล้านบาทต่อเดือน และหากช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 1.74 ล้านราย ใช้งบประมาณ 366.52 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งหากประมาณการรวมการช่วยเหลือกลุ่มลูกค้าตรงของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบฯ กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จะใช้งบประมาณเพิ่มขึ้นจาก 366.52 ล้านบาทต่อเดือน เป็นประมาณ 400 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ สรุปข้อเสนอมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย โดยพิจารณาเลือกแนวทางที่ 2 (มาตรการข้อ 4.1 (2) และข้อ 4.2) ร่วมกับมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) โดยช่วยเหลือค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกทุกราย กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 23.70 ล้านราย จะใช้งบประมาณทั้งสิ้นประมาณ 4,101 ล้านบาทต่อเดือน แต่หากพิจารณาช่วยเหลือเป็นระยะเวลา 2 เดือน จะใช้งบประมาณรวม 8,202 ล้านบาท ซึ่งอาจกระทบฐานะการเงินของการไฟฟ้าอย่างมาก จึงเห็นควรมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเสนอขอรับ การจัดสรรแหล่งงบประมาณเพิ่มเติมเพื่อสนับสนุนงบประมาณในการดำเนินงานต่อไป
5. สำนักงาน กกพ. เห็นสมควรเสนอ กบง. เพื่อพิจารณามาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรค COVID – 19 รอบที่ 2 ดังนี้ (1) พิจารณากำหนดนโยบายหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 รอบที่ 2 ตามข้อเสนอของ กกพ. ในข้อ 4.3 ในวงเงินประมาณการ 3,701 ล้านบาทต่อเดือน โดยการสนับสนุน 1 เดือน จะไม่กระทบฐานะการเงินการไฟฟ้า แต่อาจกระทบการรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตรา ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในกรณีที่เศรษฐกิจผันผวนเกินค่าที่ประมาณการในรอบเดือนมกราคมถึงเดือนเมษายน 2564 (2) พิจารณามาตรการเพิ่มเติมเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวม ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ซึ่งมีลักษณะเป็นการอยู่อาศัยร่วมกับการประกอบธุรกิจรายเล็ก โดยสนับสนุน ค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกของการใช้ไฟฟ้าตามจำนวนเครื่องวัด ในวงเงินประมาณการ 400 ล้านบาทต่อเดือน ตามข้อเสนอของที่ประชุมเมื่อวันที่ 8 มกราคม 2564 ในข้อ 4.4 และ (3) หากเห็นชอบการดำเนินงานตามข้อ (1) และ (2) จะใช้งบประมาณทั้งสิ้นประมาณ 4,101 ล้านบาทต่อเดือน จึงเห็นควรมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องนำเสนอขอรับการจัดสรรงบประมาณจากกระทรวงการคลังเพิ่มเติมจากข้อ (1) เพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายที่ กบง. ให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็ก ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าจำนวนรวม 23.70 ล้านราย คิดเป็นร้อยละ 97 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ รวม 3 มาตรการ เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ – มีนาคม 2564 โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 8,202 ล้านบาท ดังนี้
1.1 มาตรการที่ 1 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ ที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน ประกอบด้วย ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1.1 ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ประเภทที่ 1.1.1 ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ลูกค้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และประเภท 10 ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) จำนวน 10.13 ล้านราย โดยให้ได้รับค่าไฟฟ้าฟรี 90 หน่วยแรกทุกราย ใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 3,649.98 ล้านบาท (1,824.99 ล้านบาทต่อเดือน) ทั้งนี้ การดำเนินงานดังกล่าวให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม
1.2 มาตรการที่ 2 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน ประกอบด้วย ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1.2-1.3 ของ กฟน. ประเภท 1.1.2 -1.2 ของ กฟภ. ลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และประเภท 11 ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) จำนวน 11.83 ล้านราย โดยได้รับส่วนลดค่าไฟฟ้าในส่วนของหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจากบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 3,752 ล้านบาท (1,876 ล้านบาทต่อเดือน) ทั้งนี้ การดำเนินงานดังกล่าวให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยมีแนวทางการคิดค่าไฟฟ้า ดังนี้
(1) กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนน้อยกว่าหรือเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามบิล ค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้คิดค่าไฟฟ้าตามหน่วยการใช้ไฟฟ้าจริงประจำเดือนนั้นๆ
(2) กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยมีแนวทางในการคิดค่าไฟฟ้า ดังนี้
(2.1) หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนไม่เกิน 500 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563
(2.2) หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 500 หน่วย แต่ไม่เกิน 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 50
(2.3) หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 70
1.3 มาตรการที่ 3 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ของ กฟน. กฟภ. ลูกค้าตรงของ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ที่มีลักษณะเป็นการอยู่อาศัยร่วมกับการประกอบธุรกิจรายเล็ก โดยให้ค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกทุกราย ใช้งบประมาณ รวมทั้งสิ้น 800 ล้านบาท (400 ล้านบาทต่อเดือน)
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาแหล่งงบประมาณจากนำเงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าซึ่งมีรายได้มากกว่าที่ควรได้รับในปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ประมาณ 3,000 ล้านบาท สนับสนุนการดำเนินงาน และให้สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติพิจารณาแนวทางการจัดสรรงบประมาณเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานมาตรการในส่วนที่เหลือต่อไป
กบง.ครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 24) วันอังคารที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 24)
วันอังคารที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2564 เวลา 15.00 น.
2. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
3. การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1)
4. แนวทางการบริหารจัดการการส่งออก LNG ภายใต้โครงการ LNG HUB
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติรับทราบหลักการนโยบายมอบของขวัญปีใหม่ 2563 ให้กับกลุ่มผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 14.6 ล้านราย โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 50 บาทต่อคนต่อเดือน (150 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 ถึง 31 มีนาคม 2563 แทนการให้การช่วยเหลือเดิมที่ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยคาดว่าจะมีผู้ได้รับส่วนลดประมาณ 2 - 5 ล้านคน ตามที่กรมบัญชีกลางคาดการณ์จากจำนวนผู้มาใช้สิทธิ์ในโครงการให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ซึ่งต้องใช้งบประมาณจำนวน 250 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งมาจากการขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม จำนวน 240 ล้านบาทต่อเดือน และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บริจาคเข้ากองทุนประชารัฐสวัสดิการฯ จำนวน 10 ล้านบาทต่อเดือน เป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยในช่วงระยะเวลาดังกล่าวให้ยกเลิกสิทธิ์การช่วยเหลือเดิม คือ ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม จำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน และการให้ความช่วยเหลือของ ปตท. แก่กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน เป็นการชั่วคราว
2. กระทรวงการคลังไม่สามารถนำข้อเสนอของกระทรวงพลังงานเข้าสู่ที่ประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคมได้ ทำให้นโยบายมอบของขวัญปีใหม่ดังกล่าวได้เลื่อนกำหนดการมาเป็นระยะ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2562 วันที่ 21 มกราคม 2563 และวันที่ 17 กันยายน 2563 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงประธานคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ เพื่อขอสนับสนุนงบประมาณการดำเนินนโยบายการมอบของขวัญปีใหม่กระทรวงพลังงาน โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มให้กับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 50 บาทต่อคนต่อเดือน ระยะเวลา 3 เดือน และกำหนดระยะเวลาการดำเนินนโยบายดังกล่าวตามที่เลื่อนกำหนดการมาเป็นระยะ ต่อมาเมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2563 สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง สำนักนโยบายและยุทธศาสตร์ สำนักงานปลัดกระทรวงการคลัง กรมบัญชีกลาง และกรมธุรกิจพลังงาน ได้ประชุมหารือร่วมกันเพื่อพิจารณาแนวทางการดำเนินนโยบายการให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยกระทรวงการคลังขอทราบความชัดเจนการยกเลิกการให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มของ ปตท. แก่กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน รวมทั้งรายละเอียดข้อเสนอการปรับปรุงวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มให้กับกลุ่มผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐของกระทรวงพลังงาน เพื่อประกอบการนำเสนอคณะอนุกรรมการนโยบายการจัดการประชารัฐสวัสดิการ คณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ และคณะรัฐมนตรี พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับ และแจ้งว่ากระทรวงการคลังอยู่ระหว่างการพิจารณาดำเนินโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ เพื่อให้มีข้อมูลผู้มีรายได้น้อยที่เป็นปัจจุบันเพิ่มความแม่นยำในการระบุตัวผู้มีรายได้น้อย และจะมีการพิจารณาทบทวนการจัดสรรสวัสดิการที่เหมาะสมให้แก่ผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐต่อไป
3. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2563 กรมธุรกิจพลังงานได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อขอความเห็นชอบยกเลิกนโยบายการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มให้กับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 50 บาทต่อคนต่อเดือน เป็นระยะเวลา 3 เดือน เนื่องจากกระทรวงการคลังยังไม่ได้นำข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน เข้าสู่ที่ประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ ประกอบกับกระทรวงการคลังอยู่ระหว่างการพิจารณาดำเนินโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ และทบทวนการจัดสรรสวัสดิการที่เหมาะสมใหม่ อีกทั้งการเพิ่มการให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มเป็น 50 บาทต่อคนต่อเดือน เป็นระยะเวลา 3 เดือน อาจไม่มากพอที่จะช่วยลดค่าครองชีพ และสร้างความสับสนแก่ผู้ใช้สิทธิ์ได้ โดย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้เห็นชอบให้ยกเลิกนโยบายดังกล่าวตามที่กรมธุรกิจพลังงานเสนอ และเมื่อวันที่ 19 มกราคม 2564 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงประธานคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ เพื่อขอยกเลิกนโยบายการช่วยเหลือดังกล่าวของกระทรวงพลังงาน ด้วยแล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 . แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1 โครงการนำร่องที่พิสูจน์ความสามารถรองรับการดำเนินการที่มีผู้ใช้หลายรายและความสามารถรักษาเสถียรภาพของระบบ โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็นผู้ประกอบการกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รายใหม่ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องศึกษาการดำเนินการเพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับต่อไป ต่อมา คณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานได้รับทราบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ และได้กำหนดเป็นประเด็นปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ประเด็นการปฏิรูปที่ 7 ด้านการพัฒนาอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดยมิติด้านการทำให้เกิดการแข่งขันในการประกอบธุรกิจ ได้กำหนดให้ปริมาณจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศส่วนที่เหลือจากส่วนของการจัดหาเพื่อความมั่นคงเป็นปริมาณที่มีการแข่งขันในการจัดหาเพื่อใช้ในภาคไฟฟ้าและอุตสาหกรรม และได้ประกาศลงราชกิจานุเบกษาเมื่อวันที่ 6 เมษายน 2561
2. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติรับทราบการดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 1 ระยะดำเนินโครงการนำร่อง ที่มอบหมายให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ โดยสามารถนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในรูปแบบตลาดจร (Spot) ไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมา เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้รับทราบรายงานผลการดำเนินงานระยะที่ 1 ตามที่ กกพ. รายงาน โดย กฟผ. ได้ทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ตามเงื่อนไขการเสียสิทธิของ Shipper (Use-It-Or-Lose-It: UIOLI) จำนวน 2 ลำเรือ ปริมาณ 65,000 ตันต่อลำเรือ ซึ่งมีการนำเข้าเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2562 และ 21 เมษายน 2563 ก๊าซที่แปรสภาพแล้วนำไปใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกงชุดที่ 5 โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ชุดที่ 4 โดยผลการทดสอบมีประเด็นสำคัญที่ควรกำหนดแนวทางที่ชัดเจนก่อนดำเนินงานระยะที่ 2 เช่น (1) การทดสอบ ได้รับการผ่อนปรนกฎ ระเบียบ ข้อกำหนดต่างๆ เกี่ยวกับการให้บริการของสถานี LNG และการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซบนบกแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) (2) ต้องมีการปรับ คุณภาพ LNG ด้วยการผสมกับก๊าซของ ปตท. เพื่อให้ได้คุณสมบัติค่าความร้อน (Wobbe Index: WI) อยู่ในช่วงที่สามารถส่งเข้าสู่ระบบได้ และ (3) กรณีราคา LNG แบบ Spot ปรับตัวสูงขึ้นเท่ากับราคา Pool Price หรือสูงกว่า อาจทำให้ Shipper ไม่ประสงค์จะนำเข้า LNG มาใช้เองและกลับมาซื้อก๊าซจากราคาเฉลี่ยของประเทศ เป็นต้น
3. เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2563 กบง. ได้รับทราบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ช่วงปี 2564 – 2572 ตามที่คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ นำเสนอ โดยปรับปรุงแนวทางจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 เพียงบางส่วน และได้มีมติให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้มีผู้ทรงคุณวุฒิเข้ามาช่วยพิจารณา ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธาน กบง. ได้ลงนามในคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าวเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2563
4. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามข้อเสนอของคณะอนุกรรมการฯ สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
4.1 โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แบ่งออก 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ตามแนวทางที่ กบง. และ กพช. กำหนด (Regulated Market) ซึ่งประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply และ Shipper ที่จัดหา LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และกลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) โดยแบ่งการดำเนินงานแต่ละส่วนออกเป็นดังนี้ ส่วนที่ 1 ธุรกิจต้นน้ำในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้มีการดำเนินงานดังนี้ (1) ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากแหล่งในประเทศทั้งหมด ได้แก่ แหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่อ่าวไทยทั้งหมด (รวมถึงก๊าซธรรมชาติที่จัดหาจากพื้นที่พัฒนาร่วม ไทย-มาเลเซีย : JDA) และแหล่งก๊าซธรรมชาติบนบก ที่เชื่อมต่อกับโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติที่ประเทศไทยนำเข้ามาจากประเทศเมียนมา ได้แก่ แหล่งยาดานา เยตากุน และซอติก้า และก๊าซธรรมชาติที่ประเทศไทยนำเข้ามาในรูปแบบ LNG ที่เป็นสัญญาระยะยาวของประเทศ ซึ่งปัจจุบันมี 4 สัญญา รวมปริมาณสัญญาระยะยาว 5.2 ล้านตันต่อปี (2) ในสถานการณ์ที่ Spot LNG มีราคาต่ำกว่าราคาก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายในประเทศให้แก่ลูกค้าเดิม (Pool Gas) จะกำหนดให้มีการจัดหา LNG ในรูปแบบ Spot ที่ราคาต่ำมาเพิ่มเติม (LNG Spot Flexible) เพื่อช่วยให้ค่าไฟฟ้ามีราคาลดลงจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่เป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้ามีราคาในภาพรวมลดลง อย่างไรก็ตามเพื่อให้สามารถบริหารการจัดหา LNG Spot Flexible ได้อย่างมีประสิทธิภาพ เหมาะสม และได้ประโยชน์อย่างแท้จริง ต้องพิจารณาสถานการณ์ Demand-Supply ก๊าซธรรมชาติในประเทศ รวมทั้งต้องบริหาร Old Gas ให้มีการนำเข้า LNG Spot Flexible ได้อย่างมีประสิทธิภาพ เนื่องจากหากนำเข้ามาในเวลาที่ไม่เหมาะสม อาจกระทบต่อเงื่อนไขผูกพัน (Obligation) ของสัญญา Old Gas ที่มีอยู่จนเกิดค่าปรับที่มากเกินกว่าราคาก๊าซธรรมชาติในภาพรวมที่สามารถลดราคาลงได้ โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้เปิดให้มีการประมูลการจัดหา LNG Spot Flexible ภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและเงื่อนไข และ (3) ให้ Shipper ที่มีความสนใจในการประกอบธุรกิจจัดหาก๊าซธรรมชาติ สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมทั้งรูปแบบ Spot LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้าหรือภาคอุตสาหกรรม โดยกรณีผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบ เช่น ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) Replacement ส่วนที่ขายเข้าระบบ หรือผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) รายใหม่ ให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลภายใต้แนวทางที่ กพช. กำหนด ส่วนกรณีผลิตไฟฟ้าขายลูกค้าตรงหรือใช้ในภาคอุตสาหกรรม ให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลปริมาณและคุณภาพการให้บริการ ส่วนที่ 2 ธุรกิจกลางน้ำ ประกอบด้วย ธุรกิจ LNG Receiving Terminal ที่มีหน้าที่ในการรับเรือขนส่ง LNG ที่จะนำเข้า LNG มาใช้ในประเทศ และทำหน้าที่แปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซ ธุรกิจขนส่งก๊าซธรรมชาติผ่านทางโครงข่ายระบบส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ (ท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธาน) และการดำเนินการควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ และแยกก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในอ่าวไทย กำหนดให้มีการดำเนินงานดังนี้ (1) กำหนดให้ LNG Receiving Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธาน (บนบก)จะต้องเปิดให้บุคคลที่ 3 สามารถมาใช้และเชื่อมต่อได้ เพื่อให้เอกชนที่สนใจจะนำ LNG เข้ามาใช้เองสามารถนำเข้า LNG ผ่านทาง LNG Receiving Terminal และส่งผ่านโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธานที่มีอยู่ในปัจจุบัน โดยไม่ต้องลงทุนก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการนำเข้า LNG และส่งก๊าซธรรมชาติของเอกชนรายนั้นๆ เอง (2) ให้จัดตั้งผู้บริหารระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator: TSO) เป็นนิติบุคคลที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดยมีหน้าที่บริหารจัดการการจัดส่งก๊าซธรรมชาติ และบริหารจัดการและรักษาสมดุลของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ เมื่อได้ข้อยุติในเรื่องที่สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน มีข้อโต้แย้งทางกฎหมายเกี่ยวกับการตีความศาลปกครองสูงสุดในการดำเนินการแบ่งแยกทรัพย์สินของ ปตท. ซึ่งปัจจุบันอยู่ระหว่างชะลอการดำเนินการแยกกิจการระบบส่งก๊าซของ ปตท. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 จนกว่าผลการหารือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน ในเรื่องดังกล่าวจะได้ข้อยุติ จากนั้นให้ ปตท. ดำเนินการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และจัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลให้แล้วเสร็จภายใน 15 เดือน และ (3) การควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติและแยกก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตในอ่าวไทยที่ต้องกำจัดสิ่งปนเปื้อนออกก่อนนำไปใช้ ซึ่งปัจจุบันการดำเนินการส่วนนี้เป็นหน้าที่ของ ปตท. จะยังคงมอบหมายให้ ปตท.ทำหน้าที่ดังกล่าวต่อไป โดยจะกำหนดให้ก๊าซธรรมชาติที่ผ่านการควบคุมคุณภาพและแยกก๊าซธรรมชาติแล้วเป็นส่วนหนึ่งของ Old Supply และส่วนที่ 3 ธุรกิจปลายน้ำ คือ การขายก๊าซธรรมชาติแก่ผู้ใช้ก๊าซ ให้แยกเป็น 2 รูปแบบ คือการขายก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply ในรูปแบบ Pool Gas และการขายก๊าซธรรมชาติโดย Shipperที่นำเข้า LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าหรือโรงงานอุตสาหกรรม ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. กำกับการดำเนินงานเพื่อให้ประเทศได้รับประโยชน์อย่างแท้จริง โดยผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติสามารถเลือกซื้อก๊าซได้ทั้งจาก Pool Gas หรือ Shipper
4.2 การกำหนดผู้ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลางในการพิจารณาการดำเนินงานให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เห็นควรให้ กกพ. ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลางดังกล่าว ตามวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 7 ข้อ 3 ส่งเสริมการแข่งขันในกิจการพลังงาน และป้องกันการใช้อํานาจในทางมิชอบในการประกอบกิจการพลังงาน และมาตรา 11 ข้อ 1 ซึ่งให้ กกพ. มีอำนาจหน้าที่กํากับดูแลการประกอบกิจการพลังงานเพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัตินี้ภายใต้กรอบนโยบายของรัฐ
