Super User
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคาจ้างซ่อมครุภัณฑ์เครื่องถ่ายเอกสาร ยี่ห้อ canon รุ่น IRADV C5560i จำนวน 1 งาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างซ่อมเคาน์เตอร์ครัว ชั้น 5 กองนโยบายปิโตรเลียม จำนวน 1 งาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา ซื้อครุภัณฑ์สำนักงาน ตู้เอกสาร จำนวน 6 ตู้ โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา ซื้อครุภัณฑ์สำนักงาน ตู้เอกสาร+พัดลมทาวเวอร์ จำนวน 2 รายการ โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา ซื้อครุภัณฑ์งานบ้านงานครัว (ไมโครเวฟ) จำนวน 1 เครื่อง โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างทำตรายาง จำนวน 1 งาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา ซื้อครุภัณฑ์สำนักงาน (เก้าอี้สำหรับห้องประชุม ชั้น 4) จำนวน 2 รายการ โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างเหมารถตู้สำหรับโครงการสัมมนาทางวิชาการเพื่อประเมินผลสัมฤทธิ์ในการบังคับใช้พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ครั้งที่1 จำนวน 1 งาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 1 - 7 กรกฎาคม 2567
กพช. ครั้งที่ 166 วันพุธที่ 13 ธันวาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 166)
วันพุธที่ 13 ธันวาคม 2566
3. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
4. แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
5. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
6. แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(นายเศรษฐา ทวีสิน)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (2) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
2. เมื่อวันที่ 29 กันยายน 2566 กบน. เห็นชอบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงานตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 – 30 กันยายน 2565 โดยสรุปได้ดังนี้ (1) อนุมัติแผนการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในส่วนของเงินงบบริหาร จำนวน 67,883,397.40 บาท (2) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ และคณะทำงานเพื่อปฏิบัติงานตามที่คณะกรรมการมอบหมาย จำนวน 3 คณะ (3) ดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้น จากสถานการณ์การระบาดของไวรัสโควิด-19 เพื่อบริหารสภาพคล่องเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (4) อนุมัติการจ่ายเงินกองทุนเพื่อดำเนินการตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในประเทศ จำนวน 10 ครั้ง (5) กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน ในส่วนของน้ำมัน จำนวน 143 ฉบับ และในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) 33 ฉบับ (6) คณะรัฐมนตรีเห็นชอบการขยายระยะเวลาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ออกไปอีกสองปี จนถึงวันที่ 24 กันยายน 2567 (7) ในเดือนกันยายน 2565 สภาพคล่องกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีเงินรับเฉลี่ย 987 ล้านบาท และ ณ วันที่ 25 กันยายน 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิ มีจำนวน ติดลบ 124,216 ล้านบาท แบ่งเป็นกลุ่มน้ำมันติดลบ 82,674 ล้านบาท กลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 42,542 ล้านบาท และเงินเรี่ยไร 1,000 ล้านบาท และ (8) จัดหาเงินกู้เพื่อเสริมสภาพคล่อง และการกู้เงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยคณะรัฐมนตรีเห็นชอบร่างหลักเกณฑ์การกู้เงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) และการเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เป็นไม่เกิน 30,000 ล้านบาท และหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงิน และอนุมัติการกู้ยืมเงินของ สกนช. วงเงินไม่เกิน 1.5 แสนล้านบาท พร้อมทั้งอนุมัติหลักการร่างพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังค้ำประกันการชำระหนี้ของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และหลักการร่างพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษา เสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ในประเทศ (ฉบับที่ .. ) พ.ศ. ....
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรค การปฏิบัติงานตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภาทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของ กกพ. และ สำนักงาน กกพ. สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ ดังนี้ (1) บริหารจัดการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดผลกระทบค่าไฟฟ้า โดยคำนึงถึงการรักษาความมั่นคงและเสถียรภาพทางพลังงานของประเทศ จึงพิจารณาทยอยปรับค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) เพื่อสะท้อนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้นเท่าที่จำเป็น และบริหารจัดการบนพื้นฐานการบรรเทาผลกระทบ ค่าครองชีพของประชาชนและคำนึงถึงศักยภาพการให้บริการพลังงานของผู้ให้บริการ ได้แก่ 1) เลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 2) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากจากกลุ่มสัญญาเดิม และกลุ่มที่ไม่มีสัญญากับการไฟฟ้า เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ แสงอาทิตย์ และพลังงานลม และ 3) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพื่อลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในช่วงที่มีความผันผวนและมีราคาสูง นอกจากนี้ ได้กำกับดูแลในการช่วยลดภาระค่าไฟฟ้า โดยการปรับอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ กำกับการนำส่งรายได้จากการส่งออก LNG งดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) เป็นการชั่วคราว และปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนให้เหมาะสมเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 เป็นต้นไป (2) ออกระเบียบและประกาศการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับภาคประชาชน และการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 (3) ส่งเสริมการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติตามแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซระยะที่ 2 โดยออกประกาศหลักเกณฑ์การกำกับดูแลผู้บริหารระบบส่งและศูนย์ควบคุมการส่งก๊าซธรรมชาติ (TSO Regulatory Framework) กำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้สถานีแอลเอ็นจี กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดราคา LNG (LNG Benchmark) (4) ออกประกาศหลักเกณฑ์และแนวทางการจัดทำข้อกำหนดการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Framework Guidelines) และกำหนดอัตราค่าบริการใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าสำหรับบุคคลที่สาม (Wheeling Charge) สำหรับการทดสอบในโครงการ ERC Sandbox (5) จัดทำแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) เพื่อรองรับความต้องการใช้พลังงานหมุนเวียนของภาคอุตสาหกรรมเพิ่มสูงขึ้น (6) ปรับปรุงกระบวนการอนุมัติอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานแบบเบ็ดเสร็จ (One Stop Service: OSS) โดยออกกฎหมายลำดับรองเพื่อการอนุญาตแบบ OSS และพัฒนาระบบ e-Licensing รองรับการอนุญาตประกอบกิจการพลังงานแบบ Online (7) ปรับปรุงกฎระเบียบเพื่อกำกับผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าเกี่ยวกับการใช้ขยะมูลฝอยเป็นเชื้อเพลิงที่มีกำลังผลิตติดตั้ง ตั้งแต่ 10 เมกะวัตต์ขึ้นไป และพัฒนาระบบการรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อม (Self-Declaration Report) เพื่อให้ผู้ประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าสามารถรายงานข้อมูลได้สะดวก (8) ติดตามเร่งรัดการคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามประกาศหลักเกณฑ์ที่กำหนด จำนวน 23.99 ล้านรายทั่วประเทศ วงเงินกว่า 33,689 ล้านบาท และ (9) พัฒนาระบบการบริหารงานองค์กรสู่ความโปร่งใสมีธรรมาภิบาล และมีการปฏิบัติงานที่มีประสิทธิภาพตามมาตรฐานสากล และพัฒนาระบบบริหารงานองค์กรและการให้บริการด้วยเทคโนโลยีดิจิทัล
3. สำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ ดังนี้ (1) ชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าตามมาตรา 97(1) ซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส หรือเพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค จำนวน 13,765 ล้านบาท (2) พัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้าตามมาตรา 97(3) จำนวน 2,352.53 ล้านบาท (3) ส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยตามมาตรา 97(4) ภายใต้โครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบมุ่งเป้า แบบที่เชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (On-grid) จำนวน 427.23 ล้านบาท และโครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบมุ่งเป้า (หน่วยงานด้านการศึกษา) (Off-grid) จำนวน 164 แห่ง กรอบวงเงินงบประมาณ 95.00 ล้านบาท และ (4) ส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า ตามมาตรา 97(5) กรอบวงเงินงบประมาณ 800 ล้านบาท
4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2565 และรายงานของผู้สอบบัญชี ทั้งนี้ ผู้สอบบัญชีรับอนุญาต โดยความเห็นชอบจากสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดยสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้จากการดำเนินการรวมทั้งสิ้น 17,731,148,913.21 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 16,921,468,267.05 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 969,206,854.95 บาท ค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงาน รวม 614,527,115.13 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 354,679,739.82 บาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง จำนวน 283,773,062.41 บาท ซึ่งรวมเงินงบประมาณที่เหลือจ่ายของปี 2562 - 2564 ด้วย
5. แผนการดำเนินงานสำนักงาน กกพ. และแผนการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ประกอบด้วย แผนการดำเนินงานของสำนักงาน กกพ. ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ภายใต้แผนปฏิบัติการการกำกับกิจการพลังงาน ระยะ 5 ปี (พ.ศ. 2566 - 2570) พัฒนากฎระเบียบในการกำกับกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติรองรับนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันและ การส่งเสริมการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน การพัฒนาระบบการตรวจติดตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อม ตลอดจนการพัฒนาองค์กรไปสู่องค์กรดิจิทัล และแผนการดำเนินงานกองทุนพัฒนาไฟฟ้าประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 บริหารกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์กองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 ของพระราชบัญญัติฯ โดยมุ่งเน้นให้ความสำคัญกับการเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารจัดการกองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการปรับปรุงกระบวนการดำเนินงานกองทุนพัฒนาไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 3 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลมีนโยบายในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ โดยมีการจัดสรรให้เป็นวัตถุดิบสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (โรงแยกก๊าซฯ) เพื่อผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นเชื้อเพลิงให้กับประเทศ และผลิตเป็นวัตถุดิบตั้งต้น (Feedstock) ให้กับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และอีกส่วนหนึ่งใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า ใช้ในภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง แต่เนื่องจากปริมาณความต้องการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ รวมทั้งรัฐบาลมีนโยบายให้อัตราค่าไฟฟ้าเท่ากันทั่วประเทศ ดังนั้น จึงต้องกำหนดต้นทุนก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลัก ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศเป็นราคาเดียวกันทั้งราคาในประเทศและราคานำเข้า (Pool Gas) ต่อมาในช่วงปี 2564 เกิดสถานการณ์ความขัดแย้งทางการเมืองในต่างประเทศ (รัสเซียและยูเครน) ได้ส่งผลให้ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) มีการปรับเพิ่มขึ้น ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทยมีกำลังการผลิตที่ลดลงจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูงเข้ามาทดแทนเป็นจำนวนมาก ทำให้ส่งผลกระทบต่อต้นทุนเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าของประเทศ
2. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) และได้มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Gas Separation Plant : GSP) ให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยให้เหมาะสม และรายงานผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ และเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ให้ทราบผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2566 เรื่อง แนวทางการลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้า ให้ประชาชน โดย กกพ. มีความเห็นว่าเพื่อให้การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเกิดประโยชน์สูงสุด สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซในทุกภาคส่วน จึงเห็นควรมีข้อเสนอแนะเชิงนโยบายให้มีการปรับราคา ก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ โดยให้โรงแยกก๊าซฯ ใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ด้วย ส่งผลให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดลง อีกทั้งเพื่อให้ ปตท. บริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีอย่างมีประสิทธิภาพ
