มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2567 (ครั้งที่ 68)
วันพุธที่ 25 กันยายน 2567
1. แผนการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ค.ศ. 2025 - 2050
2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
4. อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม และอาคารธุรกิจ
5. แผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)
เรื่องที่ 1 แผนการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ค.ศ. 2025 - 2050
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้จัดทำแผนปฏิบัติการด้านพลังงาน พ.ศ. 2567 - 2580 (แผนพลังงานชาติ) ซึ่งมีผลต่อทิศทางการพัฒนาพลังงานที่สำคัญ และสอดรับกับการกำหนดเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ของประเทศภายในปี ค.ศ. 2050 ทั้งนี้ การเร่งจัดหาพลังงานสะอาดที่พึ่งพาได้เพื่อช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (GHG) พร้อมรักษาความสามารถในการตอบสนองความต้องการด้านพลังงานโดยการผลักดันการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน เป็นแนวทางหนึ่งซึ่งจะช่วยให้บรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอนพร้อมการสร้างความมั่นคงทางพลังงานได้ สนพ. จึงได้ศึกษาและจัดทำแนวทางการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนเชิงพาณิชย์ในภาคพลังงาน ที่ครอบคลุมมิติ ด้านสิ่งแวดล้อม เศรษฐศาสตร์ และสังคม ที่เหมาะสมกับบริบทของประเทศ โดยกำหนดวิสัยทัศน์และเป้าหมายให้ประเทศไทยมีความพร้อมในการใช้ไฮโดรเจนเชิงพาณิชย์ในภาคพลังงานตั้งแต่ปี ค.ศ. 2030 และเติบโต อย่างยั่งยืนจนเป็นหนึ่งในทางเลือกที่สำคัญสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอนภายในปี ค.ศ. 2050 โดยมียุทธศาสตร์ 4 ด้านประกอบด้วย ยุทธศาสตร์ที่ 1 พัฒนาตลาดและสร้างแรงจูงใจให้กับผู้ใช้ ยุทธศาสตร์ที่ 2 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรม ยุทธศาสตร์ที่ 3 พัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน และยุทธศาสตร์ที่ 4 ปรับปรุงกฎระเบียบและมาตรฐาน นอกจากนี้ สนพ. ได้แต่งตั้งคณะทำงานขับเคลื่อนด้านนโยบายไฮโดรเจนของประเทศไทย (คณะทำงานฯ) โดยมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (ผอ.สนพ.) เป็นประธาน และมีหน่วยงานทั้งภาครัฐและเอกชนที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมเป็นคณะทำงาน เพื่อพิจารณาเสนอแนะเป้าหมายและนโยบายการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ทั้งในระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาว ตลอดจนจัดทำแผนกลยุทธ์และแผนปฏิบัติการการขับเคลื่อนนโยบายไฮโดรเจนของประเทศไทย
2. คณะทำงานฯ ได้จัดทำแผนการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ค.ศ. 2025 – 2050 และแผนปฏิบัติการการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ระยะสั้น ค.ศ. 2025 - 2030 โดยได้พิจารณาให้เชื่อมโยงกับแผนพลังงานชาติ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567 - 2580 (PDP 2024) ซึ่งกำหนดสัดส่วนผสมไฮโดรเจนกับก๊าซธรรมชาติในสัดส่วนร้อยละ 5 ตั้งแต่ ปี พ.ศ. 2573 เป็นต้นไป และแผนปฏิบัติการด้านพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2567 - 2580 (AEDP 2024) ซึ่งกำหนดให้ไฮโดรเจนเป็นเชื้อเพลิงชีวภาพทางเลือกอื่น มีเป้าหมาย ณ ปี พ.ศ. 2580 เท่ากับ 4 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
2.1 ยุทธศาสตร์ที่ 1 พัฒนาตลาดและสร้างแรงจูงใจให้กับผู้ใช้ เพื่อส่งเสริมการใช้ไฮโดรเจนสำหรับกลุ่มเป้าหมาย (โรงไฟฟ้า โรงงานอุตสาหกรรม และยานยนต์) ทดแทนการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล ด้วยการพัฒนาโครงการนำร่อง มาตรการสนับสนุนด้านการเงินและการลงทุนสำหรับกลุ่มผู้ใช้ พัฒนากลไกราคาที่มีการพิจารณาเกณฑ์การปล่อย GHG โดยระยะสั้น ค.ศ. 2025 - 2030 เป็นช่วงของการเตรียมพร้อม ระยะกลาง ค.ศ. 2031 - 2040 เป็นช่วงของการเริ่มต้นพัฒนาตลาดผู้ใช้ในเชิงพาณิชย์ และระยะยาว ค.ศ. 2041 - 2050 เป็นช่วงของการสนับสนุนให้เกิดการเติบโตของตลาดอย่างยั่งยืน
2.2 ยุทธศาสตร์ที่ 2 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรม เพื่อสนับสนุนให้เกิดการผลิตไฮโดรเจนในประเทศ ลดการพึ่งพาการนำเข้าด้วยการส่งเสริมการวิจัยและพัฒนารูปแบบธุรกิจใหม่ มาตรการสนับสนุนด้านการเงินและการลงทุนสำหรับผู้ประกอบการ และพัฒนาตลาดและกลไกการซื้อขายคาร์บอน โดยระยะสั้น เป็นช่วงของการวิจัยและพัฒนา ระยะกลาง เป็นช่วงของการสร้างขีดความสามารถในการแข่งขันให้แก่ผู้ประกอบการไฮโดรเจนในประเทศ และระยะยาว เป็นช่วงของการมุ่งสู่ความยั่งยืน
2.3 ยุทธศาสตร์ที่ 3 พัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อเตรียมความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐาน รองรับการเติบโตของอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้องกับการผลิต การจัดเก็บ การขนส่ง การใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน รวมถึงการซื้อขายไฮโดรเจนระหว่างประเทศ ด้วยการพัฒนาโครงข่ายระบบท่อสำหรับเชื้อเพลิงผสม พัฒนาระบบจัดเก็บ ขนส่ง และสถานีเติมไฮโดรเจน พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับเทคโนโลยีไฮโดรเจน และแอมโมเนีย หน่วยงานหลักที่รับผิดชอบ และกรอบเวลาการดำเนินงาน โดยระยะสั้น เป็นช่วงของการเตรียมความพร้อม ระยะกลาง เป็นช่วงของการพัฒนาระบบรองรับตลาดเชิงพาณิชย์ และระยะยาว เป็นช่วงของการขยายโครงสร้าง พื้นฐานรองรับตลาดใหม่
2.4 ยุทธศาสตร์ที่ 4 ปรับปรุงกฎระเบียบและมาตรฐาน เพื่อเตรียมความพร้อมด้านกฎหมาย มาตรฐาน และข้อกำหนดต่าง ๆ รองรับการจัดหาและการใช้งานไฮโดรเจนตลอดห่วงโซ่คุณค่า โดยระยะสั้น เป็นช่วงของการเตรียมความพร้อม จำเป็นต้องเตรียมการด้านกฎหมาย กฎระเบียบ และมาตรฐานต่าง ๆ รองรับการใช้ในเชิงพาณิชย์ให้ครอบคลุมการดำเนินการในทุกขั้นตอน ตั้งแต่การผลิต การจัดเก็บ การขนส่ง ไปจนถึงการใช้งาน ระยะกลางและระยะยาว เป็นช่วงของการติดตาม ประเมิน และปรับปรุง โดยเป็นช่วงของการเติบโต ของตลาดผู้ใช้ไฮโดรเจนสำหรับภาคพลังงานในระยะกลางและระยะยาว อาจมีการพัฒนารูปแบบธุรกิจ และเทคโนโลยีใหม่ ทำให้ต้องมีการศึกษา ติดตาม และทบทวนกฎหมาย ระเบียบ และมาตรฐานที่เกี่ยวข้องเป็นระยะ
3. แผนปฏิบัติการการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ระยะสั้น ค.ศ. 2025 - 2030 เป็นการเตรียมความพร้อมสำหรับการใช้และการจัดหาไฮโดรเจนสำหรับประเทศไทยที่จะผลักดัน ให้เกิดการใช้และการผลิตไฮโดรเจนในเชิงพาณิชย์ภายในปี ค.ศ. 2030 โดยการนำไฮโดรเจนไปใช้ใน 3 ภาคส่วน ประกอบด้วย ภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง ทั้งนี้ สาระสำคัญของยุทธศาสตร์ที่ 1 พัฒนาตลาดและสร้างแรงจูงใจให้กับผู้ใช้ ประกอบด้วยกลยุทธ์ (1) พัฒนาโครงการนำร่อง (2) มาตรการสนับสนุนด้านการเงินและการลงทุนสำหรับกลุ่มผู้ใช้ไฮโดรเจน และ (3) พัฒนากลไกราคาที่มีการพิจารณาเกณฑ์การปล่อย GHG ยุทธศาสตร์ที่ 2 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรม ประกอบด้วยกลยุทธ์ (1) ส่งเสริม การวิจัยและพัฒนารูปแบบธุรกิจใหม่ (2) มาตรการสนับสนุนด้านการเงินและการลงทุนสำหรับผู้ประกอบการ และ (3) พัฒนาตลาดและกลไกการซื้อขายคาร์บอน ยุทธศาสตร์ที่ 3 พัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน ประกอบด้วย กลยุทธ์ (1) พัฒนาโครงข่ายระบบท่อสำหรับเชื้อเพลิงผสม (2) พัฒนาระบบจัดเก็บ ขนส่ง และสถานี เติมไฮโดรเจน และ (3) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับเทคโนโลยีไฮโดรเจนและแอมโมเนีย และยุทธศาสตร์ที่ 4 ปรับปรุงกฎระเบียบและมาตรฐาน ประกอบด้วยกลยุทธ์การปรับปรุงกฎระเบียบและมาตรฐาน
มติของที่ประชุม
รับทราบแผนการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ค.ศ. 2025 - 2050
เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2567 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้ (1) เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2567 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2567 และ (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นตามความต้องการที่เพิ่มขึ้นเนื่องจากภูมิภาคเอเชียกำลังจะเข้าสู่ฤดูหนาวทำให้ผู้ซื้อในเอเชียรวมถึงประเทศอินเดียและญี่ปุ่นเตรียมกักตุนเชื้อเพลิงสำหรับใช้ทำความร้อน โดยในอนาคตราคาบิวเทนอาจเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับราคาโพรเพน เนื่องจากความต้องการบิวเทนเป็นวัตถุดิบตั้งต้นของสหรัฐอเมริกามักจะเพิ่มขึ้นในช่วงฤดูหนาว ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG พบว่า ราคา LPG ตลาดโลกในเดือนมิถุนายน 2567 ถึงเดือนกันยายน 2567 เพิ่มขึ้นประมาณ 46.34 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือคิดเป็นร้อยละ 8 จาก 558.44 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ในเดือนมิถุนายน 2567 เพิ่มขึ้นเป็น 604.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 18 กันยายน 2567 โดยจากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 0.2259 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 22.6265 บาทต่อกิโลกรัม (659.11 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 22.4006 บาทต่อกิโลกรัม (658.76 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยลดลงจาก 4.0956 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 3.8697 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 423 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 22 กันยายน 2567 มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 101,343 ล้านบาท แยกเป็น บัญชีน้ำมันติดลบ 53,875 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 47,468 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,336 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,182 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายรับ 154 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้นตามฤดูกาล ส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG นำเข้ารวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ณ วันที่ 18 กันยายน 2567 อยู่ที่ 659 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 415 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม แต่เนื่องจากฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ยังคงติดลบสูงถึง 47,468 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG มีรายรับเพิ่มขึ้น และไม่ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคา ขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มไปที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 659 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 22 กันยายน 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG อยู่ที่ ติดลบ 47,468 ล้านบาท หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 จะทำให้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 47,006 ล้านบาท หรือติดลบ 46,091 ล้านบาท ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ดำเนินการตามมติที่ กพช. มอบหมาย ต่อมาวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 กพช. ได้พิจารณา เรื่อง แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กกพ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยให้เหมาะสม และรายงานผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 กพช. ได้พิจารณา เรื่อง การทบทวนแนวทางการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบในหลักการการทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยมีสรุปสาระสำคัญที่เกี่ยวข้องกับการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ รูปแบบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ 1) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ คุณภาพ และราคา (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) รวมถึงผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคอุตสาหกรรม และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ ทั้งนี้ ได้กำหนดให้ผู้จัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่จัดหาได้ให้กับผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของประเทศ (Pool Manager) เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ และซื้อก๊าซธรรมชาติออกจาก Pool Gas ตามปริมาณที่จัดหาและนำเข้า Pool Gas ตลอดจนมอบหมายให้ ปตท. เป็น Pool Manager ทั้งนี้ ให้จัดตั้ง