4.3 การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซเก่า/ใหม่ (Old/New Supply-Demand)พิจารณาจากการจัดหาและการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ดังนี้ (1) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจาก Supply กำหนดให้ Old Supply หมายถึง ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว เพื่อจำหน่ายก๊าซเข้า Pool ได้แก่ 1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากอ่าวไทยในปัจจุบัน และปริมาณก๊าซจากอ่าวไทยที่จะเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รวมถึง JDA 2) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก 3) ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมา 4) ปริมาณ LNG ตามสัญญาระยะยาวที่มีสัญญาผูกพันแล้ว คือ สัญญากับ Qatar 2 ล้านตันต่อปี Shell 1 ล้านตันต่อปี BP 1 ล้านตันต่อปี และ Petronas 1.2 ล้านตันต่อปี และ 5) LNG Spot Flexible ตามปริมาณและเงื่อนไขที่ได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. และกำหนดให้ New Supply หมายถึง ปริมาณ LNG นำเข้าที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Old Supply เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้าหรือภาคอุตสาหกรรม และ (2) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจาก Demand กำหนดให้ Old Demand ประกอบด้วย ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) ซึ่งถือเป็นหน่วยที่สร้างมูลค่าเพิ่มให้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ความต้องการก๊าซธรรมชาติในโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีสัญญาผูกพันรูปแบบ Firm กับ ปตท. (Daily Contract Quantity: DCQ) และโรงไฟฟ้าที่มีสัญญากับ ปตท. อยู่ในปัจจุบัน และเริ่มมีการใช้ก๊าซธรรมชาติตามสัญญาแล้ว ได้แก่ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) รวมถึงภาคอุตสาหกรรม และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ซึ่งมีสัญญาผูกพันแล้ว และ SPP Replacement ในส่วนที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบและใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas และกำหนดให้ New Demand ประกอบด้วย ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมที่จะลงนามสัญญาใหม่ และที่มีการลงนามสัญญาอยู่ในปัจจุบันแต่ยังไม่มีการเริ่มใช้ก๊าซธรรมชาติ (Unmet Demand) โดยสามารถซื้อจาก Pool Gas ได้ในกรณีที่ปริมาณใน Pool Gas ยังมีเหลือ
4.4 การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG กับความสามารถของ LNG Terminal มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปริมาณการนำเข้า LNG มอบหมายให้ ปตท. และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติพิจารณา Supply และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และนำเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล (2) ความสามารถของ LNG Terminal มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้บริหารจัดการตลอดจนปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ ที่ไม่เหมาะสมกับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เช่น เงื่อนไข UIOLI สิทธิการจอง LNG Terminal (Grandfather Basis) เป็นต้น ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และ (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย มอบหมายให้ ปตท. บริหารจัดการการใช้ก๊าซในอ่าวไทยให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์ให้ ปตท. สามารถใช้ By pass gas ได้ในกรณีมีความจำเป็นต้องทดสอบระบบหรือควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในเกณฑ์ที่กำหนด ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 ทั้งนี้ กำหนดให้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยต้องนำมาใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติก่อน โดยกรณี DCQ ของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยมีสูงกว่าความสามารถในการรองรับ (Capacity) หรือความต้องการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จะถือว่า Capacity หรือความต้องการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นเกณฑ์ของการจัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศ (Domestic Gas) แต่เมื่อใดที่ DCQ ของก๊าซในอ่าวไทยต่ำกว่า Capacity หรือความต้องการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้นำเข้า LNG เพิ่ม โดยปริมาณ DCQ มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติรวบรวมข้อมูล ตรวจสอบ และแจ้งให้ กกพ. ทราบ
4.5 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และการกำหนดราคา LNG นำเข้าที่ผ่านมามีมติ กพช. ที่เกี่ยวข้อง ดังนี้ เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ที่ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ โดยหากมีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG ต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2% ซัลเฟอร์ (S) ที่ประกาศโดย สนพ. (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) และในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น โดยเมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. ทราบเป็นระยะ ต่อมาเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 กพช. ได้เห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ซึ่งขณะนั้นมี ปตท. เป็น Shipper เพียงรายเดียว โดยจำแนกสูตรราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติตามกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ และเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้เห็นชอบการทบทวนการกำหนดนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ โดยเปลี่ยนแปลงวิธีการคำนวณอัตราค่าบริการ จากเดิมที่ใช้วิธีการคำนวณอัตราผลตอบแทนตลอดอายุโครงการ (Discount Cash Flow) เป็นวิธีคำนวณอัตราผลตอบแทนตามรอบกำกับ (Building Block) และมีการเปลี่ยนตัวแปรในโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จากเดิมที่ใช้ตัวแปร P ซึ่งหมายถึงราคาก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เป็นตัวแปร Wy ซึ่งหมายถึงราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติ และกำหนดตัวแปร Pool Gas เป็น WH ซึ่งหมายถึงราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งได้รวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซที่มีอยู่ในระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติไว้แล้ว
4.5.1 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้สำหรับเป็นราคาซื้อขายก๊าซให้ลูกค้าประเภทต่างๆ ตามมติ กพช. ข้อ 4.5 กำหนดสำหรับ ปตท. ซึ่งเป็น Shipper เพียงรายเดียวในขณะนั้น โดยกรณีที่จะมี Shipper รายใหม่นำเข้า LNG เพื่อขายให้ลูกค้าของตนเองจำเป็นต้องมีการกำหนดสูตรราคาก๊าซธรรมชาติแก่ Shipper รายใหม่ด้วย โดยกำหนดหลักการสำหรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ (2) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น โดยไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (3) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการกำหนดและทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
4.5.2 คณะอนุกรรมการฯ เห็นสมควรเสนอให้ยกเลิกหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 โดยมีเหตุผลดังนี้ (1) เดิมน้ำมันเตา 2%S ถูกใช้เป็นทางเลือกในการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเพื่อทดแทนกรณีไม่สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ ประกอบกับ สนพ. มีประกาศเผยแพร่ราคาน้ำมันเตา 2%S ดังนั้นราคาน้ำมันเตา 2%S จึงถูกใช้เป็นราคาคู่เทียบในการขออนุมัติเพื่อนำเข้า Spot LNG แต่เนื่องจากข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมในปัจจุบันทำให้โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนส่วนใหญ่ต้องใช้น้ำมันเตา 0.5%S หรือน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงสำรองทดแทนกรณีไม่สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ (2) ปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้ดำเนินการจัดหา Spot LNG เพื่อรองรับความต้องการของประเทศเพียงรายเดียว โดยการเปิดรับข้อเสนอกับคู่ค้าที่ขึ้นทะเบียนกับ ปตท. ซึ่งที่ผ่านมาราคา Spot LNG เป็นการเจรจา โดยเทียบเคียงกับราคาอ้างอิงของประเทศญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ (Japan-Korea Marker: JKM) ด้วยเงื่อนไขการส่งมอบที่สถานีปลายทาง (Delivery Ex-Ship: DES) ที่ PTTLNG Terminal มาบตาพุด จังหวัดระยอง ทั้งนี้ เมื่อนำข้อมูลราคา Spot LNG นำเข้าเปรียบเทียบกับราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆ อาทิ ราคา JKM ราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ราคา Pool Gas และราคาน้ำมันเตา 2%S พบว่าราคา Spot LNG นำเข้าจะมีความใกล้เคียงได้กับราคา JKM มากที่สุด ในการนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้เสนอหลักเกณฑ์การจัดหา LNG สำหรับทุก Shipper ดังนี้ (1) การจัดหา LNG สำหรับ Regulated Market ประกอบด้วย 1) การจัดหาด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญาระยะกลาง ในระยะเริ่มต้นมอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับ สำนักงาน กกพ. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) และนำเสนอขอความเห็นชอบจาก กบง. และ กพช. ก่อนประกาศเป็นหลักเกณฑ์ให้ Shipper นำไปใช้ในการจัดหา โดยภายหลังการเจรจาสัญญามีข้อยุติให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการ 2) การจัดหาด้วยสัญญา Spot Flexible ราคา Spot LNG ต้องไม่เกินราคา Pool Gas โดยให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการประมูลจัดหา Spot Flexible ภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและเงื่อนไข และ 3) การจัดหาด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ราคา Spot LNG ต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยส่วนต่างค่าขนส่งจากประเทศผู้ค้าต้นทาง ส่งมอบที่ประเทศญี่ปุ่นกับที่ประเทศไทย (JKM adjust by freight cost) และมีเพดานราคาไม่เกินราคา LNG นำเข้าจากสัญญาระยะยาวที่ต่ำที่สุดทุกช่วงเวลาของ ปตท. ในปัจจุบัน ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณาความเหมาะสมของ JKM adjust by freight cost เป็นระยะ และให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับปริมาณและช่วงเวลาที่จะสามารถนำเข้า Spot LNG ได้ ภายใต้หลักเกณฑ์ราคาที่ กบง. กำหนด โดยหากมีความจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้างต้น ต้องได้รับความเห็นชอบจาก สนพ. และ กกพ. เป็นรายครั้ง และ (2) การจัดหา LNG สำหรับ Partially Regulated Market ให้ Shipper สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมถึงจัดหา Spot LNG ได้ ภายใต้การกำกับดูแลด้านปริมาณและคุณภาพการให้บริการของ กกพ.