3. ข้อเสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ มีดังนี้
3.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน คือ (1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยจะเข้าสู่โรงแยกก๊าซฯ โดยการซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซฯ ใช้ราคา Gulf Gas ซึ่งเป็นราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย บวกค่าจัดหา และค่าผ่านท่อในทะเล จากนั้นก๊าซธรรมชาติจะถูกแยกเป็น ก๊าซมีเทน (C1) อีเทน (C2) โพรเพน (C3) บิวเทน (C4) เพนเทน (C5) และสูงกว่า C5 (C5+) โดยก๊าซมีเทน จะถูกนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โพรเพน และบิวเทน จะนำไปใช้ผลิตเป็นก๊าซ LPG หรือก๊าซหุงต้มเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ส่วนก๊าซ C2 ขึ้นไป ชนิดอื่น ๆ จะถูกนำไปใช้เป็นวัตถุดิบ ตั้งต้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและอุตสาหกรรมต่อเนื่อง เช่น ผลิตเป็นเม็ดพลาสติกเพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับเศรษฐกิจ และ (2) ก๊าซมีเทนที่ออกจากโรงก๊าซธรรมชาติ จะถูกนำไปรวมกับก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า เพื่อคำนวณเป็นราคา Pool Gas (ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่าง ๆ ) และนำไปจำหน่ายให้โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโรงไฟฟ้าของเอกชน ใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้กับประชาชน รวมทั้งโรงงานอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้เป็นเชื้อเพลิง
3.2 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอของ กกพ. เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 ที่ได้มีข้อเสนอให้มีการปรับราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ จากเดิมใช้ราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) เปลี่ยนไปใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ทำให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติมีราคาเดียว (Single Pool) ส่งผลให้ราคา Pool Gas เดิมมีราคาลดลง โดยต้นทุนก๊าซธรรมชาติ ที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ ทั้งนี้ ข้อดีของการใช้ Single Pool คือ (1) ราคา Pool Gas ปรับลดลงได้ทันที ส่งผลให้ต้นทุนของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าลดลง (2) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกกลุ่มใช้ก๊าซธรรมชาติในราคาเดียวกัน และ (3) สามารถดำเนินการได้ทันที โดยเสนอ กพช. พิจารณา และสำหรับข้อเสียของการใช้ Single Pool คือ (1) ต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ สูงขึ้น อาจส่งผลให้ผลประกอบการลดลง อย่างไรก็ดี ต้นทุนที่สูงขึ้นนี้ไม่ได้มีผลกระทบต่อภาคปิโตรเคมีที่รับก๊าซธรรมชาติจากโรงแยกก๊าซฯ เป็นวัตถุดิบตั้งต้น และ (2) ก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ มีราคาสูงขึ้น
3.3 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามความเห็นของ สนพ. จากการพิจารณาแนวทางตามข้อเสนอของ กกพ. แล้ว พบว่า เป็นแนวทางที่สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในทุกภาคส่วนและเป็นประโยชน์ต่อประเทศ ทำให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าลดลง อีกทั้งยังเป็นการส่งเสริมให้เกิดการบริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีได้อย่างมีประสิทธิภาพ แต่จะทำให้ราคาต้นทุนของก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ปรับสูงขึ้น จะทำให้จำนวนเงินที่ส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงลดลง ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ สูญเสียรายได้ที่จะนำไปช่วยลดภาระในส่วนของราคา LPG ดังนั้น จึงเห็นควรให้มีการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยให้เฉพาะการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซฯ สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคา Gulf Gas ทั้งนี้ ข้อดีของการใช้ Single Pool และการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง คือ ราคา Pool Gas ปรับลดลงได้ทันที และต้นทุนราคาก๊าซ LPG ที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้
3.4 สรุปการเปรียบเทียบประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติและผลกระทบสำหรับรอบเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 พบว่า (1) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน ทำให้โรงแยกก๊าซฯ มีต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติต่ำกว่าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติส่วนอื่น ๆ ส่วนผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคาก๊าซเฉลี่ยจากก๊าซมีเทน ที่ออกจากโรงแยกก๊าซฯ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า (2) การเปลี่ยนไปใช้แนวทางตามข้อเสนอของ กกพ. คือ Single Pool ทำให้ภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง มีภาระค่าใช้จ่ายลดลง เนื่องจากต้นทุนราคา Pool Gas โดยรวมลดลง และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ แต่จะส่งผลกระทบทำให้ต้นทุนการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซฯ สูงขึ้น ส่งผลให้จำนวนเงินที่โรงแยกก๊าซฯ ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลดลง และ ในส่วนของโรงแยกก๊าซฯ จะมีภาระค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้นในช่วงเวลาเดียวกัน และ (3) การใช้ข้อเสนอ Single Pool พร้อมกับการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยกำหนดให้ก๊าซธรรมชาติที่นำไปผลิตเป็น LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ราคา Gulf Gas เพื่อให้คงราคาต้นทุนไว้คงเดิม ทำให้ราคา Pool Gas และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ โดยไม่ส่งผลกระทบต่อรายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่นำไปช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชน
4. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ และมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามความเห็นของ สนพ. โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติ ที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ จากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช. (2) มอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช.