เป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. โดยมีกระบวนการแบ่งขอบเขตงานที่ชัดเจน (Ring Fenced) โดยมอบหมายให้ กกพ. ทำหน้าที่พิจารณาดำเนินการให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณา 2) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ และคุณภาพ (Partially Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ที่ไม่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ และ (2) มอบหมายให้ กบง. เป็นผู้ติดตามการดำเนินการ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สามารถปฏิบัติได้ เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวได้ ให้ กบง. จัดทำข้อเสนอแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใหม่ และนำเสนอ กพช. อีกครั้ง ต่อมา เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติ ที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงให้ใช้ต้นทุน ราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือน มกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับ ความเห็นชอบจาก กพช. โดยมอบหมายให้ กกพ. และกระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
3. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบันตามประกาศของ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติสำหรับผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2564 ที่ได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2564 กำหนดให้โครงสร้างราคาขายส่งสำหรับกิจการจัดหา และค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 โดยสามารถสรุปโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ราคา ก๊าซธรรมชาติที่ขายให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยก๊าซธรรมชาติอ่าวไทย (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (Zone 1) ทั้งนี้ ได้คำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (Zone 1) ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด (รวมค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย ประเทศไทย จำกัด) ตามแนวทางที่ กกพ. ได้นำเสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2561 กลุ่มที่ 2 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ปตท. ขายในกลุ่ม Old Supply ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซ (รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ ในทะเล) ก๊าซธรรมชาติจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา (เมียนมา) ณ ชายแดน และก๊าซ LNG (รวมค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ) หรือ Pool Gas (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่ง ก๊าซธรรมชาติ และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 2 – Zone 4) ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 5) และกลุ่มที่ 3 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ New Shipper ขายไฟฟ้า ให้โรงไฟฟ้าที่จ่ายเข้าระบบใน Regulated Market ประกอบด้วย (1) ราคา LNG (2) ค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ (3) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (4) ค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 3) โดยการกำกับราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติแต่ละแหล่งอยู่ภายใต้การดูแลจาก ภาคนโยบายตามราคาสัมปทานของผู้ผลิตแต่ละแหล่งและการเปลี่ยนแปลงดัชนีอ้างอิงในตลาดโลก สำหรับ การกำกับดูแลอัตราค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ เมื่อมีการนำเนื้อก๊าซเข้ามาในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลตามมาตรา 64 และมาตรา 65 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อกำกับต้นทุนที่จะส่งผ่านค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้พลังงานขั้นสุดท้าย (End Users)
4. การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 กำหนดกลุ่มลูกค้า และโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ กลุ่มลูกค้าก๊าซธรรมชาติสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซ ประกอบด้วย 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (2) กลุ่ม Regulated Market และ (3) กลุ่ม Partially Regulated Market โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ มีดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาเนื้อ ก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (2) ราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ ก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาจากเมียนมา และก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาในรูปแบบ LNG (3) ราคา ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติในทะเล (4) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาจากเมียนมา เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติเพื่อนำส่งก๊าซธรรมชาติมายังประเทศไทย (5) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามา ในรูปแบบ LNG เป็นราคา LNG ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า และค่าบริการสถานี LNG (6) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจากผู้บริหารระบบส่งและศูนย์ควบคุมการส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator: TSO) ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ บนบกเท่านั้น (ไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล) โดยมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ตามมติ กพช. ได้มอบหมายให้ ปตท. เป็น Pool Manager โดยให้จัดตั้งเป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. และมีกระบวนการแบ่งขอบเขตงานที่ชัดเจน มีหน้าที่ทำสัญญาเพื่อรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market คำนวณราคาก๊าซเฉลี่ย และทำสัญญาเพื่อขายก๊าซให้กับ Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน (Pool Gas) ตามปริมาณก๊าซที่ Shipper นั้น ๆ จัดหาและนำเข้า Pool Gas
5. เมื่อวันที่ 10 เมษายน 2567 กกพ. ได้เห็นชอบข้อเสนอการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ดังนี้