4.6 ปัจจุบันศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าใช้หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนการผลิตไฟฟ้า (Merit Order) เพื่อให้ได้ต้นทุนโดยรวมที่ต่ำที่สุด โดยทุกโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ทั้งโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP และ VSPP มีค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติด้วยราคา Pool Price เดียวกัน จึงสามารถพิจารณาลำดับต้นทุนการผลิตเทียบเคียงจากค่า Heat rate หรือประสิทธิภาพได้ อย่างไรก็ดี การดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้ Shipper จัดหา LNG สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ที่ขายเข้าระบบ จะทำให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติมีหลายราคา ส่งผลให้การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าด้วยวิธี Merit Order ไม่สะท้อนถึงประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า ดังนั้น การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการประสิทธิภาพ (Heat Rate) ของโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ที่มีประสิทธิภาพดีที่สุดก่อนจะมีความเหมาะสมกว่า โดยเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. ซึ่งมีอำนาจตามมาตรา 87 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ในการกำกับให้ผู้รับใบอนุญาตที่มีศูนย์ควบคุมระบบโครงข่ายพลังงาน มีหน้าที่ควบคุม บริหาร และกำกับดูแลให้ระบบพลังงานมีความสมดุล มั่นคง มีเสถียรภาพ ประสิทธิภาพ และความน่าเชื่อถือ เป็นผู้กำหนดหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
4.7 คณะอนุกรรมการฯ เห็นสมควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาทบทวนความเหมาะสม ของ TPA Regime และ TPA Code ของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 โดยปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างดำเนินการทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code รวมถึง TSO framework และ TSO Code ซึ่ง ปตท. ในฐานะ TSO อยู่ระหว่างการจัดทำ TSO Code โดยมีกำหนดแล้วเสร็จและส่งให้ กกพ. พิจารณาภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2564 และ กกพ. จะนำความเห็นจาก Shipper ทุกราย รวมถึงผลจากการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. มาพิจารณาเพื่อปรับปรุงให้สอดคล้องกับนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยมีประเด็นในการปรับปรุง ดังนี้ (1) TPA Regime ปรับปรุงวิธีการจัดสรรความสามารถการให้บริการของสถานี LNG ปรับปรุงหลักการ Inter Shipper Agreement ปรับปรุงเงื่อนไข UIOLI และปรับปรุงสิทธิการจอง LNG Terminal (Grandfather Basis) (2) TPA Code สำหรับสถานี LNG ปรับปรุงความเหมาะสมของการขอใช้สถานี LNG ในรูปแบบสัญญา Non-Firm (UIOLI) ปรับปรุงความเหมาะสมและการบริหารจัดการ LNG ระหว่าง Shipper ภายใต้ Inter Shipper Agreement และหลักการ Borrowing/Lending และปรับปรุงเงื่อนไขการจัดสรรความสามารถของการเปิด Open Season ของ สถานี LNG (3) TPA Code และ TSO Code สำหรับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ปรับปรุงการทำ Daily Adjustment ของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ปรับปรุงกรอบความไม่สมดุลทางบวกและทางลบ (Imbalance) ปรับปรุงความเหมาะสมของรูปแบบสัญญา Non-Firm ระยะสั้น (1 เดือน) และทบทวนเงื่อนไขให้ Shipper ทำประกันภัยบุคคลที่ 3 และ (4) ประเด็นอื่นๆ อาทิ ทบทวนความเหมาะสมของอัตราค่าบริการสำหรับสัญญา Firm และ Non-Firm และสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาว รวมทั้งปรับปรุงความสอดคล้องของ TPA Code และ TSO Code สำหรับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG
4.8 การพิจารณากลไก เงื่อนไข และแนวทางอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 อาทิ การพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการคุณภาพก๊าซธรรมชาติ มอบหมายให้ ปตท. ในฐานะ TSO เสนอวันที่มีการปรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติ (Changeover Day: C-Day) ต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับให้เกิดความเป็นธรรม เนื่องจากเมื่อมีการนำเข้า LNG มาใช้ในประเทศมากขึ้นจะทำให้คุณภาพก๊าซธรรมชาติในประเทศเปลี่ยนแปลงไป ดังนั้น ปตท. ต้องเร่งประกาศ C-Day ภายใต้การอนุมัติของ กกพ. เพื่อให้ ปตท. และ Shipper รายอื่นแจ้งให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติปรับปรุงเครื่องจักรและอุปกรณ์รองรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติใหม่ตามแผนที่กำหนดไว้ในเดือนมิถุนายน 2566 ในส่วนของการติดตามการดำเนินงานตามข้อเสนอแนวทางส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามความก้าวหน้า ปัญหา อุปสรรค และรายงานผลการดำเนินงานต่อ กบง. ทราบเป็นระยะต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 . การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1)
สรุปสาระสำคัญ
1. การพัฒนาโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) ในปัจจุบันเป็นการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีที่ได้ให้ความเห็นชอบไว้รวม 4 ครั้ง ประกอบด้วยมติเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 วันที่ 27 ตุลาคม 2558 วันที่ 12 กรกฎาคม 2559 และวันที่ 11 เมษายน 2560 โดย บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้รับผิดชอบหลักในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ โดยสรุปภาพรวมการพัฒนาตามแผนปี 2558 - 2560 ได้ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การปรับปรุงแท่นผลิต อุปกรณ์ และระบบท่อ เพื่อรองรับการส่งก๊าซให้แก่โรงไฟฟ้าขนอมใหม่ (2) ระบบท่อส่งก๊าซในทะเล เชื่อมแหล่งอุบล (3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซ (Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซวังน้อย - แก่งคอย (4) ระบบท่อส่งก๊าซบนบกเส้นที่ 5 จากระยอง ไปยังระบบท่อส่งก๊าซไทรน้อย - โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ และพระนครใต้ (5) ระบบท่อส่งก๊าซบนบก จากสถานีควบคุมความดันก๊าซราชบุรี - วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปยังจังหวัดราชบุรี (6) สถานีเพิ่มความดันก๊าซบนระบบท่อส่งก๊าซราชบุรี – วังน้อย และ (7) สถานีเพิ่มความดันก๊าซกลางทาง บนระบบท่อส่งก๊าซบนบกเส้นที่ 5 และส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว ประกอบด้วย (1) LNG Receiving Terminal มาบตาพุด จังหวัดระยอง ขนาด 11.5 ล้านตันต่อปี (MTPA) (2) LNG Receiving Terminal หนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 MTPA (3) Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA (4) FSRU พื้นที่ภาคใต้ของประเทศ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ขนาด 2 MTPA (5) FSRU ประเทศเมียนมา ขนาด 3 MTPA (6) LNG Receiving Terminal แห่งที่ 3 ขนาด 5 MTPA และ (7) LNG Receiving Terminal แห่งที่ 4 ขนาด 5 MTPA
2. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1)) และแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561-2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 โดยคาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในช่วงปี 2563 - 2580 จะมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี โดยตามแผน PDP2018 (Rev.1) จะมีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นจากแผน PDP2015 ประมาณ 5,356 เมกะวัตต์ (MW) ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ปตท. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประชุมหารือร่วมกันหลายครั้งเพื่อพิจารณาศักยภาพของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และ LNG Receiving Facilities ทั้งที่มีอยู่และที่อยู่ระหว่างการศึกษาความเหมาะสม เพื่อรองรับความมั่นคงในการจัดหาก๊าซให้กับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) และ Gas Plan 2018 ซึ่งในขณะที่จัดทำแผน PDP2015 กำหนดจะมีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซในพื้นที่เขตนครหลวงเพิ่มขึ้นประมาณ 2,600 MW ความต้องการใช้ก๊าซอยู่ที่ระดับ 650 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) ขณะที่พื้นที่เขตนครหลวงมีระบบท่อส่งก๊าซที่มีศักยภาพในการรับส่งก๊าซประมาณ 800 MMscfd ปตท. และ กฟผ. จึงได้รับความเห็นชอบให้พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซตามแผนปี 2558 - 2560 รวม 3 โครงการ ประกอบด้วย (1) FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ดำเนินการโดย กฟผ. วงเงินลงทุน 24,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 (2) สถานีเพิ่มความดันก๊าซกลางทาง บนระบบท่อส่งบนบกเส้นที่ 5 ดำเนินการโดย ปตท. วงเงินลงทุน 6,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2570 และ(3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซบนระบบท่อส่งราชบุรี-วังน้อย ดำเนินการโดย ปตท. วงเงินลงทุน 5,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2574
3. ตามแผน PDP2018 (Rev.1) ณ สิ้นปี 2580 เขตนครหลวงจะมีกำลังผลิตไฟฟ้าสุทธิรวมทั้งสิ้น 11,478 MW มีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซเพิ่มขึ้นประมาณ 5,420 MW เพิ่มขึ้นจากแผน PDP2015 ประมาณ 2,820 MW ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซเพิ่มขึ้นจาก 650 MMscfd เป็น 1,050 MMscfd ซึ่งเกินศักยภาพของระบบท่อส่งก๊าซที่มีอยู่ 800 MMscfd ประกอบกับประมาณการความต้องการใช้ LNG ของประเทศในช่วงปี 2567 - 2570 จะอยู่ที่ระดับ 11 - 13 MTPA ขณะที่ LNG Receiving Terminal ของ ปตท. รวมกับท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 ที่จะสร้างขึ้นในพื้นที่ตอนกลางของประเทศ มีศักยภาพรองรับการนำเข้า LNG ได้ถึง 24 - 34.8 MTPA ทั้งนี้ ปตท. ได้ประเมินทางเลือกในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในพื้นที่เขตนครหลวง โดยเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายในการลงทุน (CAPEX) และค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน (OPEX) และเห็นว่าโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) ในพื้นที่เขตนครหลวง มีค่าใช้จ่ายน้อยกว่าโครงการพัฒนาสถานีเพิ่มความดันก๊าซที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีตามแผน PDP2015 ไว้แล้ว ดังนี้ (1) FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ของ กฟผ. CAPEX 24,000 ล้านบาท OPEX 824 ล้านบาทต่อปี (2) สถานีเพิ่มความดันก๊าซกลางทาง บนระบบท่อส่งบนบกเส้นที่ 5 ของ ปตท. CAPEX 6,500 ล้านบาท และ (3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซบนระบบท่อส่งราชบุรี-วังน้อย CAPEX 5,500 ล้านบาท โดย OPEX ของโครงการ (2) และโครงการ (3) รวม 609 ล้านบาทต่อปี ในขณะที่โครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของ ปตท. CAPEX 11,000 ล้านบาท OPEX 9 ล้านบาทต่อปี