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและกระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการ ในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
เรื่องที่ 4 แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 ได้มีมติเห็นควรให้มีการออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมเป็นกรณีพิเศษสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เพื่อส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร ก๊าซชีวภาพจากฟาร์มเลี้ยงสัตว์เป็นเชื้อเพลิง โดยเฉพาะโครงการขนาดเล็ก
2. เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2545 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ และแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยเห็นควรให้เร่งจัดทำต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน VSPP ภายหลังจากคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าให้ความเห็นชอบต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ต่อมา เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และมีมติให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ด้วยการกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ซึ่งเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบเอกสารประกอบการออกประกาศการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ซึ่งรวมถึงแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า รวมทั้งมีมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ต่อมา เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบ Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา และกำหนด Adder แยกตามประเภทเชื้อเพลิง ทั้งนี้ ไม่รวมถึงผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนเงินลงทุนในการผลิตไฟฟ้ารูปแบบอื่น ๆ แล้ว โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 และเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุนส่วน Adder
3. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุง Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP สำหรับโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ ด้วยสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตที่อายุโครงการ 20 ปี และขยายระยะเวลาสนับสนุนโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ จาก 7 ปี เป็น 10 ปี นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สำหรับโครงการในสามจังหวัดชายแดนภาคใต้ยังคงได้รับส่วนเพิ่มพิเศษตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550) พร้อมทั้งได้เห็นชอบให้แก้ไขการกำหนดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ประเภท Non-Firm และ VSPP เป็นอายุสัญญา 5 ปี และต่อเนื่องโดยอัตโนมัติ เนื่องจากเดิมกำหนดอายุสัญญาไว้ 1 ปี และต่ออายุสัญญาเป็นปี ๆ ทำให้ผู้ประกอบการประสบปัญหาไม่สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ได้ เนื่องจาก ไม่เชื่อถือว่าโครงการจะมีรายได้อย่างมั่นคงเพียงพอที่จะชำระเงินต้นและดอกเบี้ย
4. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 กพช. ได้มีมติเห็นควรให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ไปศึกษาทบทวน Adder ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น และนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และต่อมา เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการการดำเนินการสำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียน ตามมาตรการ Adder กรณียื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วรอการพิจารณา เห็นควรปรับปรุงอัตรา Adder สำหรับผู้ประกอบการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้รับการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า ณ วันที่ กพช. มีมติเห็นชอบ ในอัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี เนื่องจากต้นทุนโครงการลดลงมาก หากให้ Adder ที่อัตราเดิม 8 บาทต่อหน่วย ผู้ประกอบการจะได้รับผลตอบแทนในเกณฑ์สูงและกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยรวม พร้อมทั้งได้เห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจากระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) เนื่องจากมาตรการ FiT มีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟมากกว่า กล่าวคือ ทำให้จำนวนเงินสนับสนุนไม่เพิ่มขึ้นตามค่าไฟฐานและอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นในอนาคต ทั้งนี้ ให้มีการทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบ ๆ ต่อมา เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้พิจารณาเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) โดยมีมติเห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ และเห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT
5. ตามที่กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ผ่านมาตรการ Adder ตั้งแต่ พ.ศ. 2547 จนถึงปัจจุบัน มีโรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder จำนวน 576 สัญญา ปริมาณกำลังผลิตตามสัญญา 4,844.75 เมกะวัตต์ โดยพบปัญหาจากการดำเนินการคือ ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder ได้รับคืนเงินลงทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมในช่วงระยะเวลา 20 ปี ตามสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตตามที่ กพช. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดให้สามารถต่ออายุสัญญาได้โดยไม่มีวันสิ้นสุดสัญญา โดยต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non–Firm ในรูปแบบ Adder กำหนดเรื่องการอายุของสัญญาและการเลิกสัญญาไว้ ดังนี้ (1) กรณี SPP กำหนดให้สัญญามีระยะเวลา 5 ปี และสามารถต่อสัญญาได้โดยการแสดงเจตนาฝ่ายเดียวเป็นหนังสือแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบก่อนครบกำหนดอายุสัญญา และให้สัญญามีอายุต่อไปอีกคราวละ 5 ปี ในส่วนของเหตุแห่งการสิ้นสุดสัญญากำหนดไว้ในกรณีคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญานี้ได้ และ (2) กรณี VSPP กำหนดให้สัญญามีระยะเวลา 5 ปี และต่อเนื่องครั้งละ 5 ปี โดยอัตโนมัติและให้มีผลใช้บังคับจนกว่าจะมีการยุติสัญญาตามที่กำหนดไว้คือ ผู้ผลิตไฟฟ้ายื่นหนังสือเป็นลายลักษณ์อักษรถึงการไฟฟ้าแสดงความประสงค์ที่จะยุติการซื้อขายไฟฟ้าโดยการเลิกสัญญา และหากคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญานี้ได้ จากข้อกำหนดดังกล่าวจะเห็นได้ว่า สัญญาสามารถต่ออายุออกไปได้ครั้งละ 5 ปี โดยไม่มีระยะเวลาสิ้นสุดแม้จะหมดระยะเวลาที่ได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) 7 ปี หรือ 10 ปี ตามประเภทเชื้อเพลิงไปแล้ว นอกจากนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าในช่วงหลังจากสิ้นสุดการได้รับ Adder จะเป็นอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยทุกแรงดันที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย หรืออัตราค่าพลังงานไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดัน 11 - 33 กิโลโวลต์ ที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้า Ft ขายส่งเฉลี่ย ขึ้นอยู่กับประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่างอัตราปกติ TOU ซึ่งมีอัตราสูงถึง 4 – 5 บาทต่อหน่วย และปรับขึ้นลงตาม Ft ขายส่งเฉลี่ย ซึ่งรวมแล้วมีอัตราสูงกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ที่ภาครัฐรับซื้ออยู่ในปัจจุบันเป็นอย่างมาก ส่งผลให้การไฟฟ้ายังคงมีภาระที่ต้องรับซื้อไฟฟ้าต่อไปและส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวม จากข้อกำหนดจะเห็นได้ว่า หากไม่มีการกำหนดวันสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตที่ กพช. มีมติเห็นชอบ คือ 20 ปีนับตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์จะส่งผลให้เกิดความไม่เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าที่ต้องแบกรับภาระค่าไฟฟ้าที่สูงเกินความจำเป็น
6. สนพ. กระทรวงพลังงาน ในฐานะหน่วยงานภาครัฐมีหน้าที่และอำนาจในการศึกษาวิเคราะห์นโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ รวมทั้งติดตามความเคลื่อนไหวของสถานการณ์ด้านพลังงาน วิเคราะห์แนวโน้ม และประเมินผลกระทบที่จะเกิดขึ้น เพื่อจัดทำข้อเสนอนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ ตามพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ประกอบกฎกระทรวงแบ่งส่วนราชการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน พ.ศ. 2562 ซึ่งได้พิจารณาแล้วเห็นว่า การสิ้นสุดอายุสัญญา สำหรับประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ที่ไม่ได้ มีการระบุถึงระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งต่างจากการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ FiT ที่มีการระบุระยะเวลาสิ้นสุดของอายุสัญญา 20 – 25 ปี ส่งผลให้ภาครัฐต้องรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ที่ไม่มีการระบุการสิ้นสุดของระยะเวลารับซื้อ ก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนราคาค่าไฟฟ้าของประเทศ รวมทั้งไม่เป็นการส่งเสริมให้มีการพัฒนาทางด้านเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนใหม่ที่มีประสิทธิภาพในการผลิตสูงกว่าและมีต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าในปัจจุบัน โดยกระทรวงพลังงาน (พน.) อยู่ระหว่างการรวบรวมข้อมูลในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการทบทวนแนวทางการบริหารจัดการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน เพื่อนำมาประกอบการพิจารณาในด้านนโยบาย แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Non-Firm รูปแบบ Adder มีผลบังคับใช้ระหว่างคู่สัญญาที่เป็นหน่วยงานภาครัฐกับเอกชน จึงเป็นสัญญาทางปกครอง ในกรณีมีการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขระยะเวลาการสิ้นสุดของสัญญาหรือการบอกเลิกสัญญาอาจมีประเด็นปัญหาข้อกฎหมายและเกิดความไม่ชัดเจนในทางปฏิบัติเกิดขึ้นได้
7. พน. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) เพื่อขอหารือในประเด็นดังนี้ (1) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder โดยในสัญญาระบุเงื่อนไขให้คู่สัญญาเอกชนสามารถต่อสัญญาได้อย่างต่อเนื่อง ไม่มีการระบุเวลาสิ้นสุดของสัญญา หากคู่สัญญาภาครัฐต้องผูกพันกับสัญญาตามเงื่อนไขข้อสัญญา โดยมีอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าที่การไฟฟ้าจะรับซื้อเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย ซึ่งในปัจจุบันต้นทุนพลังงานไฟฟาที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ในระดับต่ำกว่าอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับ Ft ขายส่งเฉลี่ย จะก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนไฟฟ้าของประเทศ ซึ่งหากภาครัฐมีนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะ แต่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่เป็นคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้ไขสัญญาในส่วนของอัตรารับซื้อไฟฟ้าให้เป็นไปตามนโยบายรัฐที่เปลี่ยนแปลงไป ภาครัฐสามารถใช้สิทธิตามสัญญาหรือตามกฎหมายใด แจ้งไม่ต่อสัญญาหรือบอกเลิกสัญญาฝ่ายเดียวได้หรือไม่ เนื่องจากสัญญาดังกล่าวเป็นสัญญาทางปกครอง ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ และ (2) กรณีที่ภาครัฐมีนโยบายให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าต้องมีกำหนดระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาที่ชัดเจนแต่เอกชนคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้สัญญาให้มีระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญา ภาครัฐมีอำนาจบังคับให้มีการแก้ไขสัญญาในเรื่องระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาได้หรือไม่ หากภาครัฐไม่สามารถดำเนินการได้ ภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการอย่างไร เพื่อให้กรณีดังกล่าวเกิดประโยชน์สูงสุดแก่สาธารณะ ทั้งนี้ อส. ให้ความเห็นในกรณีดังกล่าวว่าภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการเป็นอย่างไรนั้น เป็นข้อหารือที่มิใช่กรณีที่ปรากฏข้อเท็จจริงขึ้นแน่นอนและเป็นที่ยุติแล้ว พน. ชอบที่จะเสนอประเด็นการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าและการกำหนดกรอบระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทดังกล่าวไปยัง กพช. เพื่อพิจารณาให้เป็นที่ยุติก่อน
8. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่า สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค เป็นหน่วยงานของรัฐและโรงไฟฟ้า SPP และ VSPP มีการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า เงื่อนไข อายุสัญญา หรือบทปรับระหว่างคู่สัญญาไว้ ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ ทั้งนี้ ตามสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงโดยเฉพาะอย่างยิ่งอัตรา Adder หรือ FiT เนื่องจากเงื่อนไขของสัญญาในส่วนที่เกี่ยวกับอัตรารับซื้อที่ส่งผลกระทบโดยตรงต่ออัตราค่าบริการอันเป็นลักษณะการอุดหนุนนเชิงนโยบาย (Policy Expenses: PE) ดังนั้น อัตราการรับซื้อใหม่ที่พ้นจากกำหนดเวลาเดิมที่ กพช. อนุมัติไว้ จึงต้องอยู่ในกำกับดูแลของภาครัฐ มิใช่สัญญาทางพาณิชย์ทั่วไป นอกจากนี้ เห็นควรให้มีการกำหนดเป็นกรอบนโยบายระบุระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าด้วย โดยอาจพิจารณาอ้างอิงรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบ FiT เช่น 25 ปี สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีต้นทุนค่าเชื้อเพลิง เป็นต้น และมอบหมายให้การไฟฟ้าในฐานะคู่สัญญาเจรจากับ SPP หรือ VSPP เพื่อแก้ไขสัญญากันต่อไป ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจรากับคู่สัญญายังไม่มีข้อยุติ
9. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า และมีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานและคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 7/2565 (ครั้งที่ 162) ได้มีมติมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเทินหินบุน เพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ จากกำลังผลิตไฟฟ้าเดิม 440 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม ซึ่ง กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. โดยได้ลงนามในหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าร่วมกับบริษัท Theun-Hinboun Power Company (THPH) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 ซึ่งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมครั้งที่ 7/2566 เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2566 ได้พิจารณาแล้ว มีมติเห็นชอบให้ดำเนินมาตรการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติม จากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ที่ได้สิ้นสุดระยะเวลาดำเนินการไปแล้ว เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 เนื่องจากพิจารณาจากข้อมูลที่ กฟผ. นำเสนอต้นทุนในการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนอยู่ที่ประมาณ 1.85 บาท ต่อหน่วย ซึ่งต่ำกว่าแนวโน้มต้นทุนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Spot LNG ที่ระดับราคาสูงกว่า 3 บาท ต่อหน่วย โดยมอบหมายให้ กฟผ. พิจารณาจัดทำรายละเอียดข้อเสนอมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี เพื่อเป็นส่วนหนึ่งของมาตรการลดการพึ่งพาการนำเข้า Spot LNG ซึ่งยังมีความเสี่ยงแนวโน้มราคาที่ผันผวนและอาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประเทศไทยในช่วงปี 2566 - 2567 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณานำรายละเอียดที่ กฟผ. จัดทำซึ่งสอดคล้องตามมติคณะอนุกรรมการฯ เสนอต่อ กบง. โดยไม่ต้องนำเข้าคณะอนุกรรมการฯ อีกครั้ง ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2566 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอเสนอมาตรการขยายเวลารับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาที่ กฟผ. พิจารณา โดย กฟผ. แจ้งว่าได้รับหนังสือจากบริษัท THPC เสนอให้ กฟผ. ขยายเวลาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ เป็นระยะเวลา 1 ปี ได้ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาที่ กฟผ. พิจารณา โดยเสนอให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงเงื่อนไขการซื้อขายไฟฟ้าต่าง ๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายระหว่าง กฟผ. และบริษัท THPC ปัจจุบัน โดย กฟผ. พิจารณาเปรียบเทียบต้นทุนค่าผลิตไฟฟ้าของหน่วยสุดท้าย (Short Run Marginal Cost) ณ เดือนกันยายน 2566 โดยช่วง Peak เท่ากับ 3.372 บาทต่อหน่วย และช่วง Off-Peak เท่ากับ 3.317 บาทต่อหน่วย ซึ่งยังเป็นต้นทุนที่สูง หากเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าของบริษัท THPC ที่มีราคาประมาณ 1.85 บาทต่อหน่วย ดังนั้น มาตรการการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมระยะสั้น 1 ปี จะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานสูงของประเทศไทยได้ โดยสรุปสาระสำคัญ ดังนี้ (1) อายุสัญญา ระยะเวลา 1 ปี (วันลงนามข้อตกลง ถึง 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาตามที่จะพิจารณา) (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นไปตาม PPA เดิม (ประมาณ 1.85 บาทต่อkWh ซึ่งถูกกว่าต้นทุนการผลิตหน่วยสุดท้าย ณ กันยายน 2566 ช่วง Peak 3.372 และช่วง Off-Peak 3.317 บาทต่อหน่วย) (3) เงื่อนไขการรับประกันการรับซื้อไฟฟ้า (Must Take) เป็นไปตาม PPA เดิม โดย 20 เมกะวัตต์ ส่วนเพิ่มของสัญญารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมนั้น จะไม่ถูกนำมาคำนวณเป็นพลังงานรับประกันการรับซื้อไฟฟ้า (4) ความจุสูงสุด 454 เมกะวัตต์ (Three Units) และ (5) ด้านระบบไฟฟ้า ไม่ทำให้ระบบไฟฟ้าของ กฟผ. มีปัญหาแรงดันต่ำหรือการจ่ายโหลดเกิดพิกัด ไม่ส่งผลกระทบต่อค่ากระแสไฟฟ้าลัดวงจร และไม่ส่งผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อแผนการผลิตไฟฟ้าหลักของประเทศ
3. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) รับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรกาบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานสำหรับช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนสิงหาคม 2566 (2) เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง โดยมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมดังกล่าว และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ เทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม
เรื่องที่ 6 แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2562 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ซึ่งเห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก ซึ่งกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดคุณภาพของน้ำมันดีเซล ตามมติ ครม. และมติ กพช. ออกเป็น 3 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 (หรือน้ำมัน บี 7 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 10 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 เป็นต้นไป
2. ธพ. มีแผนการบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันดีเซลตั้งแต่ปี 2567 เป็นต้นไป โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อบริหารจัดการชนิดน้ำมัน ลดความสับสนของผู้บริโภค และลดต้นทุนการผลิตน้ำมัน ซึ่งในเบื้องต้นกำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นหลัก (เกรดพื้นฐาน) เนื่องจากเป็นน้ำมันที่สามารถใช้กับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ซึ่งมีแผนจะผลิตจำหน่ายในวันที่ 1 มกราคม 2567 ได้ทุกรุ่นทุกยี่ห้อ และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก สำหรับกลุ่มรถบรรทุกขนาดใหญ่ โดยไม่อุดหนุนราคา ทั้งนี้ หากในอนาคตผู้ผลิตรถยนต์มีการทดสอบหรือพัฒนาเทคโนโลยี และรับรองการใช้งานรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ร่วมกับน้ำมันที่มีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลมากขึ้น ก็จะมีการปรับเพิ่มสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันเกรดพื้นฐานให้สอดคล้องกับเทคโนโลยียานยนต์ในอนาคตต่อไป โดยเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการปรับปรุงกฎหมายด้านคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง และการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 โดยที่ประชุมไม่มีข้อขัดข้องแนวทางดำเนินการเพื่อบังคับใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมาตรฐานยูโร 5 และการบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันดีเซล ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ในการยกเลิกน้ำมันบี 10 ต่อมาเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาเรื่อง “การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว” ซึ่งมีมติรับทราบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และมอบหมายกรมธุรกิจพลังงานจัดส่งร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานพิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
3. เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้เสนอร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ให้คณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงาน พิจารณา โดยที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศตามที่ ธพ. เสนอ โดยให้ปรับแก้ไขข้อความในร่างประกาศตามความเห็นของที่ประชุม ซึ่ง ธพ. ได้ปรับแก้ข้อความในร่างประกาศดังกล่าวเรียบร้อยแล้ว และเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน กรมควบคุมมลพิษ สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร สมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซล และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งที่ประชุมเห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และลดชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567
4. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (2) มอบหมายให้ ธพ. ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. …. กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567 และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
5.แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567 มีกรอบดำเนินการ ดังนี้
5.1 จัดทำร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... โดยยกเลิกมาตรฐานคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลร้อยละ 10 โดยปริมาตร (น้ำมัน บี 10) และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วมี 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 7 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) กำหนดให้เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วชนิดพื้นฐานของประเทศ และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทางเลือก ทั้งนี้ ร่างประกาศดังกล่าวได้ผ่านการเห็นชอบจากคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานเรียบร้อยแล้ว
5.2 การเตรียมการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 11 (สถานีบริการน้ำมัน) โดยตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 สถานีบริการน้ำมันจำหน่ายน้ำมันในกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20) โดยในการดำเนินการ สถานีบริการน้ำมันจะต้องเปลี่ยนป้ายชื่อชนิดน้ำมันจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 จะต้องมีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
5.3 ระยะเวลาผ่อนผัน เนื่องจากจะมีการยกเลิกน้ำมันบี 10 ซึ่งมีสีม่วง คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันจึงจะมีการเปลี่ยนแปลงถังเก็บน้ำมันไปจัดเก็บน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) ซึ่งเป็นน้ำมันเกรดพื้นฐานตามประกาศฉบับใหม่แทน ซึ่งจะทำให้ในช่วงระยะเวลาที่มีการเปลี่ยนผ่านเกรดน้ำมัน น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) จะมีสีผิดเพี้ยนไปจากที่กำหนดให้ต้องเป็นสีเหลือง จึงเห็นสมควรผ่อนผันเรื่องสีเป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2567 ถึงเดือนกรกฎาคม 2567
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) นำเรียนคณะรัฐมนตรี เพื่อรับทราบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเห็นชอบต่อไป