5.1 ปรับปรุงชื่อราคาก๊าซธรรมชาติในองค์ประกอบของสูตรราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง อ่าวไทย จากเดิมที่ใช้ Gulf Gas เป็น Gulf Price และราคาก๊าซธรรมชาติในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน จากเดิมที่ใช้ Pool Gas เป็น Pool Price เพื่อให้มีความเหมาะสมมากยิ่งขึ้น
5.2 ปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อให้เป็นไปตามนโยบายของ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 ซึ่งกำหนดให้ ปตท. ทำหน้าที่เป็น Pool Manager และมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ที่ให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิต LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจาก อ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ
5.3 การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติในแต่ละเดือนตามการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคา ข้อ 5.1 และข้อ 5.2 ให้คำนวณตามสูตรการคำนวณและนิยามของตัวแปรตามองค์ประกอบของโครงสร้างราคา ก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Price) ให้คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รับซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทุกสัญญาที่หักปริมาณก๊าซธรรมชาติเพื่อเป็นเชื้อเพลิงที่ TSO ใช้ดำเนินการเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล ตามสูตร Gulf Price = 
โดยที่ i คือ สัญญาผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (2) ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา (Myanmar Price) ให้คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รับซื้อจากผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในเมียนมา ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติ ที่ส่งมอบมายังประเทศไทย ซึ่งรวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติและค่าใช้จ่ายอื่น ๆ ในการนำเข้า ทั้งนี้ ให้หักปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของ TSO ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงของสถานีเพิ่มความดัน Saiyok Compressor Station (SCS) เพื่อจัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ สำหรับนำไปคำนวณในราคา Pool Price ตามสูตร Myanmar Price = 
โดยที่ j คือ สัญญาผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในเมียนมา (3) ราคาเฉลี่ย ของเนื้อก๊าซ LNG (LNG Price) ให้คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาในรูปแบบ LNG ซึ่งจัดหาโดย Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ที่จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ Shipper ทุกราย โดยราคา LNG ของ Shipper แต่ละรายให้ใช้วิธีการคำนวณแบบ Moving Average ตามราคาและปริมาณนำเข้าและคงค้างในถังเก็บแต่ละเดือนของ Shipper รายนั้น ๆ ทั้งนี้ ราคา LNG นำเข้า ที่นำมาใช้ในการคำนวณให้รวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้าตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด ตามสูตร LNG Price = 
โดยที่ k คือ Shipper ที่นำเข้า LNG และ (4) ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Price) สำหรับกลุ่ม Regulated Market ให้ Pool Manager คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณขายก๊าซธรรมชาติของ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ทุกราย ซึ่งเป็นผลรวมของมูลค่าก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย เมียนมา และ LNG ที่ Shipper จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ หารด้วยผลรวมของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ Shipper โดยมีรายละเอียดมูลค่าและปริมาณก๊าซธรรมชาติที่นำมาคำนวณในแต่ละเดือน ตามสูตร Pool Price = [CGulf + CMMR + CLNG] / Qpool โดยที่ 1) มูลค่าก๊าซธรรมชาติอ่าวไทย (CGulf) คือ มูลค่าก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รับซื้อจากผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทุกสัญญา ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยคำนวณจาก Gulf Price รวมค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับระบบ ท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (Tdzone1 และ Tczone1) ตามอัตราที่ กกพ. กำหนด คูณกับปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ ไม่รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนที่โรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กำหนด ตามสูตร CGulf = (Gulf Price + TdZone1 + TcZone1) x (QGulf – QLPG) 2) มูลค่าก๊าซธรรมชาติเมียนมา (CMMR) คือ มูลค่าเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper จัดหาจากเมียนมา ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดส่งให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ตามสูตร CMMR = Myanmar Price x QMMR 3) มูลค่าก๊าซธรรมชาติเหลว (CLNG) คือ มูลค่า LNG ที่ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market จัดหาตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการให้บริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซส่วนของต้นทุนคงที่ (Ld) และส่วนของต้นทุนผันแปร (Lc) ตามสูตร 
และ 4) ปริมาณก๊าซธรรมชาติ (Qpool) คำนวณจากผลรวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ Shipper ซึ่งไม่รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่โรงแยกก๊าซธรรมชาตินำไปใช้ผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กำหนด ตามสูตร Qpool = (QGulf – QLPG) + QMMR + QLNG โดยในกรณีเกิดวิกฤตราคาพลังงานให้นำราคาและปริมาณเชื้อเพลิง ได้แก่ น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา ก๊าซ LNG หรือเชื้อเพลิงอื่นที่มีมูลค่าเทียบเท่าค่าความร้อนของก๊าซธรรมชาติที่ต้องนำเข้าเพิ่มขึ้น ในช่วงเวลาเดียวกัน ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 และเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 หรือที่ กพช. กำหนดเพิ่มเติมให้นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าในระบบของ กฟผ. แทนการนำเข้า LNG ส่วนเพิ่ม เพื่อลดต้นทุนการนำเข้าพลังงานโดยรวมของประเทศไทยตามที่ กกพ. กำหนด (หน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู) ทั้งนี้ การคำนวณราคาเฉลี่ยของ เนื้อก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่น ให้เป็นไปตามราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทานในแต่ละเดือน