4. เมื่อวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2564 ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมหารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน และเห็นว่าศักยภาพโครงสร้างพื้นฐานก๊าซตามแผนปี 2558 - 2560 ในพื้นที่เขตนครหลวงมีความเสี่ยงสูงในการรองรับความต้องการใช้ก๊าซของโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) โดยที่ประชุมได้สรุปการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในเขตนครหลวงใหม่ เพื่อให้การลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุด รวมถึงไม่สร้างภาระแก่ประชาชน ดังนี้ (1) ปตท. จะดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ แทนโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซกลางทาง บนระบบท่อส่งบนบกเส้นที่ 5 และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซบนระบบท่อส่งราชบุรี-วังน้อย เพื่อยกระดับขีดความสามารถของระบบท่อส่งก๊าซในการรับส่งก๊าซจาก 800 MMscfd เป็น 1,400 MMscfd และเชื่อมต่อระบบท่อส่งก๊าซภาคตะวันตกและภาคตะวันออกได้ทั้งระบบ เป็นการเสริมสร้างความมั่นคงให้กับระบบท่อส่งก๊าซของประเทศ โดยจุดเริ่มต้นโครงการอยู่ที่ อำเภอบางปะกง จังหวัดฉะเชิงเทรา และจุดสิ้นสุดโครงการอยู่ที่ อำเภอเมือง จังหวัดสมุทรปราการ ระยะทางโดยประมาณ 74 กิโลเมตร ขนาดท่อโดยประมาณ 36 นิ้ว ดำเนินการโดย ปตท. วงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2568 และ (2) ปตท. และ กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ของ กฟผ. เป็นร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 MTPA
5. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นดังนี้ (1) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในพื้นที่เขตนครหลวงดังกล่าว เป็นการจัดทำโครงการให้รองรับความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซที่เปลี่ยนแปลงไปจากแผน PDP2015 และการจัดตั้งโรงไฟฟ้าหลักเพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าแต่ละภูมิภาคตามแผน PDP 2018 (Rev.1) รวมทั้งเพื่อลดการพึ่งพากำลังการผลิตไฟฟ้าจากภูมิภาคอื่น (2) โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯ มีค่าใช้จ่ายน้อยกว่าโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ มีความน่าเชื่อถือของท่อสูงถึงร้อยละ 99 และมีศักยภาพเพียงพอรองรับโรงไฟฟ้าในเขตนครหลวงและภาคกลางตลอดแผน PDP2018 (Rev.1) โดยส่งผ่านท่อก๊าซเส้นอื่นที่เชื่อมต่อเป็นโครงข่ายชั่วคราวในกรณีเกิดเหตุฉุกเฉิน (3) การพัฒนาโครงการตามที่เสนอได้มีการประชุมหารือร่วมกันระหว่าง กระทรวงพลังงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. หลายครั้ง โดยยึดหลักประสิทธิภาพ ประสิทธิผล โอกาส ผลกระทบ และผลที่คาดว่าจะได้รับ รวมทั้งคำนึงถึงการใช้ทรัพยากรร่วมกันให้เกิดประโยชน์สูงสุดโดยไม่ส่งผลกระทบต่อความปลอดภัยในการส่งก๊าซ และ (4) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) จะต้องผ่าน กกพ. ให้ความเห็นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 11 (5) เสนอความเห็นต่อแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า แผนการลงทุนในกิจการไฟฟ้า แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และแผนการขยายระบบโครงข่ายพลังงานเพื่อนำเสนอรัฐมนตรีตามมาตรา 9 (3) และมาตรา 79 ผู้รับใบอนุญาตที่มีระบบโครงข่ายพลังงานซึ่งเป็นหน่วยงานของรัฐตามที่คณะกรรมการกำหนด จัดทำแผนการขยายระบบโครงข่ายพลังงานเสนอต่อรัฐมนตรีเพื่อขอความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีในการพิจารณาแผนการขยายระบบโครงข่ายพลังงานตามวรรคสอง ให้ กกพ. ให้ความเห็นประกอบด้วย ในการนี้หากแผนดังกล่าวมีผลกระทบต่อส่วนได้เสียสำคัญของประชาชนให้ กกพ. จัดให้มีกระบวนการรับฟังความคิดเห็นตามมาตรา 26 ด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) ตามมติ คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 เป็นร่วมลงทุนกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 MTPA
2. เห็นชอบให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1)) และยกเลิกสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ (Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี - วังน้อย และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ (Compressor) กลางทาง บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เพื่อขอความเห็น เรื่อง โครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ และเสนอ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อประกอบการพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4. แนวทางการบริหารจัดการการส่งออก LNG ภายใต้โครงการ LNG HUB
สรุปสาระสำคัญ
1. การพัฒนาประเทศไทยให้เป็นศูนย์กลางการค้าขาย LNG ของภูมิภาค (Regional LNG Hub) ได้ถูกบรรจุเป็นแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ซึ่งสอดคล้องกับยุทธศาสตร์ชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 ด้านการสร้างความสามารถในการแข่งขัน เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานซึ่งเป็นส่วนสำคัญในการขับเคลื่อนเศรษฐกิจของประเทศ ทั้งนี้ ปัจจุบันบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวจำนวน 4 สัญญา ปริมาณรวม 5.2 ล้านตันต่อปี (MTPA) โดยเมื่อวันที่ 25 มกราคม 2563 ปตท. ร่วมกับบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) ได้ทดสอบระบบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2563 ที่ประชุมคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการตามแผนปฏิบัติการ (Action Plan) ภายใต้โครงการ ERC Sandbox เพื่อดำเนินการพัฒนาโครงการ Regional LNG Hub ที่ ปตท. และบริษัท PTTLNG ร่วมดำเนินโครงการ และเมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2563 ปตท. และบริษัท PTTLNG ได้ลงนามสัญญา Pilot Agreement for Reloading LNG ร่วมกันเพื่อรองรับการดำเนินธุรกรรมส่งออก LNG (Reloading) อย่างไรก็ตาม ปตท. ยังไม่เคยดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เชิงพาณิชย์
2. ช่วงปลายปี 2563 ถึงต้นปี 2564 ราคา Asian Spot LNG มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากสภาพอากาศที่หนาวกว่าปกติในประเทศญี่ปุ่น เกาหลีใต้ และจีน รวมทั้งโครงการผลิต LNG ในประเทศมาเลเซีย ออสเตรเลีย และไนจีเรียเกิดเหตุขัดข้อง ประกอบกับการสัญจรของเรือขนส่ง LNG ผ่านช่องแคบปานามาเกิดปัญหาการจราจรติดขัด ทำให้ตลาดเอเชียมีปริมาณเที่ยวเรือเสนอขายลดลง ส่งผลให้ตลาด Asian Spot เกิดภาวะตึงตัวกะทันหัน ในขณะเดียวกันภาพรวมความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศลดลงหลังเกิดการแพร่ระบาดของโรค COVID 19 ระลอกใหม่ ทำให้รัฐบาลกำหนดมาตรการควบคุมการแพร่ระบาดซึ่งส่งผลต่อการลดลงของการใช้ก๊าซธรรมชาติ ประกอบกับสภาพอากาศที่หนาวเย็นในฤดูหนาวทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าลดลงอย่างมีนัยสำคัญ ส่งผลให้ ปตท. มีปริมาณสำรอง LNG เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องและเห็นโอกาสการส่งออก LNG จากท่ามาบตาพุดเพื่อทดสอบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เชิงพาณิชย์ในช่วงที่ราคา LNG จากสัญญาซื้อขายระยะยาวของ ปตท. ต่ำกว่าราคา Asian Spot LNG สำหรับเที่ยวเรือส่งมอบช่วงไตรมาส 1 ปี 2564 โดยสามารถส่งออก LNG ในเดือนมกราคม 2564 ได้จำนวน 1 เที่ยวเรือ (ประมาณ 60,000 ตัน) และยังมีปริมาณสำรอง LNG เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ ทั้งนี้ เนื่องจากเป็นการส่งออก LNG จากสัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ดังนั้น เมื่อวันที่ 22 มกราคม 2564 ปตท. จึงได้ส่งหนังสือรายงานแผนการส่งออก LNG (Reloading) และวันที่ 29 มกราคม 2564 ได้ส่งหนังสือรายงานผลดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เพื่อทดสอบ LNG Hub เชิงพาณิชย์ ถึงปลัดกระทรวงพลังงาน และประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดยสำเนาเรียนอธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ และผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน โดยรายงานผลการส่งออก LNG (Reloading) เที่ยวเรือแรกของ ปตท. สรุปได้ดังนี้ (1) ปตท. ดำเนินการส่งออก LNG ระหว่างวันที่ 25 - 26 มกราคม 2564 ระยะเวลาดำเนินการรวม 32 ชั่วโมง 35 นาที โดยไม่เกิดปัญหาอุปสรรคด้านเทคนิค (2) ปริมาณ LNG ที่ส่งออกประมาณ 62,449 ตัน หรือ 3,262,266 ล้านบีทียู (MMBtu) (3) ราคาขาย LNG ที่ท่ามาบตาพุด 14.66 เหรียญสหรัฐฯ ต่อ MMBtu (4) ประมาณการต้นทุน ซึ่งประกอบด้วยต้นทุนเนื้อ LNG ค่าบริการ Reloading LNG Service ค่าภาษีผ่านท่าเทียบเรือ Corporate Tax และค่าใช้จ่ายอื่นที่เกี่ยวข้อง 8.7 เหรียญสหรัฐฯ ต่อ MMBtu และ (5) ประมาณการกำไรขั้นต้นหลังหักภาษี 580 ล้านบาท
3. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) มีดังนี้ (1) หลักเกณฑ์ด้านปริมาณให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออก LNG ได้ โดยต้องไม่กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ (ปริมาณสำรอง LNG หลังจากการสูบถ่ายอย่างน้อย 1 ถัง) และ (2) หลักเกณฑ์ด้านราคา กรณีที่ ปตท. ส่งออก LNG (Reloading) ภายใต้สัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ปตท. จะนำส่งรายได้ระหว่างราคาขาย LNG จริง กับราคา Pool LNG เฉลี่ยรายเดือน หลังหักค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องให้กับภาครัฐ ดังนี้
รายได้นำส่งภาครัฐ = (ราคาขาย LNG จริง – ราคา Pool LNG – ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง*) × ปริมาณ LNG
*ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง คือ ค่าจ้างเรือ ค่าขนส่ง ค่า Reloading Service ค่าใช้จ่ายอื่นๆที่เกี่ยวข้อง กับการ Reloading ค่าดำเนินการของ ปตท. (1% ของราคาต้นทุน LNG รวมค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง) และ Corporate Tax เป็นต้น
โดย ปตท. ต้องขาย LNG ในช่วงที่ราคา Spot ต้องสูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาว และหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง ทั้งนี้ กรณีที่ ปตท. มีการนำเข้า LNG ในเชิงพาณิชย์เพื่อดำเนินกิจกรรม LNG Hub ให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) ได้ โดยต้องชำระค่าบริการใช้ LNG Terminal ตามอัตราภายใต้การกำกับของ กกพ. เพื่อขับเคลื่อนประเทศไทยสู่การเป็น LNG Hub เต็มรูปแบบ
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) สอดคล้องกับแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการพัฒนาประเทศไทยเป็น Regional LNG Hub ภายใต้โครงการ ERC Sandbox โดยเป็นการบริหารจัดการ LNG ภายในประเทศจากการขาย LNG ในช่วงที่ราคา Spot สูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาว และหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง ทำให้ภาครัฐได้รับภาษีที่เกี่ยวข้องกับการส่งออกเพิ่มขึ้น อีกทั้ง LNG Receiving Terminal ได้รับค่าบริการ Reloading ซึ่งเป็นประโยชน์กับผู้ใช้ Terminal ในอนาคต ทั้งนี้ ภาครัฐควรนำผลตอบแทนจากการส่งออกมาใช้เพื่อประโยชน์ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศ โดยการดำเนินการต้องพิจารณาระดับปริมาณสำรอง LNG คงเหลือ เพื่อไม่ให้กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซในประเทศ และต้นทุนราคาก๊าซภายในประเทศ (Pool Gas)