3. มอบหมาย ธพ. ประสานกระทรวงพาณิชย์และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการบริหารจัดการอุปทานน้ำมันปาล์มจากการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติเห็นชอบในหลักการมาตรการ ลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้าที่ประกาศเรียกเก็บกับผู้ใช้ไฟฟ้ารอบเดือนกันยายน – เดือนธันวาคม 2566 ในอัตรา 4.45 บาทต่อหน่วย ลงเหลือ 3.99 บาทต่อหน่วย ต่อมา เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2566 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีมติเห็นชอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) ขายปลีก สำหรับเรียกเก็บในงวดเดือนกันยายน 2566 – เดือนธันวาคม 2566 ตามที่ผู้รับใบอนุญาตซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจนำเสนอตามแนวทางมติ ครม. ในอัตรา 20.48 สตางค์ต่อหน่วย ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) ปรับลดลงเป็น 3.99 บาทต่อหน่วย ต่อมา เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2566 กกพ. ได้พิจารณาผลการรับฟังความคิดเห็นค่า Ft สำหรับงวดเดือนมกราคม 2566 – เดือนเมษายน 2567 โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชน ร่วมกับการคำนึงถึงศักยภาพความมั่นคงในการบริการพลังงานของของผู้ใช้บริการของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จึงมีมติเห็นชอบค่า Ft ขายปลีก สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เท่ากับ 89.55 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งเป็นกรณีจ่ายคืนภาระต้นทุนคงค้างของ กฟผ. ภายใน 2 ปี โดยคิดเป็นค่าไฟฟ้า (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) เท่ากับ 4.68 บาทต่อหน่วย
2. กระทรวงพลังงาน (พน.) จึงมีเป้าหมายบริหารจัดการอัตราค่าไฟฟ้างวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 ให้ลดลงไม่เกิน 4.20 บาทต่อหน่วย ดังนั้น จึงต้องหาแนวทางลดค่าไฟฟ้าลง 48.00 สตางค์ต่อหน่วย โดยมีแนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นเดือนมกราคม 2567- เดือนเมษายน 2567 ดังนี้
2.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การปรับราคาก๊าซธรรมชาติ เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงให้ใช้ต้นทุนราคา ก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ส่งผลให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าลดลง ซึ่งจะสามารถลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 11.50 สตางค์ต่อหน่วย (2) การส่งผ่าน Gulf Gas กรณีที่ผู้ผลิตไม่สามารถส่งมอบก๊าซธรรมชาติได้ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Shortfall) ก๊าซธรรมชาติจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) โดยมอบหมายให้ กกพ. เรียกเก็บ Shortfall ก๊าซธรรมชาติจาก ปตท. จำนวน 4,300 ล้านบาท นำมาลดราคาก๊าซให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกราย (ไม่รวมปริมาณโรงแยกก๊าซธรรมชาติ) ส่งผลให้ลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 4.48 สตางค์ต่อหน่วย และ (3) ให้ ปตท. ทบทวนปรับปรุงข้อมูลสมมติฐานปริมาณและราคาก๊าซธรรมชาติในการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เพื่อนำเสนอ กกพ. ให้อัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมาย
2.2 ให้ กฟผ. รับภาระเงินคงค้างสะสม (Accumulated Factor) สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 จำนวน 15,963 ล้านบาท แทนประชาชนไปพลางก่อน ซึ่งจะสามารถลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 25.37 สตางค์ต่อหน่วย
2.3 มาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง พน. จึงเสนอให้ตรึงอัตราค่าไฟฟ้างวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เท่ากับงวดเดือนกันยายน 2566 – เดือนธันวาคม 2566 ที่อัตรา 3.99 บาทต่อหน่วย สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ประกอบด้วย ผู้ใช้ไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และลูกค้าตรงของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) (ข้อมูล กกพ. ณ เดือนธันวาคม 2566) ซึ่งสามารถสรุปประมาณการจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าและหน่วยการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยกลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ดังนี้ (1) กฟน. และ กฟภ. มีผู้ใช้ไฟฟ้าและหน่วยการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่ไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน จำนวน 17.77 ล้านราย คิดเป็นการใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 2,242.69 ล้านหน่วยต่อเดือน และสำหรับ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ มีผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน จำนวนประมาณ 40,542 ราย (กฟผ. จำนวนประมาณ 3,680 ราย และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ จำนวนประมาณ 36,862 ราย) คิดเป็นการใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 12.09 ล้านหน่วยต่อเดือน (2) ประมาณการงบประมาณสำหรับช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้า จำนวน 21.19 สตางค์ต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 คิดเป็นงบประมาณรวมประมาณทั้งสิ้น 1,911.15 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นเดือนมกราคม - เมษายน 2567 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็วต่อไป
2. เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง สำหรับงวดเดือนมกราคม – เมษายน 2567 โดยใช้เงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ไปพลางก่อน งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น จากคณะรัฐมนตรี วงเงินรวม 1,950 ล้านบาท เพื่อให้การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ สามารถดำเนินการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าตามมาตรการช่วยเหลือดังกล่าว ตามระเบียบและขั้นตอนต่อไป
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกระทรวงมหาดไทย กำกับและติดตามให้หน่วยงาน ในสังกัดที่มีอำนาจและหน้าที่ในส่วนที่เกี่ยวข้อง เร่งดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยเร็ว