TOR¦ ราคากลาง

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 6/2563 (ครั้งที่ 20)

วันจันทร์ที่ 21 กันยายน พ.ศ. 2563 เวลา 14.00 น.

1. หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว

2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

3. ข้อเสนอเชิงนโยบายเพื่อเยียวยาผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm

4. แนวทางการบริหารจัดการการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

5. แนวทางการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานสำหรับประชาชน

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน

เรื่องที่ 1 . 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 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 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 3 . 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 4 . 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 5 .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

TOR¦ ราคากลาง

TOR¦ ราคากลาง

ประกาศ  

ประกาศ  

ประกาศ  

ประกาศ  

ประกาศ