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เที่ยวเรือแรกของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการนำรายได้นำส่งภาครัฐประมาณ 580 ล้านบาท ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ
2. เห็นชอบหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาระยะยาวของ ปตท. ดังนี้
2.1 หลักเกณฑ์ด้านปริมาณ ให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออก LNG ได้ โดยต้องไม่กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ (ปริมาณสำรอง LNG หลังจากการสูบถ่ายอย่างน้อย 1 ถัง)
2.2 หลักเกณฑ์ด้านราคา กรณีที่ ปตท. ส่งออก LNG (Reloading) ภายใต้สัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ปตท. จะนำส่งรายได้ระหว่างราคาขาย LNG จริง กับราคา Pool LNG เฉลี่ยรายเดือน หลังหักค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องให้กับภาครัฐไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ
รายได้นำส่งภาครัฐ = (ราคาขาย LNG จริง – ราคา Pool LNG – ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง*) × ปริมาณ LNG
*ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง คือ ค่าจ้างเรือ ค่าขนส่ง ค่า Reloading Service ค่าใช้จ่ายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการ Reloading ค่าดำเนินการของ ปตท. (1% ของราคาต้นทุน LNG รวมค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง) และ Corporate Tax เป็นต้น
โดย ปตท. ต้องขาย LNG ในช่วงที่ราคา Spot ต้องสูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาวและหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง
3. มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
กบง.ครั้งที่ 3/2564 (ครั้งที่ 25) วันศุกร์ที่ 12 มีนาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2564 (ครั้งที่ 25)
วันศุกร์ที่ 12 มีนาคม พ.ศ. 2564
1. นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่อง นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานมีนโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยเพื่อใช้เป็นกรอบแนวทางในการกำกับดูแลและกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน ซึ่งจะมีการทบทวนและปรับปรุงทุก 5 ปี เพื่อให้นโยบายมีความสอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไปทั้งสภาพเศรษฐกิจ สังคม และเทคโนโลยี รวมทั้งแผนพัฒนาพลังงานด้านไฟฟ้าของประเทศ โดยนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาและมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการต่อไปและเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 กพช. ได้มีมติรับทราบแนวทางการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะดำเนินการจัดทำร่างนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จ และนำเสนอ กพช. พิจารณาภายในไตรมาสที่ 1 ของปี 2564 และมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2564 ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อไป ทั้งนี้ ในช่วงเปลี่ยนผ่านนโยบายดังกล่าว กกพ. จะยังคงใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าไปพลางก่อน ซึ่งปัจจุบัน สนพ. ได้ศึกษาและจัดทำนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 แล้วเสร็จ โดยได้มีการจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น รวมทั้งประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องแล้ว
2. นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568
2.1 วัตถุประสงค์ มีดังนี้ (1) เพื่อให้การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อทั้งผู้รับใบอนุญาตและผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม (2) เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสามารถรองรับการเปลี่ยนแปลงบริบทของอุตสาหกรรมไฟฟ้า อันเกิดจากนโยบายและยุทธศาสตร์ของประเทศ รวมถึงการเปลี่ยนแปลงทาง เศรษฐกิจ สังคม สิ่งแวดล้อม และเทคโนโลยี ที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในอนาคต (3) เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีความเกื้อหนุนต่อการรักษาประสิทธิภาพ เสถียรภาพ และความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศโดยรวม (4) เพื่อให้การกำกับดูแลการส่งผ่านต้นทุนค่าไฟฟ้าในการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าเป็นไปอย่างโปร่งใสและมีประสิทธิภาพ (5) เพื่อให้การดำเนินนโยบายของภาครัฐผ่านกลไกการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปอย่างครอบคลุม เป็นธรรม และมีประสิทธิภาพ
2.2 หลักการทั่วไป มีดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท ต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform tariff) ยกเว้นในกรณีดังต่อไปนี้ กรณีที่เป็นการตกลงซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกัน โดยไม่อยู่ภายใต้การควบคุมของศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ กรณีที่เป็นการซื้อขายไฟฟ้าบนพื้นที่เกาะ กรณีที่เป็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ กรณีที่เป็นกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีความต้องการคุณภาพหรือบริการด้านไฟฟ้าที่แตกต่างจากปกติ หรือ กรณีอื่นๆ โดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อให้ความเห็นชอบ (2) อัตราค่าไฟฟ้า ต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซึ่งคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแยกออกจากกัน (3) อัตราค่าไฟฟ้า ต้องคำนึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับที่เรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกี่ยวข้องอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม (4) การกำกับดูแลผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าให้ดำเนินงานอย่างมีประสิทธิภาพ ควรประยุกต์ใช้แนวทางการกำกับดูแลด้วยแรงจูงใจ (Incentive regulation) โดยอาศัยการเทียบเคียงมาตรฐาน (Benchmark) ที่ครอบคลุมและเหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน ควบคู่กับการเทียบเคียงกับผลการดำเนินงานในอดีต (5) ให้มีกลไกในการติดตามการลงทุนของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและการเรียกคืนเงินค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บไปเกิน (Claw back mechanism) สำหรับการลงทุนที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็น หรือ การลงทุนที่ไม่มีประสิทธิภาพ โดยให้สามารถนำเงินดังกล่าวไปคืนให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าได้ตามความเหมาะสม (6) ให้มีกลไกการชดเชยรายได้ผ่านกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อดูแลภาระต้นทุนของระบบจำหน่าย และการจำหน่ายไฟฟ้าที่แตกต่างกันภายใต้อัตราเดียวกันทั่วประเทศ (Uniform Tariff)
2.3 ครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง มีดังนี้ (1) ที่มาของอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ให้คิดจากรายได้ที่พึงได้รับของกิจการผลิต กิจการระบบส่งไฟฟ้า และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามระดับแรงดันไฟฟ้าและช่วงเวลา (3) อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งสำหรับขายให้กับการไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคต้องเป็นโครงสร้างเดียวกัน
2.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก มีดังนี้ (1) ที่มาของอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ให้คิดจากต้นทุนในการซื้อไฟฟ้า รวมกับรายได้ที่พึงได้รับของกิจการระบบจำหน่ายไฟฟ้า และกิจการจำหน่ายไฟฟ้า (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามแรงดันไฟฟ้า ช่วงเวลาการใช้ และลักษณะการใช้ไฟฟ้าที่แตกต่างกันของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละกลุ่ม (3) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ควรส่งสัญญาณให้ผู้ใช้ไฟฟ้า มีการปรับพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าให้สอดคล้องกับประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าโดยรวม โดยประยุกต์ใช้แนวคิดตามหลักความร่วมมือในการตอบสนองด้านโหลด (Demand response) (4) ให้มีการดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยโดยเฉพาะบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย
2.5 องค์ประกอบเพิ่มเติมในอัตราค่าไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ให้มีองค์ประกอบค่าใช้จ่ายเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ หรือ PE อันหมายถึง ต้นทุนส่วนเพิ่มที่แตกต่างไปจากการดำเนินกิจการอย่างมีประสิทธิภาพตามปกติของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ซึ่งใช้เพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ และต้องกระจายภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม โดยทบทวนเป็นวงรอบทุก 4 เดือน (2) ให้มีองค์ประกอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Automatic adjustment mechanism) หรือ ค่า Ft ซึ่งคิดจากค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่แตกต่างไปจากค่าที่ใช้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าฐาน โดยทบทวนเป็นวงรอบทุก 4 เดือน
2.6 การศึกษาและเตรียมการเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ให้มีการศึกษาและดำเนินการประกาศใช้อัตราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจำหน่าย (Wheeling charge) ภายในปี 2568 (2) ให้มีการพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อเป็นทางเลือกให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าตามความเหมาะสมและสอดคล้องกับสถานการณ์ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เห็นสมควร อาทิ อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเติมเงิน (Pre-paid) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ให้ความร่วมมือในการเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าแบบชั่วคราว (Temporary demand response programs) (3) ให้ใช้แนวทางการสนับสนุนแบบมุ่งเป้า (Targeted subsidy) ในการดูแลช่วยเหลือผู้ด้อยโอกาสซึ่งมีลักษณะเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย (4) ให้มีการจัดเตรียมข้อมูลเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการพัฒนาอุตสาหกรรมไฟฟ้า เพื่อบูรณาการเข้ากับฐานระบบข้อมูลของศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ (5) ให้มีการวางยุทธศาสตร์เชิงรุกในการให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชน (6) ให้บูรณาการความร่วมมือในการศึกษาเกี่ยวกับแนวทางในการพัฒนานโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต
3. กรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ประชุมหารือร่วมกับสำนักงาน กกพ. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2564 เพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของนโยบาย มีดังนี้ (1) การปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า โดยให้สะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซึ่งคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแยกออกจากกัน และคำนึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับที่เรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกี่ยวข้องอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม ควรไม่เป็นการเพิ่มภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้าเมื่อเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าภายใต้บริบทเดิม (2) สำหรับโครงสร้างอัตราขายปลีก ได้กำหนดให้มีการอุดหนุนอัตราค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยโดยเฉพาะบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย โดยให้มีการพิจารณาคุณสมบัติผู้ที่สมควรได้รับการช่วยเหลือบนพื้นฐานระบบบูรณาการฐานข้อมูลสวัสดิการสังคม (e-Social Welfare) แทนปริมาณการใช้ไฟฟ้าเพียงอย่างเดียว และควรกำหนดให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่นๆ ให้ใกล้เคียงกับต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) มากที่สุด
4. เมื่อวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2564 คณะกรรมาธิการการพลังงานวุฒิสภา (คณะกรรมาธิการฯ)ได้ส่งรายงานการพิจารณาศึกษา เรื่อง แนวทางการปรับปรุงและจัดทำนโยบายอัตราค่าไฟฟ้า ให้กระทรวงพลังงานเพื่อเป็นแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่ามีความสอดคล้องกับนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ที่นำเสนอ และในส่วนการลดปัญหาการลงทุนที่ซ้ำซ้อนของรัฐวิสาหกิจไฟฟ้า โดยให้กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเท่ากันทุกระดับแรงดันในแนวทางการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งนั้น อาจส่งผลทำให้อัตราค่าไฟฟ้าไม่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ซึ่งจะไม่สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของนโยบายที่ต้องการให้มีอัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนในการให้บริการของกิจการไฟฟ้า เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมแก่ทุกภาคส่วน ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างการจัดตั้งคณะกรรมการคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้าภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อกำกับดูแลแผนการลงทุนของรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนและเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ดังนั้น จึงเห็นควรให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามระดับแรงดันไฟฟ้า และช่วงเวลาต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 4/2564 (ครั้งที่ 26) วันศุกร์ที่ 26 มีนาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2564 (ครั้งที่ 26)
วันศุกร์ที่ 26 มีนาคม พ.ศ. 2564
1. รายงานผลสำรวจความพึงพอใจของประชาชนผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV ปี 2563
2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลสำรวจความพึงพอใจของประชาชนผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV ปี 2563
สรุปสาระสำคัญ
1. จากการแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ตั้งแต่ช่วงต้นปี 2563 ส่งผลให้ผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะได้รับผลกระทบจากปริมาณผู้โดยสารที่ลดลงอย่างมากเพื่อบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ประกอบการ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้ (1) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถทั่วไป ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563 (2) ลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถโดยสารสาธารณะลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 13.62 บาท ต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 นอกจากนี้กรณีที่ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามต้นทุนจริงต่ำกว่าราคาที่ภาครัฐช่วยเหลือ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ภาครัฐจะให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะตามราคาตามต้นทุนจริงซึ่งเป็นราคาสำหรับรถทั่วไปโดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ซึ่งการช่วยเหลือดังกล่าวส่งผลให้ปี 2563 ปตท. ต้องรับภาระขาดทุนจากการจำหน่ายก๊าซ NGV รวม 3,059 ล้านบาท แบ่งเป็นการขาดทุนจากโครงสร้างราคา 2,195 ล้านบาท และการช่วยเหลือราคาขายปลีก 864 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม การให้ส่วนลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ต่ำกว่าต้นทุนมากถือเป็นการบิดเบือนราคาพลังงาน ไม่สะท้อนการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ และไม่ก่อให้เกิดความยั่งยืนในระยะยาว รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจึงได้สั่งการให้ ปตท. ศึกษาต้นทุนของโครงสร้างรายรับรายจ่ายของผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV ตลอดจนพฤติกรรมและความพึงพอใจของประชาชนผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจในการกำหนดนโยบายด้านก๊าซ NGV ต่อไป
2. ปตท. ได้ว่าจ้าง บริษัท อินเทจ (ประเทศไทย) จำกัด ทำการสำรวจในช่วงเดือนธันวาคม 2563 ด้วยวิธีการสัมภาษณ์แบบเผชิญหน้า (Face to face interview) จำนวน 1,300 ตัวอย่าง แบ่งเป็นกลุ่มผู้ใช้บริการ 800 ตัวอย่าง และผู้ให้บริการ (คนขับรถแท็กซี่) 500 ตัวอย่าง สรุปได้ดังนี้ (1) มุมมองของผู้โดยสาร พบว่าการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส COVID-19 ทำให้ความต้องการใช้รถแท็กซี่ลดลงกว่าร้อยละ 50 และการขยายเส้นทางรถไฟฟ้าในช่วง 1-2 ปีนี้ ไม่ได้มีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากผู้ใช้บริการมีความต้องการใช้แท็กซี่มากกว่าการเดินทางรูปแบบอื่นหากมีสัมภาระเยอะ เร่งรีบ และต้องเดินทางกับคนพิการ คนสูงอายุ (2) กลุ่มตัวอย่าง แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ กลุ่มผู้ไม่ได้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และกลุ่มผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ พบว่ากลุ่มผู้ไม่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐให้คะแนนความพึงพอใจสูงกว่าผู้ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐเล็กน้อย ความพึงพอใจต่อราคาน้อยที่สุด ความคุ้มค่าอยู่ในระดับปานกลาง โดยเรื่องที่ระบุว่าคุ้มค่าที่สุดคือ สภาพรถที่ให้บริการ และคุ้มค่าน้อยที่สุดคือ การเรียกรถ เนื่องจากส่วนใหญ่ยังคงโดนปฏิเสธจากกลุ่มผู้ขับขี่รถแท็กซี่ และการหารถยาก รอรถนาน (3) นโยบายที่กลุ่มผู้ใช้บริการอยากได้จากภาครัฐ ได้แก่ นโยบายช่วยค่าโดยสาร สิทธิพิเศษต่างๆ ค่าเดินทางคนละครึ่ง และการใช้บริการแท็กซี่จากงบบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ (4) พฤติกรรมการขับขี่รถแท็กซี่แบ่งเป็น 4 ประเภท ได้แก่ แบบ Long ride คือ ขับทั้งวัน เวลายืดหยุ่น (ร้อยละ 31) แบบ Lunch break คือ แบ่งเวลาขับขี่ และขับเฉพาะช่วงเวลาเร่งรีบ (ร้อยละ 26) แบบ Day shift คือ เร่งทำเวลา เร่งทำเงิน (ร้อยละ 31) และแบบ Night shift คือ เน้นรับลูกค้ากลางคืน (ร้อยละ 12) โดยทั้ง 4 พฤติกรรมจะให้บริการลูกค้าเฉลี่ย 13 ถึง 14 เที่ยวต่อวัน ไม่ส่งผลกระทบต่อความถี่ในการรับลูกค้าต่อวัน (5) รถแท็กซี่ที่มีอายุไม่เกิน 5 ปี จะหาลูกค้าได้ง่ายกว่ารถที่อายุเกิน 5 ปีเล็กน้อย (6) กลุ่มแท็กซี่เช่ารายกะ และควงกะมีต้นทุนหลักเป็นค่าเช่ารถแท็กซี่ที่ร้อยละ 33 และร้อยละ 40 ของรายได้ทั้งหมด ตามลำดับกลุ่มเช่ารายกะมีกำไรมากกว่ากลุ่มเช่าควงกะประมาณ 2,764 บาทต่อเดือน (7) กลุ่มแท็กซี่บุคคลหากไม่มีภาระการผ่อนรถจะมีต้นทุนหลักเป็นค่าก๊าซประมาณร้อยละ 21 ของรายได้และมีกำไรเหลือมากที่สุดถึงร้อยละ 69 ของรายได้ ในขณะที่หากยังมีภาระผ่อน ค่างวดรถจะเป็นต้นทุนหลักประมาณร้อยละ 43 ของรายได้ ซึ่งทำให้กลุ่มที่มีภาระการผ่อนนั้นมีเงินเหลือเพียงร้อยละ 26 ของรายได้ (8) กลุ่มผู้ขับขี่รถแท็กซี่ต้องการจากภาครัฐ ได้แก่ นโยบายด้านสินเชื่อดอกเบี้ยร้อยละ 3 ระยะเวลา 36 เดือน และส่วนใหญ่เห็นด้วยกับการติดตั้งโฆษณาบนรถแท็กซี่เพื่อเพิ่มรายได้ กลุ่มสหกรณ์และอู่แท็กซี่มีความเห็นว่า จำนวนผู้โดยสารลดลงจากการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส COVID-19 นโยบายที่ให้พนักงาน Work From Home อีกทั้งรัฐยังไม่สนับสนุนกลุ่มแท็กซี่ในประเด็นที่เรียกร้องเท่าที่ควรทั้งนโยบายส่วนลดก๊าซและการผ่อนชำระหนี้ (ค่างวด) นโยบาย soft loan ที่รัฐออกมาใช้ไม่ได้จริงเนื่องจากกลุ่มที่ได้เงินช่วยเหลือจะเป็นกลุ่มที่มีเครดิตดีเท่านั้น (9) มุมมองของรายได้ พบว่าคนขับมีรายได้ลดลงและต้นทุนสูงขึ้น และรัฐควรปรับราคามิเตอร์ขึ้นไม่เกินร้อยละ 20 จากราคาปัจจุบัน ระบบการคิดค่ารถติดไม่สามารถใช้ได้จริง เนื่องจากเงื่อนไขที่กำหนดไม่สอดคล้องสภาพการจราจรในกรุงเทพฯ (10) แอปพลิเคชันของภาครัฐ (Taxi OK) มีกระบวนการทำงานไม่เหมาะสม ควรให้เอกชนจัดทำเอง เนื่องจากมีเงินทุนด้านการตลาดและความสามารถในการแข่งขันที่เหนือกว่า งานวิจัยพบว่ากลุ่มผู้ใช้บริการและผู้ขับรถแท็กซี่รู้จัก Grab เกือบทั้งหมด และกว่าครึ่งรู้จัก Line man กลุ่มคนขับรถแท็กซี่จะรู้จักแอปพลิเคชัน Taxi OK มากกว่าผู้ใช้บริการอย่างมีนัยสำคัญ (11) พฤติกรรมการเรียกรถของกลุ่มไม่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐจะเรียกรถผ่านแอปพลิเคชันร้อยละ 57 ในขณะที่กลุ่มผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ยังคงเรียกแท็กซี่ด้วยวิธีการโบกเป็นหลักถึงร้อยละ 78 สำหรับในกลุ่มของผู้ขับขี่มีการติดตั้งแอปพลิเคชันเพื่อรับผู้โดยสารประมาณร้อยละ 56 ของกลุ่มตัวอย่าง โดยที่ทั้งผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่นิยมใช้คือ Grab ที่ผู้ใช้บริการมีความพึงพอใจถึงร้อยละ 82 ผู้ใช้บริการไม่ใช้แอปพลิเคชัน Taxi OK เนื่องจากใช้งานยาก (12) ผู้ขับขี่ที่สมัครแอปพลิเคชัน พบว่าทำให้รายได้ต่อวันเพิ่มขึ้น เพิ่มความถี่ในการรับผู้โดยสารต่อวัน และรับลูกค้าได้ง่ายขึ้น ส่วนกลุ่มผู้ขับขี่ที่ไม่ได้ใช้แอปพลิเคชัน Taxi OK เนื่องจากไม่ได้รับความนิยมและฐานลูกค้าน้อย มีแอปพลิเคชั่นที่ใช้งานอยู่แล้ว GPS ไม่เสถียร ปักหมุดไม่ตรง และแอปพลิเคชัน มีปัญหาบ่อย กลุ่มสหกรณ์และอู่แท็กซี่มีความเห็นว่า Taxi OK มีปัญหาด้านระบบการทำงานที่ทำงานคล้ายศูนย์แท็กซี่ ซึ่งต้องกระจายงานต่อไปยังอู่ต่างๆ ทำให้เกิดความล่าช้าในการรับงาน การรับงานซ้ำซ้อน มีการเรียกเก็บเงินค่าติดตั้งแรกเข้า และค่าใช้จ่ายรายเดือนซึ่งตกเป็นภาระของผู้ขับขี่แท็กซี่
3. ข้อเสนอแนะจากงานวิจัย มีดังนี้ (1) ลดภาระค่าใช้จ่ายแก่ผู้ขับขี่รถแท็กซี่ โดยใช้นโยบายการให้สินเชื่อดอกเบี้ยต่ำสำหรับผู้ที่กำลังผ่อนและผู้ที่ออกรถใหม่ จัดทำนโยบายเพื่อลดค่าใช้จ่ายในการผ่อนชำระค่างวดผ่านสินเชื่อดอกเบี้ยต่ำ และการเพิ่มระยะเวลาการผ่อนชำระค่างวด ทั้งนี้ ควรจัดทำกฎเกณฑ์ที่ชัดเจนในการคัดกรองผู้ที่ได้รับผลกระทบอย่างแท้จริงควบคู่ด้วย (2) เพิ่มรายได้แก่ผู้ขับขี่รถแท็กซี่โดยผลักดันให้ผู้ขับขี่แท็กซี่สามารถเลือกใช้แอปพลิเคชันที่มีประสิทธิภาพต่อการให้บริการผู้โดยสาร พัฒนาการบริการของรถบริการสาธารณะให้มีคุณภาพทัดเทียมกัน ภาครัฐควรกำหนดนโยบายและมาตรฐานการบริการเพื่อส่งเสริมให้คุณภาพการบริการรถแท็กซี่ที่ดีขึ้น เช่น กลไกเพื่อจูงใจให้ผู้ขับแท็กซี่ไม่ปฏิเสธผู้โดยสารและสนับสนุนการติดตั้งโฆษณาบนรถแท็กซี่ โดยมีมาตรการกำหนดอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสม (3) เพิ่มรูปแบบการเดินทางโดยแท็กซี่ผ่านงบจากบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ พิจารณาให้สามารถใช้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐกับกลุ่มรถแท็กซี่ได้จากเดิมที่มีเพียงรถไฟฟ้า BTS และ MRT เท่านั้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 318 บาท ต่อไปอีก 3 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ขยายระยะเวลาถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 (2) เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 ขยายระยะเวลาถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และ (3) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2563 ขยายระยะเวลาถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 และรับทราบแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG ตามที่ฝ่ายเลขานุการเสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ด้านการผลิต การใช้ การจัดหา และการส่งออก สำหรับแผนในเดือนมีนาคม 2564 มีดังนี้ (1) การผลิต คาดว่าปริมาณการผลิตภายในประเทศมีเพียงพอต่อความต้องการใช้โดยปริมาณผลิตภายในประเทศ อยู่ประมาณ 299,800 ตัน (2) ความต้องการใช้ คาดว่าความต้องการใช้ภายในประเทศเพิ่มขึ้นเนื่องจากความต้องการใช้ในภาคเชื้อเพลิงและในภาคปิโตรเคมีเพิ่มขึ้น โดยปริมาณความต้องการใช้ภายในประเทศ อยู่ประมาณ 490,496 ตัน (3) การนำเข้า คาดว่าเป็นการนำเข้าเพื่อส่งออกอยู่ประมาณ 15,500 ตัน และนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศ อยู่ประมาณ 32,000 ตัน (4) การส่งออก คาดว่าการส่งออกจากโรงกลั่น อยู่ประมาณ 18,500 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้า อยู่ประมาณ 9,000 ตัน ด้านราคาก๊าซ LPG มีดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนมีนาคม 2564 อยู่ที่ 610.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 15.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน (2) ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย วันที่ 1 ถึงวันที่ 19 มีนาคม 2564 อยู่ที่ 551.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 18.03 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน
3. จากราคาก๊าซ LPG Cargo (เฉลี่ย 2 สัปดาห์) ที่ปรับตัวลดลง และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 23 มีนาคม ถึงวันที่ 5 เมษายน 2564 ปรับตัวลดลง 17.9508 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และจากอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง 0.5337 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 0.1252 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 18.0760 บาทต่อกิโลกรัม (595.1108 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 17.9508 บาทต่อกิโลกรัม (580.7841 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดการจ่ายเงินชดเชย จาก 6.0872 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 5.9620 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
4. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2563 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง และ ณ วันที่ 21 มีนาคม 2564 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะกองทุนสุทธิ 23,386 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 34,551 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 11,165 ล้านบาท ทั้งนี้ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,025 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่ายติดลบ 1,752 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่ายติดลบ 726 ล้านบาทต่อเดือน
5. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ในช่วงเดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 121 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 431 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 552 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ จากปริมาณการผลิตน้ำมันดิบสหรัฐฯ ที่ลดลง จากสภาพอากาศที่หนาวเย็นกว่าปกติในรัฐเท็กซัส ตั้งแต่สัปดาห์ที่ผ่านมาทำให้การผลิตน้ำมันดิบเฉลี่ยราว 1 ล้านบาร์เรลต่อวัน และโรงกลั่นน้ำมันราว 4 ล้านบาร์เรลต่อวัน ต้องหยุดดำเนินการ อีกทั้งมีความต้องการใช้โพรเพนเพิ่มขึ้นในภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมีของประเทศจีน จากสถานการณ์ดังกล่าว ฝ่ายเลขานุการฯ ข้อเสนอแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก LPG และบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และเพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง ปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 เมษายนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และแนวทางที่ 2 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม หรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง
6. ปัจจุบันรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ประกอบกับคาดการณ์ว่าสถานการณ์ราคา LPG ตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวลดลงในช่วงเดือนเมษายน ถึงเดือนมิถุนายน 2564 เนื่องจากความต้องการใช้โพรเพนลดลงในช่วงที่เริ่มเข้าสู่ฤดูร้อน ฝ่ายเลขานุการจึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 ตามแนวทางที่ 2 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ซึ่งส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ LPG มีรายจ่ายประมาณ 726 ล้านบาทต่อเดือน คาดว่าจะสามารถรองรับภาระการชดเชยราคา LPG ตามกรอบวงเงินที่ กบน. กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท ได้อีกประมาณ 5 เดือน ตั้งแต่ เดือนเมษายน ถึงเดือนสิงหาคม 2564 ทั้งนี้ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำเสนอเรื่อง การส่งเสริมการใช้เตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำ โดยมีการเปรียบเทียบค่าประสิทธิภาพ ต้นทุน การใช้งานและดูแลรักษา ระหว่างเตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำ และเตาแก๊ส ซึ่งพบว่าเตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำมีประสิทธิภาพที่ดีกว่า ต้นทุนต่ำกว่า และมีความสะดวกในการใช้งาน ตลอดจนสามารถลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ลงได้มากกว่า ทั้งนี้ กฟผ. มีแผนงานส่งเสริมการใช้เตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำเบอร์ 5 ในปี 2564 เพื่อลดปริมาณการใช้ LPG ภาคครัวเรือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และขยายระยะเวลาคงราคาขายส่งออกไปอีก 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 เมษายน 2564 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ของ กบง. ต่อไป
เรื่องที่ 3 กรอบแผนพลังงานชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติเห็นชอบแผนพลังงานทั้ง 4 แผน ดังนี้
(1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1)
(2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) (3) แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และ (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และให้กระทรวงพลังงานรับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้งพิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว
2. เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2563 กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมเชิงปฏิบัติการ เรื่อง คนพลังงานร่วมใจ สู่ทิศทางไทยในอนาคต เพื่อจัดทำทิศทางการขับเคลื่อนพลังงานไทยในอนาคต เป็นข้อมูลประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติ และกระทรวงพลังงานได้ศึกษาแผนพลังงานของต่างประเทศ พบว่ามีความตื่นตัวเรื่องการแก้ปัญหาการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (ภาวะโลกร้อน) โดยในภาคพลังงานให้ความสำคัญกับประเด็น Carbon Neutrality และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก และเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2564 กระทรวงพลังงาน ได้นำเสนอกรอบแผนพลังงานชาติ (National Energy Plan) ในการประชุมผู้บริหารระดับสูง โดยมีเป้าหมาย มุ่งสู่พลังงานสะอาดลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ และมีทิศทางนโยบาย (Policy Direction) 5 ข้อดังนี้ (1) ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคพลังงาน (2) ลงทุนพลังงานสีเขียว (3) ดำเนินนโยบาย 4D1E เพิ่มความสามารถในการแข่งขันภาคพลังงาน (4) เพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน (5) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับการเปลี่ยนผ่านด้านเทคโนโลยี โดยกรอบแผนพลังงานชาติได้แบ่งแนวทางดำเนินการตามนโยบาย 4D1E ซึ่งจะครอบคลุมการขับเคลื่อนพลังงานทั้งด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงานประกอบด้วย (1) Decarbonization คือ การลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคพลังงาน (2) Digitalization คือ การนำเทคโนโลยีดิจิทัลมาใช้ในการบริหารจัดการระบบพลังงาน (3) Decentralization คือ การกระจายศูนย์การผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐาน (4) Deregulation คือ การปรับปรุงกฎระเบียบเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงด้านนโยบายพลังงานที่จะสนับสนุนการใช้พลังงานสะอาดและลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (5) Electrification คือ การเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้า ทั้งนี้การดำเนินการทั้งหมดจะมีการสนับสนุนด้านข้อมูลจากศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ (National Energy Information Center: NEIC) ที่ให้ข้อมูลมาช่วยในการตัดสินใจเชิงนโยบาย รวมทั้งมีการพัฒนาศักยภาพบุคลากรด้านพลังงาน (Capacity Building) เพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงทางเทคโนโลยีที่เกิดขึ้น
3. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2564 กระทรวงพลังงานและกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมได้ประชุมร่วมกันเพื่อกำหนดปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ และกำหนดกรอบดำเนินการ 6 ด้าน ประกอบด้วย (1) การปรับพอร์ตการผลิตไฟฟ้าและการใช้เชื้อเพลิงสู่ Low Carbon (2) การเพิ่มสัดส่วนยานยนต์ไฟฟ้า (3) การบริหารจัดการของเสียผ่านโมเดลเศรษฐกิจสู่การพัฒนาที่ยั่งยืนประกอบด้วยเศรษฐกิจชีวภาพ เศรษฐกิจหมุนเวียน และเศรษฐกิจสีเขียว (Bio-Circular-Green Economy : BCG) (4) การใช้ผลิตภัณฑ์และบริการที่เกิดคาร์บอนต่ำ (5) การมุ่งสู่การปลอดการเผาในภาคเกษตร (Zero Burn) และการเกษตรอัจฉริยะ (Smart Farming) ผ่านโมเดล BCG และเทคโนโลยีดิจิทัล (6) การดักจับ กักเก็บ ใช้ประโยชน์และเทคโนโลยีไฮโดรเจน ทั้งนี้ เพื่อใช้เป็นข้อมูลในการกำหนดเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ภายในปี 2580 ตามกรอบแผนพลังงานชาติต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ (National Energy Plan) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบกระทรวงพลังงานจัดทำรายละเอียด เพื่อเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป