Super User
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างซ่อม Chiller ตัวที่ 1 จำนวน 1 งาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างซ่อมเก้าอี้สำนักงาน ภายในห้องประชุมชั้น 2 และห้องประชุมชั้น 4 (ลก.) จำนวน 1 งาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียน
เรื่องการขึ้นบัญชีและการยกเลิกบัญชีผู้ได้รับการคัดเลือกในตำแหน่งนักวิเคราะห์นโยบายและแผนปฏิบัติการของ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ในเว็บไซต์ของ สนพ.
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียน
กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและกองทุนพัฒนาไฟฟ้า กันยายน 2565
กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและกองทุนพัฒนาไฟฟ้า สิงหาคม 2565
กบง.ครั้งที่ 13/2565 (ครั้งที่ 51) วันพุธที่ 7 กันยายน 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 13/2565 (ครั้งที่ 51)
วันพุธที่ 7 กันยายน 2565
1. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
3. แนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV
4. การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ
6. ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤติ ดังนี้ ภาวะปกติ ระยะสั้น (พ.ศ. 2565 ถึง พ.ศ. 2566) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว (พ.ศ. 2567 เป็นต้นไป) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว สำหรับภาวะวิกฤติ คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แบ่งเป็น 2 กรณี คือ หากราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า หรือ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 หรือร้อยละ 3 ตามลำดับ ต่อมา เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบมาตรการเร่งด่วนเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงานอันเนื่องจากปัญหาความขัดแย้งในภูมิภาคยุโรป โดยมี แนวทางการให้ความช่วยเหลือสำหรับลดภาระค่าใช้จ่ายราคาน้ำมันดีเซลโดยใช้กองทุนน้ำมันฯ และภาษีสรรพสามิต โดยตรึงราคาน้ำมันดีเซลที่ 30 บาทต่อลิตรในเดือนเมษายน 2565 และช่วงเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนมิถุนายน 2565 หากราคาน้ำมันดีเซลในประเทศยังคงสูงเกินกว่าราคาที่กำหนด รัฐจะอุดหนุนราคา ส่วนเพิ่มร้อยละ 50 และต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 ดังนี้ (1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี10) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในอัตราไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 ทั้ง 3 ชนิด และ ไม่สูงกว่าร้อยละ 7 ร้อยละ 10 และร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตามลำดับ รวมทั้งขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมัน คงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง กลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร และ (3) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 10) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ
2. จากสถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน ส่งผลให้ราคาพลังงานในตลาดโลกอยู่ในระดับสูงและมีความผันผวนอย่างรุนแรง โดยตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 สิงหาคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้น 89 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.02 ถึง 3.45 บาทต่อลิตร และปรับลง 76 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.02 ถึง 2.56 บาทต่อลิตร รวมปรับขึ้น 6.24 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลตลาดสิงคโปร์ที่ปรับเพิ่มขึ้นรวม 3.47 และ 13.41 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ในระดับสูงถึง 130 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เช่นเดียวกับราคาน้ำมันดีเซลที่ปรับตัวขึ้นไปแตะระดับสูงสุดในรอบ 14 ปี นับตั้งแต่ปี 2551 ที่ประมาณ 180 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ทั้งนี้ ปัจจุบันสถานการณ์ราคาพลังงานยังคงมีความผันผวน โดย ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 97.85 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลตลาดสิงคโปร์อยู่ที่ 100.14 และ 140.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ซึ่งราคาที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวสะท้อนไปสู่ราคาขายปลีกน้ำมัน ในประเทศ โดยตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงปัจจุบัน มีการปรับขึ้นราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 40 ครั้ง ครั้งละประมาณ 0.40 ถึง 1.00 บาทต่อลิตร และปรับขึ้นราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล 12 ครั้ง ครั้งละประมาณ 0.10 ถึง 2.00 บาทต่อลิตร เนื่องจากค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันอยู่ต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่ระดับ 2.00 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 E20 91E10 ปรับขึ้น 6.80 ถึง 7.20 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 บี20 ปรับขึ้นรวม 6.50 บาทต่อลิตร
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ตลาดมาเลเซีย และประเทศไทย ณ วันที่ 29 สิงหาคม 2565 อยู่ที่ 33.99 และ 35.00 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ ปรับลดลงจากเดือนมิถุนายน 2565 ซึ่งมีราคาเฉลี่ยที่ 46.24 และ 51.58 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ ด้านราคาไบโอดีเซล (บี100) ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2565 อยู่ที่ 38.25 บาทต่อลิตร ปรับตัวลดลงจากเดือนมิถุนายน 2565 ซึ่งมีราคาเฉลี่ยที่ 56.31 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ราคา CPO ตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงก่อนหน้าส่งผลให้ราคา CPO และน้ำมันปาล์มขวดเพื่อการบริโภค ในประเทศไทยปรับตัวสูงขึ้น โดยราคาน้ำมันปาล์มบรรจุขวด 1 ลิตร ณ วันที่ 10 มิถุนายน 2565 อยู่ที่ประมาณ 68 ถึง 70 บาทต่อขวด ซึ่งกรมการค้าภายใน (คน.) ได้ขอความร่วมมือผู้เกี่ยวข้องคงราคาขายปลีกน้ำมันปาล์มบรรจุขวด และกระทรวงพลังงานได้มีมาตรการบรรเทาผลกระทบโดยปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากน้ำมันดีเซล บี7 บี10 และบี20 เป็นน้ำมันดีเซล บี5 ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2565 จนถึงปัจจุบัน ทั้งนี้ ณ วันที่ 1 กันยายน 2565 มีรายงานประมาณการสต๊อก CPO ของเดือนสิงหาคม 2565 อยู่ที่ประมาณ 2.68 แสนตัน ซึ่งต่ำกว่าระดับสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศที่ 3.0 แสนตัน
4. หากกองทุนน้ำมันฯ ไม่มีการชดเชยราคา วันที่ 1 กันยายน 2565 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะอยู่ที่ประมาณ 39.94 บาทต่อลิตร และราคาไบโอดีเซลอยู่ที่ 38.25 บาทต่อลิตร ซึ่งสูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐานซึ่งอยู่ที่ 33.68 บาทต่อลิตร ประมาณ 1.2 เท่า โดยตามแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะวิกฤติ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ และราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 อย่างไรก็ตาม แม้ว่าราคาไบโอดีเซล จะไม่สูงกว่า 1.5 เท่า ของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน แต่การปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 จะช่วยลดผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น และช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนได้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ขยายมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่ปรับตัวสูงขึ้น เพื่อช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชน รวมถึงช่วยลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 โดยคงสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ร้อยละ 5 (บี5) และขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันให้คงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ดังนี้
1.1 กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
1.2 ขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
3. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ ตามข้อ 1.1
ทั้งนี้ มอบหมายให้ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ ติดตามสถานการณ์ปาล์มน้ำมันอย่างใกล้ชิด หากมีการเปลี่ยนแปลงของสถานการณ์ปาล์มน้ำมันที่ส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมันปาล์ม ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษี มูลค่าเพิ่ม จำนวน 3 ครั้ง จาก 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ไปที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG และ (3) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565
2. จากภาวะการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) ประกอบกับสถานการณ์สงครามระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน ส่งผลกระทบให้ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก มีความผันผวนและยังคงอยู่ในระดับสูง โดยในเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 ราคา LPG ตลาดโลกลดลงประมาณ 75.60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือลดลงร้อยละ 11 จาก 720.25 สู่ระดับ 644.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 5 กันยายน 2565 อย่างไรก็ดี ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวเพิ่มขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 1.1220 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 24.3560 บาทต่อกิโลกรัม (682.80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 25.4780 บาทต่อกิโลกรัม (699.01 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 6.7597 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 7.8817 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 408 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2565 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 45,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 4 กันยายน 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 122,214 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 80,343 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 41,871 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,340 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,012 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 671 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงอยู่ในระดับสูง โดย ณ วันที่ 5 กันยายน 2565 อยู่ที่ 644.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 448 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ในขณะที่ราคาขายปลีกปัจจุบันอยู่ที่ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ 671 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งปัจจุบันฐานะกองทุนบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 41,871 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 45,000 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอ แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG เป็น 3 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 671 ล้านบาทต่อเดือน แนวทางที่ 2 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง ไปที่ 22.7870 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 401 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 ถึงวันที่ 30 พฤศจิกายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 108 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 22.7870 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 453 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายรับ 184 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 3 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 1 เดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 671 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ ภาครัฐ มีมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG โดยขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 4 กันยายน 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 41,871 ล้านบาท โดยหากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 หรือแนวทางที่ 3 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 43,884 ล้านบาท หรือติดลบ 42,196 ล้านบาท ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 หรือติดลบ 42,542 ล้านบาท ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2565 ตามลำดับ ทั้งนี้ การดำเนินการตามแนวทางที่ 1 และแนวทางที่ 3 มีข้อดี คือ เป็นการลดผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน โดยมีข้อเสีย คือ กองทุนน้ำมันฯ จะมีภาระรายจ่ายเพิ่มขึ้น และอาจเกิดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน ส่วนการดำเนินการตามแนวทางที่ 2 มีข้อดี คือ จะทำให้ราคาขายปลีก LPG สะท้อนต้นทุนการจัดหา ลดภาระกองทุนน้ำมันฯ จากการอุดหนุนราคา LPG และลดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน อย่างไรก็ดี แม้ปรับขึ้นราคาขายปลีก LPG เป็น 453 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตามแนวทางที่ 2 ราคาขายปลีกของไทยก็ยังคงต่ำเป็นอันดับที่สองของอาเซียน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่ง หน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม มีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2565 และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จัดทำแนวทางการช่วยเหลือ LPG ภาคครัวเรือน และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาปรับราคาขายปลีก LPG ในระยะต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
3. มอบหมายให้ ธพ. ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565
เรื่องที่ 3 แนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้กำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่ใช้ในปัจจุบัน โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต ทั้งนี้ จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) และราคาพลังงานโลกที่ปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ต้นปี 2564 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นต้นทุนของก๊าซ NGV ปรับตัวสูงขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ทำให้ประชาชนและผู้ประกอบการที่ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงได้รับความเดือดร้อน ภาครัฐจึงได้พิจารณามาตรการช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิง ในรถยนต์ทั่วไปและรถโดยสารสาธารณะ โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบ ให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม ต่อเนื่องมาเป็นระยะ ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 และขอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 โดยตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือประมาณ 6,757 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 6,143 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 614 ล้านบาท)
2. ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามสูตรโครงสร้างราคา ณ เดือนสิงหาคม 2565 อยู่ที่ระดับ 24.35 บาทต่อกิโลกรัม และในปี 2565 ยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง โดยอาจปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ที่ประมาณ 34 บาทต่อกิโลกรัม ในช่วงสิ้นปี 2565 จากที่อยู่ที่ระดับ 13 – 18 บาทต่อกิโลกรัม ในปี 2564 ทั้งนี้ การตรึงราคาพลังงานเป็นเวลานานจะก่อให้เกิดการบิดเบือนโครงสร้างราคาพลังงานของประเทศ ผู้บริโภคไม่มีความตระหนักรู้ในราคาพลังงานที่แท้จริง นำไปสู่การใช้พลังงานอย่างไม่มีประสิทธิภาพ ตลอดจนทำให้เกิดการแข่งขันทางการค้า ที่ไม่เป็นธรรมต่อผู้ประกอบการในธุรกิจ NGV และผู้ประกอบการเชื้อเพลิงภาคขนส่งประเภทอื่นๆ ตามที่ กลุ่มผู้ประกอบการสถานีบริการก๊าซ NGV จากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (Ex-Pipeline) ในส่วนของภาคเอกชน เรียกร้องให้ภาครัฐยกเลิกนโยบายตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV เนื่องจากไม่สามารถขายปลีกก๊าซ NGV ตามราคาของสถานีบริการ ปตท. ที่ตรึงราคาตามนโยบายภาครัฐซึ่งเป็นราคาที่ต่ำกว่าต้นทุนก๊าซ NGV ที่ซื้อมา และต้องปิดสถานีบริการในที่สุด ดังนั้น เพื่อลดการบิดเบือนโครงสร้างราคาพลังงาน และให้ประชาชนเริ่มปรับตัวต่อราคาพลังงานที่แท้จริง ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอแนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 รถยนต์ทั่วไป ให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 1 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน จากราคา 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 16.59 17.59 และ 18.59 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ และ รถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. ให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 1 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน จากราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 14.62 15.62 และ 16.62 บาท ต่อกิโลกรัม ตามลำดับ โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 ถึงวันที่ 15 ธันวาคม 2565 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือของ ปตท. ประมาณ 4,947 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 4,577 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 370 ล้านบาท) และแนวทางที่ 2 รถยนต์ทั่วไป ให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV 1 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.59 บาท ต่อกิโลกรัม เป็น 16.59 บาทต่อกิโลกรัม และรถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 ถึงวันที่ 15 ธันวาคม 2565 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือของ ปตท. ประมาณ 5,313 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 4,896 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 417 ล้านบาท)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป เพิ่มขึ้น 1 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 16.59 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 เป็นต้นไป
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) คงราคา ขายปลีกก๊าซ NGV โครงการ “เอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน” ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 ถึงวันที่ 15 ธันวาคม 2565
ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญที่ส่งผลกระทบ ต่อราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซล (บี100) ที่สะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงในอุตสาหกรรมไบโอดีเซล โดยคำนึงถึงวัตถุดิบหลักในการผลิตไบโอดีเซล 3 ชนิด คือ น้ำมันปาล์มดิบ (Crude Palm Oil: CPO) น้ำมันปาล์มกึ่งบริสุทธิ์ (Refined Bleached and Deodorized Palm Oil: RBDPO) และสเตียรีน หรือไขปาล์ม (ST) ต่อมา เมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2558 กบง. ได้เห็นชอบให้ใช้ราคาเอทานอลอ้างอิงจากการเปรียบเทียบราคาต่ำสุดระหว่างราคาเอทานอลที่ผู้ผลิตเอทานอลรายงานต่อกรมสรรพสามิต กับราคาเอทานอลที่ผู้ค้ามาตรา 7 รายงานต่อสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่เดือนธันวาคม 2558 เป็นต้นมา ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 กบง. ได้เห็นชอบให้ สนพ. ศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ ที่เหมาะสม ตามที่ผู้ผลิตไบโอดีเซลได้ขอให้ทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลเพื่อให้สะท้อนต้นทุนการผลิต จากนโยบายส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซล B10 เป็นน้ำมันเกรดพื้นฐาน และให้นำมาเสนอต่อ กบง. พิจารณา โดยสนพ. ได้ว่าจ้างมูลนิธิเพื่อสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ศึกษาโครงการประเมินผล การส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่งและทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ ในการดำเนินการดังกล่าว
2. การประเมินผลนโยบายส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ พบว่าภาครัฐได้กำหนดมาตรการส่งเสริมการผลิตและการใช้อย่างต่อเนื่อง ก่อให้เกิดประโยชน์แก่หลายภาคส่วน ดังนี้ (1) การส่งเสริมการใช้ ไบโอดีเซลช่วยสร้างผลประโยชน์ในห่วงโซ่อุปทานตั้งแต่ต้นน้ำ กลางน้ำ ปลายน้ำ จนถึงผู้ใช้ขั้นสุดท้าย โดยพบว่า ในปี 2561 ถึงปี 2563 มีการใช้ไบโอดีเซล 4.2 ถึง 5.1 ล้านลิตรต่อวัน สามารถลดการนำเข้าน้ำมันดีเซลประมาณ 20,000 ถึง 26,000 ล้านบาทต่อปี ลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกซ์ (CO2) ประมาณ 3.0 ถึง 3.6 ล้านตันต่อปี สร้างรายได้ส่วนเพิ่มแก่เศรษฐกิจโดยรวมกว่า 80,000 ถึง 140,000 ล้านบาทต่อปี อย่างไรก็ดี รายได้ดังกล่าวได้รับการสนับสนุนภาษีจากภาครัฐเป็นหลัก โดยรัฐสูญเสียรายได้จากภาษีประมาณปีละ 20,000 ถึง 24,000 ล้านบาทต่อปี ส่วนผู้ใช้น้ำมันดีเซลจะได้รับผลประโยชน์จากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อทำให้ตลาดไบโอดีเซลคงอยู่ได้ และ (2) การส่งเสริมการใช้เอทานอลซึ่งเป็นอุตสาหกรรมสนับสนุนสำหรับอ้อย กากน้ำตาล และมันสำปะหลัง ช่วยสร้างงานและกระจายรายได้ให้กับเกษตรกรไร่อ้อยและมันสำปะหลัง รวมทั้งช่วยรักษาเสถียรภาพราคากากน้ำตาลในประเทศ โดยพบว่า ในปี 2561 ถึงปี 2563 มีการใช้เอทานอล 4.1 ถึง 4.4 ล้านลิตรต่อวัน สามารถลดการนำเข้าน้ำมันเบนซินประมาณ 10,000 ถึง 18,000 ล้านบาทต่อปี ลดการปล่อยก๊าซ CO2 ประมาณ 2.7 ล้านตันต่อปี สร้างรายได้ส่วนเพิ่มแก่เศรษฐกิจโดยรวมกว่า 65,000 ถึง 70,000 ล้านบาทต่อปี อย่างไรก็ดี รายได้ดังกล่าวได้รับการสนับสนุนจากผู้ใช้น้ำมันกลุ่มเบนซินที่ต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ประมาณ 300 ถึง 12,500 ล้านบาทต่อปี และภาษีจากภาครัฐที่สูญเสียรายได้จากภาษีประมาณปีละ 17,000 ล้านบาท เพื่อทำให้ตลาดเอทานอลคงอยู่ได้
3. ผลการศึกษาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซล โดยวิธีคำนวณราคาจากต้นทุนการผลิต การคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาตลาด และการคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาเทียบเท่านำเข้า มีรายละเอียด ดังนี้
3.1 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาจากต้นทุนการผลิต (Cost Plus) เป็นการสำรวจข้อมูลต้นทุนการผลิตไบโอดีเซลของผู้ประกอบการและนำมาประมวลผลและวิเคราะห์ต้นทุนไบโอดีเซลเป็นต้นทุนเฉลี่ย ในการผลิตไบโอดีเซลที่ไม่รวมกำไร โดยการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลแบ่งออกเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงจากต้นทุนการผลิต (Revised Cost Plus) โดยคำนึงถึงวัตถุดิบหลักในการผลิตไบโอดีเซล 2 ชนิด คือ น้ำมันปาล์มดิบ และสเตียรีน ซึ่งต่างจากหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลเดิมที่คำนวณจากวัตถุดิบ 3 ชนิด คือ น้ำมันปาล์มดิบ น้ำมันปาล์มกึ่งบริสุทธิ์ และ สเตียรีน โดยผลการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตไบโอดีเซลโดยวิธี Revised Cost Plus ได้ต้นทุนการผลิต จากวัตถุดิบน้ำมันปาล์มดิบ และสเตียรีน เท่ากับ 3.74 บาทต่อลิตร และ 3.53 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงโดยวิธี Revised Cost Plus ดังนี้
โดย B100 คือ ราคาไบโอดีเซล (บาทต่อลิตร) ประกาศราคาเป็นรายสัปดาห์
B100CPO คือ ราคาไบโอดีเซลที่ผลิตจากน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) (บาทต่อลิตร)
B100ST คือ ราคาไบโอดีเซลที่ผลิตจากสเตียรีน (ST) (บาทต่อลิตร)
QCPO คือ ปริมาณการผลิตไบโอดีเซลจาก CPO ที่รวมปริมาณการผลิตไบโอดีเซลจากน้ำมันปาล์มกึ่งบริสุทธิ์ (RBDPO) รายเดือน (ลิตรต่อวัน) จากกรมการค้าภายใน โดยใช้ปริมาณรายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
QST คือ ปริมาณการผลิตไบโอดีเซลจากสเตียรีน รายเดือน (ลิตรต่อวัน) จากกรมการค้าภายใน โดยใช้ปริมาณรายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
QTotal คือ ปริมาณการผลิตไบโอดีเซลทั้งหมด (ลิตรต่อวัน)
ทั้งนี้ แปลง RBDPO ให้เป็น CPO โดย RBDPO 0.94 กิโลกรัม เท่ากับ CPO 1 กิโลกรัม โดยอ้างอิงข้อมูลจากผู้ประกอบการ
ราคาไบโอดีเซลที่ผลิตจากน้ำมันปาล์มดิบ (CPO)
โดย B100CPO คือ ราคาไบโอดีเซลที่ผลิตจากน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) (บาทต่อลิตร)
CPO คือ ราคาขาย CPO ในเขตกรุงเทพมหานคร (บาทต่อกิโลกรัม) จากรายงานราคาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มของไทยทั้งระบบ ตามที่กรมการค้าภายในเผยแพร่ โดยกำหนดเพดานราคา CPO เป็นราคา CPO ที่คำนวณจากราคาปาล์มทะลาย (น้ำมันร้อยละ 18) ตามประกาศของกรมการค้าภายใน บวกค่าสกัด 2.25 บาทต่อกิโลกรัม โดยใช้ราคา CPO รายวันเฉลี่ยในสัปดาห์ที่ W-1 มาคำนวณราคาในสัปดาห์ที่ W
MeOH คือ ราคาขายเมทานอลในเขตกรุงเทพมหานคร (บาทต่อกิโลกรัม)
ราคาไบโอดีเซลที่ผลิตจากสเตียรีน (ST)
โดย B100ST คือ ราคาไบโอดีเซลที่ผลิตจากสเตียรีน (ST) (บาทต่อลิตร)
ST คือ ราคาขายสเตียรีนบริสุทธิ์ในเขตกรุงเทพมหานคร (บาทต่อกิโลกรัม) จากรายงานราคาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มของไทยทั้งระบบ ตามที่กรมการค้าภายในเผยแพร่ แต่ไม่สูงกว่าราคา CPO ในเขตกรุงเทพมหานคร โดยใช้ราคาสเตียรีน รายวันเฉลี่ยในสัปดาห์ที่ W-1 มาคำนวณราคาในสัปดาห์ที่ W
MeOH คือ ราคาขายเมทานอลในเขตกรุงเทพมหานคร (บาทต่อกิโลกรัม)
ระยะที่ 2 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงจากต้นทุนการผลิตใหม่ (New Cost Plus) ซึ่งเป็นการคำนวณราคาไบโอดีเซลโดยใช้ราคาวัตถุดิบในประเทศไทย และราคาวัตถุดิบมาเลเซียซึ่งเป็นผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันปาล์มรายใหญ่ของโลก เพื่อให้ผู้ผลิตไบโอดีเซลมีการปรับตัว สามารถแข่งขันเพิ่มประสิทธิภาพ ในการลดต้นทุน โดยเสนอใช้หลังสิ้นสุดการขยายระยะเวลาที่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะสามารถจ่ายเงินชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพได้ โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงโดยวิธี New Cost Plus ดังนี้
ทั้งนี้ ราคา B100CPO = 0.94CPO + 0.1MeOH + 3.74
ราคา CPO = (CPOTH x RTH) + (CPOMY x RMY)
ราคา B100ST = 0.86 ST + 0.09 MeOH + 3.53
ราคา ST = (STTH x RTH) + (STMY x RMY)
โดย ราคา CPO คือ สัดส่วนราคาน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ไทย กับราคาน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) มาเลเซีย
ราคา ST คือ สัดส่วนราคาสเตียรีน (ST) ไทย กับราคาสเตียรีน (ST) มาเลเซีย
RTH คือ สัดส่วนที่ใช้ราคาวัตถุดิบไทยมาคำนวณ โดยกำหนดให้ปีที่ 1 = 1 ปีที่ 2 = 0.8 ปีที่ 3 = 0.6 และ ปีที่ 4 เป็นต้นไป = 0.5
RMY คือ สัดส่วนที่ใช้ราคาวัตถุดิบมาเลเซียมาคำนวณ โดยกำหนดให้ปีที่ 1 = 0 ปีที่ 2 = 0.2 ปีที่ 3 = 0.4 และ ปีที่ 4 เป็นต้นไป = 0.5
ทั้งนี้ สัดส่วนที่ใช้อาจมีการเปลี่ยนแปลงตามความเหมาะสมและสถานการณ์
3.2 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาตลาด (Market Price) เป็นการกำหนดราคาโดยอ้างอิงราคาจากผู้ขายและผู้ซื้อที่ซื้อขายกันในประเทศ โดยใช้ราคาจากการขอความร่วมมือผู้ผลิตและผู้ซื้อ ไบโอดีเซลให้รายงานข้อมูลราคาซื้อขายไบโอดีเซล
3.3 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาเทียบเท่านำเข้า (Import Parity) เพื่อส่งเสริมให้ผู้ผลิตเพิ่มประสิทธิภาพเพื่อลดต้นทุนการผลิต และเกิดการแข่งขันมากขึ้น โดยอ้างอิงราคาเทียบเท่านำเข้าจากตลาดมาเลเซีย เนื่องจากเป็นผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันปาล์มรายใหญ่ของโลก และผลิตไบโอดีเซลจาก น้ำมันปาล์มเช่นเดียวกับประเทศไทย โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงโดยวิธี Import Parity ดังนี้
โดย B100 คือ ราคาไบโอดีเซลอ้างอิง (บาทต่อลิตร) ประกาศราคาเป็นรายเดือน
ราคา B100 ตลาดมาเลเซีย คือ ราคาไบโอดีเซล FOB Malaysia จาก Platts โดยใช้ราคารายวันตั้งแต่วันที่ 25 ของเดือนที่ M-2 ถึงวันที่ 24 ของเดือนที่ M-1 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
Freight คือ ค่าขนส่งไบโอดีเซลทางเรือจากประเทศมาเลเซียมายังประเทศไทย คิดที่ขนาดบรรทุก 10,000 ตัน จาก Platts โดยใช้ค่าขนส่งรายวันตั้งแต่วันที่ 25 ของเดือนที่ M-2 ถึงวันที่ 24 ของเดือนที่ M-1 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
Insurance คือ ค่าประกันภัย คิดที่อัตราร้อยละ 0.0134 ของมูลค่า CFR
Loss คือ ค่า Loss คิดที่อัตราร้อยละ 0.20 ของมูลค่า CIF
Survey คือ ค่า Survey คิดที่อัตรา 0.008 บาทต่อลิตร (คงที่)
ค่าผ่านคลังและค่าขนส่ง1 คือ ค่าใช้จ่ายผ่านคลังของคลังนำเข้า คิดที่อัตรา 0.12 บาทต่อลิตร และค่าขนส่งไบโอดีเซลจากคลังนำเข้า (มาบตาพุด) มายังคลัง ลำลูกกา คิดที่อัตรา 0.18 บาทต่อลิตร
อัตราแลกเปลี่ยน คือ อัตราขาย (Selling rate) จากดอลลาร์สหรัฐฯ (USD) เป็นบาท อ้างอิงธนาคารแห่งประเทศไทย โดยใช้อัตราขายรายวันตั้งแต่ วันที่ 25 ของเดือนที่ M-2 ถึงวันที่ 24 ของเดือนที่ M-1 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
ทั้งนี้ 1ค่าผ่านคลัง อ้างอิงผลสำรวจข้อมูลจากผู้ประกอบการปี 2565 โดยสถาบันปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย ค่าขนส่งไบโอดีเซล อ้างอิงผลการศึกษาโครงการศึกษาทบทวนบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซ LPG ปี 2561 ซึ่งใช้อัตราค่าขนส่งที่ 0.1108 สตางค์ต่อลิตรต่อกิโลเมตร โดยรถบรรทุกขนาด 40,000 ลิตร
3.4 ข้อเสนอแนะทิศทางนโยบายไบโอดีเซลที่สำคัญ อาทิ (1) ปรับสัดส่วนการผสมเชื้อเพลิงชีวภาพตามราคาและปริมาณวัตถุดิบ เช่น กรณีต้นทุนวัตถุดิบมีแนวโน้มเพิ่มสูงเกินไปควรปรับลดสัดส่วนการผสมเชื้อเพลิงชีวภาพขั้นต่ำในน้ำมันเกรดพื้นฐาน โดยกำหนดระยะเวลาดำเนินการที่ชัดเจนเพื่อไม่ให้ส่งผลเสีย ต่อสมดุลของกลไกตลาด และประสิทธิภาพการผลิตของผู้ผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพ (2) กำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกอ้างอิงจากค่าพลังงานของน้ำมันแต่ละชนิด และ (3) ส่งเสริมการผลิตและใช้ในผลิตภัณฑ์อื่น เช่น ใช้เป็นวัตถุดิบตั้งต้นสำหรับปิโตรเคมี หรือเชื้อเพลิงอากาศยานชีวภาพ (Bio-jet) ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไบโอดีเซลที่จะลดลงตามการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่อาจลดลง ทั้งนี้ ข้อเสนอหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลที่เหมาะสมควรแบ่งเป็น 2 ระยะ เพื่อให้ภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเตรียม ความพร้อมและสามารถปรับตัวให้ดำเนินการได้ในทางปฏิบัติ ได้แก่ ระยะที่ 1 ใช้หลักเกณฑ์อ้างอิงการคำนวณราคาวิธี Revised Cost Plus โดยสามารถดำเนินการได้ตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป และระยะที่ 2 ใช้หลักเกณฑ์อ้างอิงการคำนวณราคาวิธี New Cost Plus โดยควรดำเนินการในปี 2567 หรือเมื่อสิ้นสุดการขยายระยะเวลา ที่กองทุนน้ำมันฯ จะสามารถจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพได้
4. ผลการศึกษาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอล โดยวิธีคำนวณราคาจากต้นทุนการผลิต การคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาตลาด และการคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาเทียบเท่านำเข้า มีรายละเอียด ดังนี้
4.1 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาจากต้นทุนการผลิต (Cost Plus) พบว่าต้นทุนการผลิต เอทานอลจากการทบทวน (Revised Cost Plus) ที่รวมค่าขนส่งและกำไร ที่อัตราผลตอบแทนจากสินทรัพย์เป็นสัดส่วนระหว่างกำไรสุทธิและสินทรัพย์รวม (Return on asset: ROA) ร้อยละ 5 สำหรับเอทานอลจากกากน้ำตาล และมันสำปะหลัง เท่ากับ 5.64 บาทต่อลิตร และ 7.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงโดยวิธี Revised Cost Plus ดังนี้
โดย E100 คือ ราคาเอทานอลอ้างอิง (บาทต่อลิตร) ประกาศราคาเป็นรายเดือน
E100Mol คือ ราคาเอทานอลที่ผลิตจากกากน้ำตาล (บาทต่อลิตร)
E100Cas คือ ราคาเอทานอลที่ผลิตจากมันสำปะหลัง (บาทต่อลิตร)
QMol คือ ปริมาณเอทานอลที่ผลิตจากกากน้ำตาล (ล้านลิตร) รวมปริมาณเอทานอล ที่ผลิตจากอ้อย จากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน โดยใช้ปริมาณรายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
QCas คือ ปริมาณเอทานอลที่ผลิตจากมันสำปะหลัง (ล้านลิตร) จากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน โดยใช้ปริมาณรายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
QTotal คือ ปริมาณการผลิตเอทานอลทั้งหมด (ล้านลิตร)
ราคาเอทานอลที่ผลิตจากกากน้ำตาล
โดย RMol คือ ต้นทุนกากน้ำตาลที่ใช้ในการผลิตเอทานอล (บาทต่อลิตร)
ทั้งนี้ (1) ราคากากน้ำตาลในประเทศ (บาทต่อกิโลกรัม) อ้างอิงจากสำนักงานคณะกรรมการอ้อยและน้ำตาลทราย โดยใช้ราคารายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M และ (2) กากน้ำตาล 4.17 กิโลกรัม เท่ากับเอทานอล 1 ลิตร อ้างอิงจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานราคาเอทานอลที่ผลิตจากมันสำปะหลัง
โดย RCas คือ ต้นทุนมันสำปะหลังที่ใช้ในการผลิตเอทานอล (บาทต่อลิตร)
ทั้งนี้ (1) ใช้ราคามันสด เชื้อแป้งร้อยละ 25 จากรายงานราคาขายปลีกและขายส่งสินค้าเกษตร ตามที่กรมการค้าภายในเผยแพร่ โดยใช้ราคารายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M (2) ใช้ราคามันเส้นในประเทศ จากรายงานราคาขายปลีกและขายส่งสินค้าเกษตร ตามที่กรมการค้าภายในเผยแพร่ โดยใช้ราคา รายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M (3) มันสด 6.25 กิโลกรัม เท่ากับเอทานอล 1 ลิตร และมันเส้น 2.63 กิโลกรัม เท่ากับเอทานอล 1 ลิตร อ้างอิงจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และ (4) คำนวณต้นทุนมันสำปะหลังในการผลิตเอทานอลโดยเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักจากราคามันสดและมันเส้นในสัดส่วน 50 : 50
4.2 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาตลาด (Market Price) เป็นการกำหนดราคาโดยอ้างอิงราคาจากผู้ขายและผู้ซื้อที่ซื้อขายกันในประเทศ โดยใช้ราคาจากการเปรียบเทียบราคาต่ำสุดระหว่างราคาเอทานอลเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักที่ผู้ผลิต (ผู้ขาย) รายงานต่อกรมสรรพสามิต กับราคาเอทานอลเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักที่ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 (ผู้ซื้อ) รายงานต่อ สนพ. ซึ่งการมีข้อมูลจากหลายแหล่งทั้งผู้ผลิตและผู้ค้าจะทำให้มั่นใจได้ว่าราคาเอทานอลเป็นข้อมูลที่สะท้อนการซื้อขายที่แท้จริง ทำให้ต้นทุนราคา ณ โรงกลั่นของแก๊สโซฮอลสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงของเอทานอลในการซื้อขายกัน
4.3 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาเทียบเท่านำเข้า (Import Parity) โดยอ้างอิงราคาตลาดบราซิลเนื่องจากเป็นผู้ผลิตและส่งออกเอทานอลอันดับ 2 ของโลกรองจากสหรัฐอเมริกา เป็นตลาดขนาดใหญ่และผลิตเอทานอลจากอ้อยเป็นหลัก เมื่อสิ้นสุดการขยายระยะเวลาจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิง ที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ควรกำหนดให้ราคาเอทานอลอ้างอิงราคาตลาดโลก หรือราคาเทียบเท่านำเข้าเช่นเดียวกับการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นในโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงที่เป็นไปตามราคาตลาดสิงคโปร์ ซึ่งถือว่าเป็นราคาที่สะท้อนการแข่งขันที่แท้จริง ทั้งนี้ เนื่องจากต้นทุนวัตถุดิบของประเทศไทยอาจมีราคาสูงกว่าประเทศบราซิล ดังนั้น ในช่วงเริ่มต้นของการใช้วิธี Import Parity อาจกำหนดให้มีค่าคงที่ (Adjustment factor) มาคำนวณในสูตรราคาเอทานอลจากวิธี Import Parity เพื่อปรับราคาเอทานอลอ้างอิงให้เหมาะสมกับต้นทุนวัตถุดิบในประเทศ และลดผลกระทบต่อผู้ผลิตในกรณีที่ราคาตลาดโลกต่ำกว่าต้นทุนการผลิตในประเทศมาก โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงโดยวิธี Import Parity ดังนี้
โดย E100 คือ ราคาเอทานอลอ้างอิง (บาทต่อลิตร) ประกาศราคาเป็นรายเดือน
Eบราซิล คือ ราคาเอทานอล FOB Santos Port ประเทศบราซิล จาก Platts โดยใช้ราคารายวันตั้งแต่วันที่ 25 ของเดือนที่ M-2 ถึงวันที่ 24 ของเดือนที่ M-1 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
Freight คือ ค่าขนส่งเอทานอลทางเรือจากประเทศบราซิลมายังประเทศไทย
คิดที่ขนาดบรรทุก 10,000 ตัน จาก Platts โดยใช้ค่าขนส่งรายวันตั้งแต่วันที่ 25 ของเดือนที่ M-2 ถึงวันที่ 24 ของเดือนที่ M-1 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
Insurance คือ ค่าประกันภัย คิดที่อัตราร้อยละ 0.0134 ของมูลค่า CFR
Loss คือ ค่า Loss คิดที่อัตราร้อยละ 0.20 ของมูลค่า CIF
Survey คือ ค่า Survey คิดที่อัตรา 0.008 บาทต่อลิตร (คงที่)
ค่าผ่านคลังและค่าขนส่ง1 คือ ค่าใช้จ่ายผ่านคลังของคลังนำเข้า คิดที่อัตรา 0.12 บาทต่อลิตร และค่าขนส่งเอทานอลจากคลังนำเข้า (มาบตาพุด) มายังคลังลำลูกกา คิดที่อัตรา 0.18 บาทต่อลิตร
อัตราแลกเปลี่ยน คือ อัตราขาย (Selling rate) จากดอลลาร์สหรัฐฯ (USD) เป็นบาท อ้างอิงธนาคารแห่งประเทศไทย โดยใช้อัตราขายรายวันตั้งแต่ วันที่ 25 ของเดือนที่ M-2 ถึงวันที่ 24 ของเดือนที่ M-1 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
ทั้งนี้ 1 ค่าผ่านคลัง อ้างอิงผลสำรวจข้อมูลจากผู้ประกอบการปี 2565 โดยสถาบันปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย ค่าขนส่งเอทานอล อ้างอิงผลการศึกษาโครงการศึกษาทบทวนบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซ LPG ปี 2561 ซึ่งใช้อัตราค่าขนส่งที่ 0.1108 สตางค์ต่อลิตรต่อกิโลเมตร โดยรถบรรทุกขนาด 40,000 ลิตร
4.4 ข้อเสนอแนะทิศทางนโยบายเอทานอลที่สำคัญ อาทิ (1) ปรับสัดส่วนการผสมเชื้อเพลิงชีวภาพตามราคาและปริมาณวัตถุดิบ เช่น กรณีต้นทุนวัตถุดิบมีแนวโน้มเพิ่มสูงเกินไปควรปรับลดสัดส่วนการผสมเชื้อเพลิงชีวภาพขั้นต่ำในน้ำมันเกรดพื้นฐาน โดยกำหนดระยะเวลาดำเนินการที่ชัดเจนเพื่อไม่ให้ส่งผลเสีย ต่อสมดุลของกลไกตลาด และประสิทธิภาพการผลิตของผู้ผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพ (2) กำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกอ้างอิงจากค่าพลังงานของน้ำมันแต่ละชนิด และ (3) ส่งเสริมการผลิตและใช้ ในผลิตภัณฑ์อื่น อาทิ วัตถุดิบตั้งต้นสำหรับปิโตรเคมีจากเอทานอล เช่น เอทิลีน พลาสติกชีวภาพจากเอทานอล เช่น โพลีเอทิลีน รวมทั้งส่งเสริมให้มีการผลิตเพื่อส่งออกได้มากขึ้น ทั้งนี้ ข้อเสนอหลักเกณฑ์การคำนวณราคา เอทานอลที่เหมาะสมควรแบ่งเป็น 2 ระยะ เพื่อให้ภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเตรียมความพร้อมและสามารถปรับตัว ให้ดำเนินการได้ในทางปฏิบัติ ได้แก่ ระยะที่ 1 ใช้หลักเกณฑ์อ้างอิงการคำนวณราคาวิธี Market Price หรือราคาซื้อขายจริง ซึ่งดำเนินการเหมือนหลักเกณฑ์ปัจจุบัน โดยสามารถดำเนินการได้ตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไปและระยะที่ 2 ใช้หลักเกณฑ์อ้างอิงการคำนวณราคาวิธี Import Parity โดยควรดำเนินการในปี 2567 หรือเมื่อสิ้นสุดการขยายระยะเวลาที่กองทุนน้ำมันฯ จะสามารถจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพได้
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นต่อหลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซล ดังนี้ (1) หลักเกณฑ์ การคำนวณราคาอ้างอิงโดยวิธี Revised Cost Plus มีความเหมาะสม เนื่องจากเป็นข้อมูลที่สะท้อนการผลิต ไบโอดีเซลจริงตามสถานการณ์ปัจจุบัน ทั้งนี้ ผลการเปรียบเทียบราคาไบโอดีเซลจากการคำนวณตามวิธี Cost Plus เดิมของ สนพ. กับการคำนวณตามวิธี Revised Cost Plus ที่ ROA ร้อยละ 5 พบว่าราคาไบโอดีเซลเฉลี่ยปี 2565 อยู่ที่ 55.57 บาทต่อลิตร และ 54.65 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ลดลง 0.92 บาทต่อลิตร ซึ่งมีผล ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลง 0.05 บาทต่อลิตร และ (2) การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ไบโอดีเซลควรแบ่งออกเป็น 2 ระยะ เพื่อให้ภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเตรียมความพร้อมและสามารถปรับตัว ให้ดำเนินการได้ในทางปฏิบัติ โดยระยะที่ 1 ควรใช้หลักเกณฑ์อ้างอิงการคำนวณราคาวิธี Revised Cost Plus ซึ่งสามารถดำเนินการได้ทันทีตั้งแต่ปี 2565 สำหรับระยะที่ 2 ควรมีการพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณ รวมทั้งระยะเวลาที่เหมาะสมในการบังคับใช้ และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป นอกจากนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นต่อหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอล ดังนี้ (1) หลักเกณฑ์การคำนวณราคาอ้างอิงวิธี Market Price จากผู้ขายและผู้ซื้อที่ซื้อขายกันในประเทศมีความเหมาะสม เนื่องจากมีข้อมูลจากผู้ผลิตและผู้ค้าหลายแหล่ง ทำให้มั่นใจได้ว่าเป็นข้อมูลที่สะท้อนการซื้อขายที่แท้จริง และทำให้ราคาแก๊สโซฮอลสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ของเอทานอลในการซื้อขาย โดยเมื่อเปรียบเทียบราคาเอทานอลอ้างอิงวิธี Market Price และวิธี Revised Cost Plus พบว่ามีราคาใกล้เคียงกัน แต่ข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณราคาอ้างอิงวิธี Revised Cost Plus จะมีความล่าช้า ไม่สะท้อนราคาปัจจุบัน ประกอบกับอุตสาหกรรมการผลิตเอทานอลเป็นเชื้อเพลิงเติบโตพอสมควรแล้ว ซึ่งการใช้ราคาอ้างอิงวิธีดังกล่าวจะทำให้การผลิตในภาพรวมของประเทศไม่เกิดการแข่งขัน และ (2) ในระยะที่ 1 ควรใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงวิธี Market Price หรือราคาซื้อขายจริงเหมือนปัจจุบัน สำหรับระยะที่ 2 เมื่อสิ้นสุดการขยายระยะเวลาที่กองทุนน้ำมันฯ จะสามารถจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพได้ ควรใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงวิธี Import Parity เพื่อให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจเอทานอล อย่างไรก็ดี ควรมีการพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณ รวมทั้งระยะเวลาที่เหมาะสมในการบังคับใช้ และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการศึกษาการประเมินผลการส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง และทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ
2. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงในระยะที่ 1 โดยใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงจากต้นทุนการผลิต (Revised Cost Plus) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 ตุลาคม 2565 เป็นต้นไป
3. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงในระยะที่ 1 โดยใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงราคาตลาด (Market Price) โดยใช้ราคาจากการเปรียบเทียบราคาต่ำสุดระหว่างราคา เอทานอลเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักที่ผู้ผลิตรายงานต่อกรมสรรพสามิต กับราคาเอทานอลเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักที่ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายงานต่อสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 เป็นต้นไป
4. รับทราบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงในระยะที่ 2 โดยใช้หลักเกณฑ์ การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงจากต้นทุนการผลิต (New Cost Plus) และหลักเกณฑ์การคำนวณราคา เอทานอลอ้างอิง ในระยะที่ 2 โดยใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงโดยราคาเทียบเท่านำเข้า (Import Parity) พร้อมทั้งมอบหมายให้ สนพ. พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณดังกล่าว รวมทั้งระยะเวลาที่เหมาะสมในการบังคับใช้ และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
5. เห็นชอบให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายงานราคาและปริมาณซื้อเอทานอลให้กับ สนพ.
6. เห็นชอบให้ สนพ. ขอความอนุเคราะห์กรมสรรพสามิตรายงานราคาขายเอทานอลของผู้ผลิตให้กับ สนพ.
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ แนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น ของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วยต่อเดือน ในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) รวมทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อย ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้นประมาณ 2,000 ล้านบาทต่อเดือน (ประมาณ 8,000 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน) พร้อมมอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องขอรับการสนับสนุน แหล่งงบประมาณในการดำเนินการ ตามแนวทางในการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชน ที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นต่อไป
2. เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2565 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติงบประมาณการดำเนินการตามแนวทางในการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 แก่ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในกรอบวงเงินประมาณ 51 ล้านบาทต่อเดือน (ประมาณ 204 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน) และเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2565 กฟน. ได้มีหนังสือถึงผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งงบประมาณการดำเนินการตามแนวทางในการช่วยเหลือ ค่าไฟฟ้าฯ โดย กฟน. ได้ประสาน กฟภ. พิจารณาการดำเนินการตามมติ กบง. และได้ประมาณการงบประมาณ ที่ใช้ดำเนินการในพื้นที่ของ กฟน. และ กฟภ. เพิ่มขึ้นจากเดิมที่ประมาณการไว้ที่ 7,796 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน เป็นประมาณ 8,924.41 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน เนื่องจากประมาณการว่าจะมีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้า กลุ่มบ้านอยู่อาศัยในพื้นที่ของ กฟน. และ กฟภ. เพิ่มขึ้นจากเดิมที่ประมาณการไว้ที่ 20.28 ล้านราย เป็นประมาณ 21.43 ล้านราย ทำให้วงเงินงบประมาณที่ใช้ดำเนินการตามแนวทางในการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ามติ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 เพิ่มขึ้นจากเดิมที่ประมาณการไว้ทั้งสิ้น 8,000 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน เป็นประมาณ 9,128.41 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้หารือแหล่งงบประมาณในการดำเนินการกับสำนักงบประมาณ โดยเบื้องต้นสำนักงบประมาณเห็นควรให้ใช้แหล่งเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ประมาณ 2,282.103 ล้านบาทต่อเดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 และงบประมาณรายจ่ายประจำปี งบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ประมาณ 6,846.309 ล้านบาท สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยดำเนินการตามขั้นตอน ของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนประมาณการงบประมาณตามแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น ของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วยต่อเดือน ในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) รวมทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น ประมาณ 2,282.103 ล้านบาทต่อเดือน (ประมาณ 9,128.41 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน) โดยจะใช้แหล่งเงิน จากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉิน หรือจำเป็น ประมาณ 2,282.103 ล้านบาทต่อเดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 และงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉิน หรือจำเป็น ประมาณ 6,846.309 ล้านบาท สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เร่งดำเนินการขออนุมัติในหลักการแนวทางการช่วยเหลือ และวงเงินงบประมาณจากคณะรัฐมนตรี ทั้งนี้ เพื่อให้ กฟน. กฟภ. กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ สามารถดำเนินการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าตามแนวทางการช่วยเหลือดังกล่าว ตามระเบียบและขั้นตอนต่อไป
เรื่องที่ 6 ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 โดยในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 10 มกราคม 2565 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ที่แต่งตั้งภายใต้ กบง. ติดตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2565 ตามมติ กพช. ซึ่งเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 วันที่ 9 มีนาคม 2565 และวันที่ 29 เมษายน 2565 กบง. และ กพช. ได้รับทราบความก้าวหน้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ และการยกเว้นสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้าเป็นการชั่วคราว ทั้งนี้ ในปี 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้มีการประชุมไปแล้ว 18 ครั้ง และรายงานผลดำเนินการในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงานอย่างต่อเนื่อง โดยที่ประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2565 ได้เห็นชอบ ให้นำผลการดำเนินการของคณะอนุกรรมการฯ เสนอต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป
2. การดำเนินการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 มีรายละเอียด ดังนี้
2.1 หลักการทำงานและแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2565 มีดังนี้ (1) กำหนดบทบาทการดำเนินการแต่ละหน่วยงานตามอำนาจหน้าที่ โดยกระทรวงพลังงาน (พน.) จะเป็นหน่วยหลักในการติดตามการบริหารจัดการให้มีก๊าซธรรมชาติเพียงพอจากสถานการณ์ฉุกเฉิน เนื่องจากแหล่งเอราวัณไม่สามารถผลิตก๊าซได้ตามเป้าหมายที่กำหนดภายในปี 2565 ในขณะที่การดำเนินการจัดหา/จัดสรรปริมาณนำเข้า LNG ในภาพรวมจะดำเนินการโดยสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 ซึ่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้จัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแล และ (2) กำกับการดำเนินการโดยคำนึงถึงผลกระทบค่าไฟฟ้าที่จะมีต่อประชาชนน้อยที่สุด โดยพิจารณาลำดับการเลือกใช้ชนิดเชื้อเพลิงมาบริหารจัดการก่อนและหลังตามลำดับสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุด (Merit Order) ตามที่ กกพ. ให้ความเห็นชอบ
2.2 ในช่วงเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมหารือ โดยได้รับทราบและติดตามการดำเนินงานที่สำคัญ อาทิ (1) ผลการดำเนินงานเฝ้าระวังสถานการณ์ด้านพลังงานจากเหตุความขัดแย้งระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน (2) ความก้าวหน้าการดำเนินงานและแผนการผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ (แปลง G1/61) และกลุ่มบงกช ที่มีการผลิตลดต่ำลงจากการ Shut down ของแหล่งปลาทองซึ่งอยู่ภายใต้แหล่งเอราวัณ (3) แผนการหยุดจ่ายและการจัดหาก๊าซธรรมชาติประจำปี 2565 ที่จะมีการหยุดซ่อมบำรุงระหว่างเดือนสิงหาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยใช้หลักการกระจายการหยุดซ่อมบำรุงโดยไม่ให้กระจุกอยู่ในช่วงเดือนเดียว (4) สถานการณ์แหล่งก๊าซธรรมชาติซอติกาที่ไม่สามารถผลิต และจ่ายก๊าซได้ตามปกติ เนื่องจากเหตุแรงดันในท่อส่งก๊าซบนบกในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาลดลง อย่างรวดเร็ว (5) ปัญหา อุปสรรคในการขนส่งน้ำมันของผู้ค้าน้ำมัน และการแก้ไขปัญหาการนำเข้าน้ำมันภาษีอัตราศูนย์ (6) การปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ซึ่งเป็นแผนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงในภาพรวม และ (7) มาตรการบริหารจัดการการจัดหาและการใช้พลังงาน (Demand & Supply) ในสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน โดยให้หน่วยงานรับผิดชอบหลักจัดทำรายละเอียดข้อมูลและหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อเสนอแนะแนวทางที่เหมาะสมต่อไป
3. คณะอนุกรรมการฯ ได้ทบทวนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ โดยมีการปรับปรุงแนวทางบริหารจัดการตาม Merit order แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่ม 1 ต้นทุนต่ำ ได้แก่ (1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถ โดยเร่งการผลิตก๊าซจากแหล่งอาทิตย์ การทำ CO2 Relaxation และเร่งการขุดเจาะหลุม Infill เป็นต้น (2) เลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 และ (3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิมชีวมวล โดยพบว่า การปรับปรุงแนวทางตาม (1) (2) และ (3) ณ เดือนสิงหาคม 2565 สามารถทดแทนการนำเข้า LNG Spot ได้ 0.33 ล้านตัน 0.28 ล้านตัน และ 0.054 ล้านตัน ตามลำดับ และกลุ่ม 2 พิจารณาตามต้นทุน ได้แก่ (4) จัดหา LNG และ (5) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทน ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า โดยสำนักงาน กกพ. จะมีการทบทวนแผนเป็นรายเดือน ซึ่งการปรับปรุงแนวทางตาม (4) และ (5) สามารถทดแทนการนำเข้า LNG Spot ได้ 2.80 ล้านตัน และ 1.64 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ จากความต้องการนำเข้าก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อชดเชยก๊าซที่จะหายไปในช่วงเปลี่ยนผ่านของแหล่งเอราวัณ 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG เพื่อการแข่งขัน 2.7 ล้านตัน รวม 4.5 ล้านตัน เมื่อพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ฉบับปรับปรุง พบว่ากระทรวงพลังงานสามารถจัดหาเชื้อเพลิงต้นทุนต่ำเพิ่มขึ้นเบื้องต้น 2.306 ล้านตัน เทียบเท่า LNG Spot ส่งผลให้ลดการจัดหา LNG ลงและเกิดความมั่นคงทางพลังงาน
4. คณะอนุกรรมการฯ ได้ติดตามและให้ข้อเสนอแนะการบริหารจัดการเชื้อเพลิงทดแทน การนำเข้า LNG Spot โดย ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2565 สามารถจัดหาเชื้อเพลิงทดแทนสะสมได้ 3.98 ล้านตัน เทียบเท่า LNG Spot ซึ่งเกินกว่าแผนที่กำหนด ณ สิ้นเดือนสิงหาคม 2565 ที่ 3.06 ล้านตัน เทียบเท่า LNG Spot ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคา Spot LNG ที่มีแนวโน้มสูงขึ้นในช่วงปลายปี 2565 จนถึงต้นปี 2566 เมื่อเทียบกับการใช้น้ำมันดีเซลหรือน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2565 กกพ. จึงได้เห็นชอบแผนการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ที่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงหลัก รวม 351 ล้านลิตร 470 ล้านลิตร และ 295 ล้านลิตร ตามลำดับ และใช้ก๊าซธรรมชาติจากฝั่งตะวันออกเท่าที่จำเป็น โดยต่อมา เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2565 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พบว่าความสามารถในการจัดหาและจัดส่งน้ำมันในช่วงดังกล่าวต่ำกว่าแผนความต้องการใช้น้ำมันผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. จึงเห็นควรให้บริหารจัดการน้ำมันที่สำรองในโรงไฟฟ้าใช้ร่วมด้วยเพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด นอกจากนี้ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) ได้ประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องถึงการปรับปรุงกระบวนการและขั้นตอนตามแนวปฏิบัติเกี่ยวกับหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการเสียภาษีในอัตราศูนย์สำหรับน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้าใช้ผลิตไฟฟ้าและขายไฟฟ้าทั้งหมดให้แก่ กฟผ. เพื่อให้เข้าใจแนวทางปฏิบัติร่วมกัน โดยกรมสรรพสามิตจะปรับปรุงแก้ไขกระบวนการและขั้นตอนต่างๆ อย่างต่อเนื่อง เพื่อให้การขนส่งน้ำมันเพื่อผลิตไฟฟ้าเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและทันตามกำหนดเวลา
5. การดำเนินการระยะต่อไป ประกอบด้วย (1) การจัดทำมาตรการบริหารจัดการการจัดหา และการใช้พลังงาน (Demand & Supply) ในสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน ประกอบด้วย จัดหา ก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น ใช้ดีเซลและน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าแทนก๊าซธรรมชาติ จัดหาน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาราคาถูก จากต่างประเทศ รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากสาธารณรัฐประชิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เพิ่มขึ้น เร่งรัดอนุมัติและอนุญาตโซลาร์เซลล์ค้างท่อ ปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐานให้เป็นอัตราก้าวหน้า (Progressive Rate) ที่เข้มขึ้นเพื่อกระตุ้นให้เกิดการลดใช้ไฟฟ้า ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรม การตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) มาตรการประหยัดพลังงานในภาครัฐ มาตรการประหยัดพลังงานในภาคอุตสาหกรรม และมาตรการอื่นๆ (2) การจัดหาและจัดส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดย ธพ. ได้จัดทำแผนการจัดหาและจัดส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าช่วงดังกล่าวแล้วเสร็จ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการพิจารณาของ กกพ. โดยหาก กกพ. มีมติเห็นชอบแผนแล้ว สำนักงาน กกพ. จะประสานโรงไฟฟ้าให้เตรียมจัดทำสัญญาซื้อน้ำมันกับผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7 และ ธพ. จะแจ้งผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7 เตรียมความพร้อมในการจัดหาและจัดส่งน้ำมันเชื้อเพลิง และทำสัญญากับโรงไฟฟ้าต่อไป และ (3) การติดตามการดำเนินงานตามข้อ (1) และข้อ (2) โดยคณะอนุกรรมการฯ จะติดตามการดำเนินงานอย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565