5.4 การทบทวนองค์ประกอบของโครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับกิจการจัดหา และค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ (Wholesale Price: W) จำแนกตามกลุ่มลูกค้าได้ 3 กลุ่ม โดยมีข้อเสนอทบทวนสูตรการคำนวณราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ดังนี้ กลุ่มที่ 1 กลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ส่วนนำไปใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ตามสูตร Wโรงแยกก๊าซ (LPG) = Gulf Price + [S1,โรงแยกก๊าซ + S2,โรงแยกก๊าซ] + [Tdzone1 + Tczone1] และ (2) การซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ส่วนที่เหลือจากการนำไปใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงตามข้อ (1) ตามสูตร Wโรงแยกก๊าซ (OTHERS) = Pool Price + [S1,โรงแยกก๊าซ + S2,โรงแยกก๊าซ] กลุ่มที่ 2 กลุ่ม Regulated Market ประกอบด้วย (1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับโรงไฟฟ้า กฟผ. / IPP ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร Wกฟผ./IPP = Pool Price + [S1,กฟผ/IPP + S2,กฟผ/IPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ SPP ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร WSPP = Pool Price + [S1,SPP + S2,SPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (3) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ IPP ที่อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช ตามสูตร Wขนอม = Pool Price + [S1,ขนอม + S2,ขนอม] + [Tdzone 2 + Tczone 2] (4) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ตามสูตร Wจะนะ = Pool Price + [S1,จะนะ + S2,จะนะ] + [Tdzone 4 + Tczone 4] (5) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่น ตามสูตร Wน้ำพอง =(WHตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน) + [S1,น้ำพอง + S2,น้ำพอง] + [Tdzone 5 + Tczone 5] (6) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ค้า NGV ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร WNGV = Pool Price + [S1,NGV + S2,NGV] + [Tdzone 3 + Tczone 3] และ (7) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร Wผู้ค้าปลีก =Pool Price + [S1,ผู้ค้าปลีก + S2,ผู้ค้าปลีก] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ ค่า Td และ Tc สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรม ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ และกรณีมีการซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับผู้ค้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติตามข้อ (6) และข้อ (7) ในพื้นที่ Zone 2 Zone 4 และ Zone 5 ให้คำนวณโดยใช้ค่าผ่านท่อตามพื้นที่ดังกล่าวในการคำนวณ และกลุ่มที่ 3 กลุ่ม Partially Regulated Market ที่ไม่มีการใช้ ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Price ของประเทศ กำหนดให้มีการจัดเก็บอัตราค่าบริการจัดเก็บและแปรสภาพ ก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ และอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และในส่วนของแนวทางกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับ Pool Manager ในระยะเริ่มต้น เห็นควรกำหนดให้ ปตท. เป็น Pool Manager ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 โดยไม่มีการกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในระยะเริ่มต้น จนกว่าจะมีการจัดตั้งหน่วยงาน Pool Manager ที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. แล้วเสร็จ สำหรับค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงจากการดำเนินงานของ Pool Manager ในระหว่างที่ ยังไม่มีการกำหนดอัตราค่าบริการ ให้เป็นส่วนหนึ่งของค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ โดย กกพ. จะพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติต่อไป
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่ กกพ. เสนอแล้ว พบว่าข้อเสนอดังกล่าวมีความสอดคล้องและเป็นการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ที่มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ
2. มอบหมายให้ กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การคำนวณ ราคาก๊าซธรรมชาติเป็นไปตามนโยบายของ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 4 อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม และอาคารธุรกิจ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณา เรื่อง การทบทวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม จากผู้ผลิตไฟฟ้ากรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ และพลังงานลม) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ต่อมา เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2566 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หารือการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาส่วนเกินของกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ ที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าโดยตรงหรือบริการให้ผู้ใช้ไฟฟ้าอื่น ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย เพื่อช่วยลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่นำมาใช้ผลิตไฟฟ้า และเพิ่มแรงจูงใจในการเข้าร่วมโครงการ เนื่องจากโครงการรับซื้อไฟฟ้าที่ผ่านมามีอัตรารับซื้อไฟฟ้าต่ำเกินไป ระยะเวลาในการรับซื้อสั้น และมีค่าใช้จ่ายในการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าจึงทำให้มีผู้สนใจเข้าร่วมโครงการค่อนข้างน้อย
2. เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567 พพ. ได้นำเสนอหลักการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ ต่อคณะอนุกรรมการฯ ด้วยอัตรา รับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย ในรูปแบบ Non-Firm โดยมีรายละเอียดข้อมูล ดังนี้ (1) ข้อมูลจากสำนักงาน กกพ. พบว่า ณ วันที่ 22 มีนาคม 2567 มีโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจที่เข้าเกณฑ์ จำนวน 6,505 ราย มีพลังงานไฟฟ้าจากระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาที่ผลิตได้รวมประมาณ 2,000 ล้านหน่วยต่อปี โดยเมื่อประเมินไฟฟ้าส่วนเหลือจากจำนวนวันหยุดรายปีของกลุ่มดังกล่าวซึ่งประกอบด้วย วันหยุดประจำสัปดาห์ จำนวน 52 วันต่อปี และวันหยุดนักขัตฤกษ์ จำนวนไม่น้อยกว่า 18 วันต่อปี รวมทั้งสิ้น 70 วันต่อปี คิดเป็นพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินจากการใช้เอง (Self Consumption) ที่คาดว่าจะสามารถรับซื้อเข้าสู่ระบบโครงข่ายประมาณร้อยละ 19 คิดเป็นพลังงานไฟฟ้าประมาณ 380 ล้านหน่วยต่อปี (2) จากการประเมินการลงทุนติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ กลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 800 กิโลวัตต์ หากมีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี พบว่าจะมีระยะเวลาคืนทุนประมาณ 6 ปี และอัตราผลตอบแทนภายใน (Internal Rate of Return: IRR) ประมาณร้อยละ 14 ทั้งนี้ หากผู้ประกอบการกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม และอาคารธุรกิจยื่นขอรับสิทธิลดหย่อนภาษีจากสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน จะทำให้ระยะเวลาคืนทุนลดลง และค่า IRR เพิ่มมากขึ้น (3) การเปิดรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวประมาณ 380 ล้านหน่วยต่อปี คาดว่า จะลดการนำเข้า LNG เพื่อผลิตไฟฟ้าประมาณ 60,000 ตัน (1 ลำเรือ) คิดเป็นมูลค่า 1,593 ล้านบาทต่อปี (กรณีราคา Spot LNG เท่ากับ 14.32 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และอัตราแลกเปลี่ยนเท่ากับ 35.66 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) ช่วยลดค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่า Ft) จากการนำเข้า LNG มาผลิตไฟฟ้าลงเท่ากับ 0.0016 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน และแบบทุ่นลอยน้ำ) โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ ที่มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าโดยตรงหรือบริการให้ผู้ใช้ไฟฟ้าอื่น และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายสามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบ Non-Firm ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย และมอบหมายให้ พพ. นำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาเห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว ต่อมา พพ. ได้ปรับรายละเอียดข้อมูลการประเมินเพื่อให้สอดคล้องกับมติที่ประชุมคณะอนุกรรมการฯ เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567 โดยประเมินกลุ่มเป้าหมายประมาณ 6,585 ราย ปริมาณกำลังผลิตติดตั้งรวม 1,796.81 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าที่คาดว่าจะผลิตได้ประมาณ 2,360.50 ล้านหน่วยต่อปี โดยมีปริมาณไฟฟ้าที่คาดว่าจะจำหน่ายประมาณ 448.5 ล้านหน่วยต่อปี ซึ่งทำให้คาดว่าประโยชน์ที่จะได้รับเพิ่มสูงขึ้น คือช่วยลดการนำเข้า LNG ประมาณ 70,800 ตัน (1.18 ลำเรือ) คิดเป็นมูลค่า 1,880 ล้านบาทต่อปี (กรณีราคา Spot LNG เท่ากับ 14.32 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และอัตราแลกเปลี่ยนเท่ากับ 35.66 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ) และช่วยลดค่า Ft จากการนำเข้า LNG มาผลิตไฟฟ้าลงเท่ากับ 0.0018 บาทต่อหน่วย โดยราคารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย เทียบกับราคา Marginal Cost (บาทต่อหน่วย) จะไม่มีผลกระทบกับราคาค่าไฟฟ้า
3. พพ. ได้มีหนังสือขอข้อคิดเห็นและข้อเสนอแนะจากสำนักงาน กกพ. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ กกพ. มีความเห็นว่า สนับสนุนหลักการของนโยบายการติดตั้งพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคากลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม และอาคารธุรกิจ และมีข้อเสนอแนะเพิ่มเติมเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเกินว่า ควรอยู่ภายใต้การดำเนินงานของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator: SO) เพื่อให้การบริหารจัดการ ระบบไฟฟ้ามีประสิทธิภาพ และควรใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าแบบสัญญาเสถียรระยะสั้น (Semi Firm) ด้าน กฟผ. มีความเห็นว่า พร้อมดำเนินการตามนโยบาย และการรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวไม่ส่งผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าเนื่องจากมีการติดตั้งและใช้งานอยู่แล้วในปัจจุบัน รวมทั้งมีข้อเสนอแนะเพิ่มเติม ดังนี้ (1) ควรกำหนดให้ กฟผ. เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ (2) กำหนดให้มี Aggregators ทำหน้าที่รวบรวมปริมาณไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบจากหลายโครงการ ปริมาณรวมมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ในลักษณะของ Virtual Power Plant (VPP) หรือผู้ผลิตไฟฟ้าแบบกระจายตัว และ (3) กำหนดกรอบปริมาณพลังงานไฟฟ้าและคำนิยามของกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจให้ชัดเจน เพื่อป้องกันปัญหา การตีความในการดำเนินการ ทั้งนี้ พพ. ได้พิจารณาข้อเสนอแนะของ กกพ. และ กฟผ. แล้ว มีความเห็นดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินจากการใช้งานเองทำให้ไม่สามารถควบคุมปริมาณไฟฟ้าส่วนเกินในช่วงเวลาหนึ่ง ๆ ได้แน่นอน รวมถึงไม่มีการกำหนดพลังงานทดแทนประเภทอื่นมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเสริมเพื่อช่วยรักษาเสถียรภาพการผลิตไฟฟ้า รูปแบบการรับซื้อแบบ Semi Firm จึงอาจไม่มีความเหมาะสม จึงเห็นควรให้ดำเนินการโดยใช้รูปแบบสัญญาประเภท Non-Firm เช่นเดียวกับการเปิดรับซื้อไฟฟ้าในครั้งที่ผ่านมา (2) การซื้อขายไฟฟ้าส่วนเกินซึ่งมีปริมาณไฟฟ้ายังไม่มาก จึงยังไม่มีความจำเป็นที่จะมี Aggregators ในการรวบรวมปริมาณไฟฟ้า ในการนี้ พพ. มีความเห็นว่าควรดำเนินการในรูปแบบเดิม แต่เพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย ซึ่งไม่มีผลกระทบกับระบบไฟฟ้าและค่าไฟฟ้า โดย พพ. ได้นำเสนอคณะอนุกรรมการฯ เห็นชอบในแนวทางดังกล่าวแล้วเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน และแบบทุ่นลอยน้ำ) โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ ที่มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าโดยตรงหรือบริการ ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าอื่น และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายสามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อไม่เกิน 2 ปี (เริ่มต้นวันที่ 1 มกราคม 2568 สิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2569) ในรูปแบบ Non-Firm ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 5 แผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2570)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2567 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนธันวาคม 2566 รวมทั้งรับทราบข้อเสนอการดำเนินงานต่อไป ที่ให้มีการรวบรวมข้อเสนอแนะจากการถอดบทเรียนการดำเนินมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงานปี 2565 และปี 2566 อาทิ การปรับปรุงกฎหมายและระเบียบให้มีความยืดหยุ่นในการบังคับใช้ ช่วงสถานการณ์ฉุกเฉิน การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน จัดทำเป็นแผนงานและข้อริเริ่มโครงการ ในร่างแผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2570) (ร่างแผนฯ) ซึ่งอยู่ระหว่างการจัดทำโดยคณะทำงานจัดทำแผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2566 - 2570) (คณะทำงานฯ) ตามคำสั่งกระทรวงพลังงาน ที่ 72/2566 ลงวันที่ 16 พฤศจิกายน 2566 และมีกำหนดแล้วเสร็จในเดือนกันยายน 2567 เพื่อกำหนดหน่วยงานรับผิดชอบหลักในการขับเคลื่อนแผนงานและข้อริเริ่มโครงการ เตรียมความพร้อมด้านทรัพยากร ตั้งแต่ภาวะปกติ แนวทางการ บูรณาการที่จำเป็นของประเทศ และการบริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ต่อมาเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567 คณะทำงานฯ ได้เสนอร่างแผนฯ ต่อคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ซึ่งแต่งตั้งขึ้นภายใต้คำสั่ง กบง. โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบหลักการและรายละเอียดร่างแผนฯ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กบง. พิจารณาเพื่อใช้เป็นกรอบในการเตรียมพร้อมและบริหารวิกฤตการณ์พลังงานต่อไป
2. แผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2570) มีเป้าหมายภาพรวม ได้แก่ “ประเทศไทยมีความพร้อมในการป้องกันผลกระทบและบริหารจัดการวิกฤตการณ์พลังงานอย่างทันท่วงทีให้ฟื้นคืนสู่การมีพลังงานเพียงพอในราคาที่เหมาะสม” ด้วยการกำหนดแนวทางการพัฒนามิติการเตรียมความพร้อมด้านพลังงาน และมิติการเตรียมการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์ฉุกเฉิน โดยสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
2.1 แนวทางการจัดทำแผน จัดทำโดยคณะทำงานฯ ซึ่งได้มีการประชุมพิจารณาจัดทำแผน จำนวน 3 ครั้ง และมอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ จัดประชุมกลุ่มย่อยจำนวน 4 ครั้ง ได้แก่ การประชุมกลุ่มย่อย ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ด้านก๊าซธรรมชาติ ด้านไฟฟ้า และด้านราคาพลังงาน โดยได้มีการนำร่างแผนฯ รับฟัง ความคิดเห็นจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จำนวน 35 หน่วยงาน ในระหว่างเดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนสิงหาคม 2567 ทั้งนี้ เนื้อหาของแผนประกอบด้วยส่วนสำคัญ ได้แก่ ความสอดคล้องกับแผนสามระดับ ประเด็นภัยคุกคามและความเสี่ยงด้านพลังงาน สาระสำคัญของแผน และกฎหมายและกลไกการขับเคลื่อน
2.2 ความสอดคล้องกับแผนสามระดับ แผนปฏิบัติการฯ เป็นแผนระดับที่ 3 มีความสอดคล้องเชื่อมโยงกับแผนระดับที่ 1 และระดับที่ 2 ซึ่งแบ่งออกเป็นสองกลุ่ม คือ (1) กลุ่มการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขัน (ประเด็นหลัก) สอดคล้องเชื่อมโยงกับยุทธศาสตร์ชาติด้านการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขัน แผนแม่บทภายใต้ยุทธศาสตร์ชาติประเด็นโครงสร้างพื้นฐาน ระบบโลจิสติกส์ และดิจิทัล แผนย่อยโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงาน แผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 13 ร่างแผนปฏิบัติการด้านพลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2580) (แผนพลังงานชาติ) และแผนย่อยรายสาขา รวมถึงแผนปฏิบัติราชการระยะ 5 ปี ของกระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2566 - 2580) และ (2) กลุ่มความมั่นคง (ประเด็นรอง) สอดคล้องเชื่อมโยงกับยุทธศาสตร์ชาติด้านความมั่นคง แผนแม่บทภายใต้ยุทธศาสตร์ชาติประเด็นความมั่นคง นโยบายและแผนระดับชาติว่าด้วยความมั่นคง พ.ศ. 2566 - 2570 แผนเตรียมพร้อมแห่งชาติและแผนบริหารวิกฤตการณ์ (พ.ศ. 2566 - 2570) และนโยบายและแผนปฏิบัติการว่าด้วยการรักษาความมั่นคงปลอดภัยไซเบอร์ (พ.ศ. 2565 - 2570)
2.3 ประเด็นภัยคุกคามและความเสี่ยงด้านพลังงาน กำหนดระดับความความรุนแรง ของสถานการณ์ฉุกเฉินตามหลักเกณฑ์สองด้าน คือ ด้านผลกระทบต่อพลังงาน และด้านการบริหารจัดการ ดังนี้ (1) ระดับปานกลาง ด้านผลกระทบต่อพลังงาน คือ ภัยคุกคามส่งผลกระทบต่อการจัดหาและราคาพลังงาน ในบางพื้นที่อย่างจำกัด โดยภาคเศรษฐกิจและประชาชนยังใช้ชีวิตได้ตามปกติ ด้านการบริหารจัดการ คือ กลไกปกติของหน่วยงานกระทรวงพลังงาน และเอกชนภาคพลังงาน (2) ระดับรุนแรง ด้านผลกระทบต่อพลังงาน คือ ส่งผลกระทบต่อการจัดหาหรือราคาพลังงาน กระทบต่อภาคเศรษฐกิจและความปกติสุขของประชาชนในหลายพื้นที่ ด้านการบริหารจัดการ คือ ใช้กลไกตามกฎหมายของกระทรวงพลังงานโดยบริหารแบบบูรณาการร่วมกับหน่วยงานภายนอก และ (3) ระดับรุนแรงมาก ด้านผลกระทบต่อพลังงาน คือ ส่งผลกระทบต่อการจัดหา และราคาพลังงาน รวมถึงอาจส่งผลต่อเศรษฐกิจและชีวิตและทรัพย์สินประชาชนในหลายพื้นที่เป็นวงกว้าง ด้านการบริหารจัดการ คือ จำเป็นต้องมีกลไกพิเศษนอกเหนืออำนาจตามกฎหมายของกระทรวงพลังงาน และมีหน่วยงานภาครัฐส่วนกลาง/หน่วยงานภายนอกบัญชาการเหตุ ทั้งนี้ แผนได้กำหนดสัญญาณบ่งชี้การเริ่มใช้แผน หรือ Trigger points ว่าหากเกิดผลกระทบต่อการจัดหาและราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และไฟฟ้า ตามค่าอ้างอิงที่กำหนด ให้หน่วยงานที่รับผิดชอบรายงานเพื่อประกอบการบ่งชี้ระดับความรุนแรงของสถานการณ์ฉุกเฉินและกำหนดกลไกการตอบสนองต่อสถานการณ์ต่อไป นอกจากนี้ แผนได้กำหนดให้มีการประเมิน ผลกระทบ (Impact) และโอกาส (Likelihood) ของสถานการณ์ฉุกเฉินด้วยวิธี Risk Matrix โดยผู้เชี่ยวชาญ ด้านพลังงานเป็นประจำอย่างน้อยปีละหนึ่งครั้ง ซึ่งในปี 2567 คณะทำงานฯ ได้ประเมินโอกาสและผลกระทบของสถานการณ์ฉุกเฉินที่คัดกรองเบื้องต้น (Environmental Scanning) จากสถานการณ์ฉุกเฉินที่เคยเกิดขึ้นและยังส่งผลต่อเนื่อง ที่มีแนวโน้มเกิดขึ้นใหม่ ที่เคยมีกรณีในต่างประเทศ หรือที่มีปัจจัยอุปสรรคภายในประเทศ จำนวน 8 ประเด็นภัยคุกคาม 17 สถานการณ์ฉุกเฉิน ผลการประเมินพบว่าโดยภาพรวมไม่มีสถานการณ์ฉุกเฉินใด ที่มีแนวโน้มจะยกระดับสู่เหตุการณ์ระดับรุนแรงมาก ทั้งนี้ ประเด็นภัยคุกคามที่ได้รับการประเมินว่าอยู่ในระดับรุนแรง ถึงปานกลาง และได้นำมาเป็นสถานการณ์สมมติประกอบการสัมมนาเชิงปฏิบัติการซ้อมแผนการแก้ไขสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงาน เมื่อวันที่ 9 กันยายน 2567 ได้แก่ (1) ประเด็นความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์ ซึ่งจะส่งผลกระทบให้เกิดความผันผวนของราคาเชื้อเพลิงนำเข้า ทั้งก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และน้ำมันดิบ (2) ประเด็นข้อจำกัดการเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด มีความเสี่ยงว่าการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานอาจมีข้อจำกัดจากการอุดหนุนราคาเชื้อเพลิงฟอสซิลแบบหน้ากระดาน (3) ประเด็นข้อจำกัดทางกฎหมายกฎระเบียบ ในกระบวนการบริหารจัดการค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการแก้ไขสถานการณ์ฉุกเฉิน และความล่าช้าในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานที่จำเป็นเพื่อขับเคลื่อนมาตรการบริหารสถานการณ์ฉุกเฉิน และ (4) ประเด็นภัยพิบัติทางธรรมชาติ โดยเฉพาะอย่างยิ่งจากภาวะอากาศร้อนแห้งแล้ง ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว
2.4 สาระสำคัญของแผน มีหลักการจัดทำโดยวิเคราะห์และบูรณาการข้อมูลจาก 3 ส่วน ได้แก่ (1) แผนภายใน คู่มือและแนวทางด้านการบริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินของหน่วยงานสังกัดกระทรวงพลังงาน ที่เคยจัดทำ (2) ข้อเสนอแนะจากการฝึกซ้อมแผนเตรียมพร้อมสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานของกระทรวงพลังงานที่จัดขึ้นรายปี ระหว่างปี 2561 - 2565 และ (3) การถอดบทเรียน ปัญหาอุปสรรค และข้อเสนอแนะ จากการดำเนินมาตรการบริหารวิกฤติราคาพลังงาน ระหว่างปี 2565 – 2566 ของคณะอนุกรรมการฯ ทั้งนี้ แบ่งเนื้อหาสำคัญออกเป็นแผนย่อย 2 เรื่อง ดังนี้ (1) แผนย่อยเรื่องที่ 1 การเตรียมความพร้อม จากวิกฤตการณ์พลังงาน มีเป้าหมายย่อยให้ประเทศไทยมีความพร้อมด้านการจัดหาพลังงานในภาวะวิกฤติ และมีกลไกป้องกันและบรรเทาวิกฤติพลังงาน มีแนวทางการพัฒนา 4 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 พัฒนาคุณภาพฐานข้อมูลสำหรับการเตรียมพร้อมบริหารจัดการวิกฤติ แนวทางที่ 2 ยกระดับโครงสร้างพื้นฐานในการป้องกันและบรรเทาวิกฤติพลังงาน แนวทางที่ 3 พัฒนานโยบาย มาตรการ กฎหมาย และกลไกการบริหารจัดการ และแนวทางที่ 4 พัฒนากำลังคนและเครือข่ายความร่วมมือด้านการเตรียมพร้อมบริหารจัดการวิกฤติทั้งใน และต่างประเทศ โดยมีข้อเสนอกรอบแผนงาน 17 แผนงาน และ (2) แผนย่อยเรื่องที่ 2 การบริหารจัดการ วิกฤติพลังงาน มีเป้าหมายย่อยให้หน่วยงานของรัฐด้านพลังงานมีศักยภาพสูงในการบริหารจัดการวิกฤติพลังงาน มีแนวทางการพัฒนา 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 พัฒนาประสิทธิภาพในการสื่อสารและประสานงาน เพื่อบริหารวิกฤติพลังงาน และแนวทางที่ 2 พัฒนาประสิทธิภาพการซักซ้อมการรับมือสถานการณ์ฉุกเฉิน โดยมีข้อเสนอกรอบแผนงาน 4 แผนงาน ทั้งนี้ แผนได้มีการกำหนดหน่วยงานรับผิดชอบหลักของกรอบแผนงาน โดยให้หน่วยงานดังกล่าวจัดทำข้อเสนอแผนงานโครงการและงบประมาณเพื่อขับเคลื่อนกรอบแผนงานระหว่าง ปี 2568 – 2570 รวมทั้งกำหนดให้มีแนวทางการติดตามประเมินผลรายปีโดยคณะผู้ประเมินผลทั้งระดับเป้าหมายภาพรวม เป้าหมายแผนย่อย ตัวชี้วัด และข้อเสนอแผนงาน เพื่อติดตามผลสัมฤทธิ์การปฏิบัติงาน อย่างน้อยปีละ 1 ครั้ง
2.5 กฎหมายและกลไกการขับเคลื่อน แผนได้ระบุรายชื่อของกฎหมาย และรายละเอียดมาตราที่เกี่ยวข้องสำหรับบริหารวิกฤติระดับชาติภาพรวม จำนวน 15 ฉบับ และกฎหมายด้านพลังงานที่หน่วยงาน ด้านพลังงานเป็นผู้ปฏิบัติและบังคับใช้ จำนวน 11 ฉบับ โดยกฎหมายดังกล่าวจะนำไปใช้บริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินผ่านกลไกบริหารวิกฤตการณ์ระดับชาติ กรณีเป็นสถานการณ์ระดับรุนแรงมาก เช่น กลไกคณะกรรมการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนพลังงาน ตามอำนาจในพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 หรือกลไกการบริหารวิกฤติของกระทรวงพลังงาน กรณีเป็นสถานการณ์ระดับรุนแรง หรือปานกลาง เช่น กลไกอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ด้านพลังงาน ซึ่งแต่งตั้งตามคำสั่ง กบง. ภายใต้อำนาจของพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม และกลไกการจัดตั้งศูนย์อำนวยการสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ตามพระราชบัญญัติระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน กรณีมีสถานการณ์ฉุกเฉิน นอกจากนี้ มีกฎหมายและกลไกระดับหน่วยงานที่ใช้บริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินระดับปานกลาง ถึงรุนแรง ด้านการจัดหาและการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง ก๊าซธรรมชาติ และไฟฟ้า ทั้งนี้ แผนได้ระบุบทบาทหน้าที่ของหน่วยงาน และหน้าที่ต่อการขับเคลื่อนแผน ของหน่วยงานรวม 39 หน่วยงาน แบ่งเป็นหน่วยงานในกำกับกระทรวงพลังงาน 10 หน่วยงาน และหน่วยงานภาครัฐภายนอก 29 หน่วยงาน เพื่อให้หน่วยงานภาครัฐ ทั้งส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ องค์การมหาชน องค์กร ในกำกับกระทรวงพลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับภาคพลังงาน ใช้เป็นกรอบในการดำเนินงานด้านการเตรียมความพร้อมและบริหารจัดการสถานการณ์วิกฤติด้านพลังงาน รวมถึงมีความเข้าใจในบทบาทการร่วมสนับสนุนการดำเนินงานตามแผนต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2570) ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานโดยสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน รับความเห็นของที่ประชุมในการแก้ไขกฎหมายและยกร่างกฎหมายใหม่กรณีที่มีความจำเป็น เพื่อเตรียมพร้อมและบริหารวิกฤตการณ์พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