มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2567 (ครั้งที่ 70)
วันจันทร์ที่ 16 ธันวาคม 2567
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 กันยายน 2567 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้ (1) เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 และ (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นเพียงเล็กน้อย เนื่องจากสาธารณรัฐเกาหลีและสาธารณรัฐประชาชนจีนมีความต้องการใช้ LPG ลดลงจากการที่ไม่จำเป็นต้องใช้ LPG เพื่อทำความร้อนในฤดูหนาว รวมถึงการปิดซ่อมบำรุงโรงงานของจีนที่ส่งผลให้ความต้องการโพรเพนมีการชะลอตัวในช่วงที่ผ่านมา อย่างไรก็ตาม ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG พบว่า ราคา LPG ตลาดโลกในเดือนกันยายน 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567 เพิ่มขึ้นประมาณ 25.55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือคิดเป็นร้อยละ 4 จาก 604.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ในเดือนกันยายน 2567 เพิ่มขึ้นเป็น 630.33 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 12 ธันวาคม 2567 โดยจากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ในขณะที่อัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้นเล็กน้อย ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้นเล็กน้อย 0.0121 บาทต่อกิโลกรัม จาก 23.3813 บาทต่อกิโลกรัม (670.69 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 23.3934 บาท ต่อกิโลกรัม (675.87 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยเพิ่มขึ้นจาก 4.8504 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 4.8625 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ 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 8 ธันวาคม 2567 มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 82,497 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 35,263 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 47,234 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,954 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,549 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG มีรายรับ 405 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นเล็กน้อย ส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG นำเข้ารวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ณ วันที่ 12 ธันวาคม 2567 อยู่ที่ 676 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 403 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม แต่เนื่องจากฐานะกองทุนบัญชีก๊าซ LPG ยังคงติดลบสูงถึง 47,234 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG มีรายรับเพิ่มขึ้น และไม่ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพ ของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคา ขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2568 หรือแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มไปที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2568 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 676 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 8 ธันวาคม 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG อยู่ที่ ติดลบ 47,234 ล้านบาท ทั้งนี้ หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 46,019 ล้านบาท หรือติดลบ 45,110 ล้านบาท ณ วันที่ 31 มีนาคม 2568 ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2568
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2568 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา เรื่อง แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2568 และได้มีมติ ดังนี้ (2) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่น ๆ นอกจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้า ในราคาสูงสุด ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่น ๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบันและมีพลังงานส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบให้มีความเหมาะสม เป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าต่อไป และ (3) มอบหมายให้ กบง. พิจารณาและบริหารการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มให้มีความเหมาะสมเป็นไปตามนโยบาย โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าให้ทันต่อสถานการณ์ และรายงานให้ กพช. ทราบต่อไป โดยต่อมา เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณา เรื่อง การทบทวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่น ๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟผ. และ กฟภ. หรือ กฟน. สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปีไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm โดยมีอัตรารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) อัตรา รับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย และ (2) กรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ และพลังงานลม) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม
2. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2568 กพช. ได้พิจารณา เรื่อง มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และได้มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 โดยขยายกรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2568 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ได้มีมติเห็นชอบการขยายมาตรการบริหารจัดการพลังงานที่จะหมดอายุในวันที่ 31 ธันวาคม 2567 โดยมอบหมายให้ พพ. ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนข้อมูลระยะเวลาคืนทุน ตัวเลขผลกระทบของมาตรการรับซื้อคืนไฟฟ้าส่วนเกินโซลาร์หลังคาภาคอุตสาหกรรม 1.00 บาทต่อหน่วย ต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และประสาน สนพ. เสนอ กบง. และ กพช. พิจารณามาตรการรับซื้อคืนไฟฟ้าโซลาร์หลังคาภาคอุตสาหกรรม 1.00 บาท ต่อหน่วย ระยะเวลามาตรการ 2 ปี รวมทั้งเสนอขอขยายเวลามาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน จาก SPP/VSPP สัญญาเดิม ระยะสั้น 2 ปี (วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2569) ขยายสัญญาปีต่อปี และกำหนดเงื่อนไขสิทธิ์บอกเลิกสัญญาหากพบข้อจำกัดด้านศักยภาพของระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) โดยในส่วนของพลังงานแสงอาทิตย์ปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าเป็น 1.00 บาทต่อหน่วย เพื่อให้เกิดการจูงใจเข้าร่วมโครงการมากขึ้น โดยเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2567 กบง. ได้พิจารณา เรื่อง อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ และได้มีมติเห็นชอบ อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน และแบบทุ่นลอยน้ำ) โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการ ลงทุนใหม่ ที่มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าโดยตรงหรือบริการให้ผู้ใช้ไฟฟ้าอื่น และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้าซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายสามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อ ไม่เกิน 2 ปี (เริ่มต้นวันที่ 1 มกราคม 2568 สิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2569) ในรูปแบบ Non-Firm ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 1.00 บาท ต่อหน่วย
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มที่ผ่านมา มีผู้ประกอบกิจการโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์เข้าร่วมโครงการประมาณ 20 ราย รวมกำลังการผลิตประมาณ 25 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีผู้ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบอยู่ 1 ราย ซึ่งค่อนข้างน้อย พพ. จึงได้วิเคราะห์สาเหตุและเสนอแนะการปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่จูงใจมากขึ้น ซึ่ง พพ. ประเมินแล้วพบว่าการลงทุนติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ขนาดการติดตั้งเท่ากับ 800 กิโลวัตต์ ในกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ หากมีการ เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเพิ่มด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกิน 2 ปี พบว่า จะมีระยะเวลาคืนทุนประมาณ 6 ปี และอัตราผลตอบแทนภายใน (Internal Rate of Return: IRR) ประมาณร้อยละ 14 ทั้งนี้ หากผู้ประกอบการกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจยื่นขอ รับสิทธิลดหย่อนภาษีจากสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน จะทำให้ระยะเวลาคืนทุนลดลงและค่า IRR เพิ่มมากขึ้น ทั้งนี้ ราคารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย เทียบกับราคา Marginal Cost (บาทต่อหน่วย) จะไม่มีผลกระทบกับราคาค่าไฟฟ้า
4. พพ. เห็นสมควรเสนอมาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ระยะที่ 2 เพื่อให้ การดำเนินมาตรการบริหารจัดการพลังงานที่จะสิ้นสุดระยะเวลาดำเนินการในวันที่ 31 ธันวาคม 2567 เป็นไปอย่างต่อเนื่อง และจูงใจให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์เข้าร่วมโครงการมากขึ้น โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟผ. และ กฟภ. หรือ กฟน. สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อไม่เกิน 2 ปี (สิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2569) ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ทั้งนี้ การไฟฟ้าสามารถบอกเลิกสัญญาได้ หากพบข้อจำกัดด้านศักยภาพของระบบโครงข่ายไฟฟ้า โดยมีอัตรารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย และ (2) กรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ (แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย และประเภทพลังงานลม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม ทั้งนี้ รายละเอียดและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มในส่วนของพลังงานแสงอาทิตย์ ได้ครอบคลุมในกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ ตามมติ กบง. วันที่ 25 กันยายน 2567 เรื่อง อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ พพ. จึงเห็นสมควรยกเลิกมติ กบง. วันที่ 25 กันยายน 2567 เรื่อง อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ เพื่อให้เกิดความชัดเจนในการออกประกาศ กกพ. ต่อไป
5. มาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม นอกจากจะช่วยเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนแล้ว ยังเกิดประโยชน์ต่อเกษตรกรโดยเฉพาะกรณี SPP ชีวมวล และยังช่วยลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวตลาดจร (Spot LNG) ซึ่งในปี 2567 คาดว่าจะมีการนำเข้าถึง 97 ลำเรือ รวมทั้งเกิดประโยชน์จากการลดภาระต้นทุนค่าไฟฟ้าทั้งในภาวะปกติและสถานการณ์ฉุกเฉิน ทั้งนี้ เมื่อพิจารณาข้อมูลแนวโน้มราคาค่าไฟฟ้าต่อหน่วยของการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิง LNG (LNG Unit Cost) เฉลี่ยปี 2567 พบว่า อัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดของการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ซึ่งอยู่ที่ 2.20 บาทต่อหน่วย ยังคง ต่ำกว่าประมาณการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจาก LNG เฉลี่ยปี 2567 ซึ่งอยู่ที่ 2.60 บาทต่อหน่วย โดยเป็นไปตามกรอบราคารับซื้อไฟฟ้า Avoided Cost ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 ซึ่งก่อให้เกิดประโยชน์ ต่อประเทศในภาพรวม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบยกเลิกมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เรื่อง อัตราการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ เมื่อวันที่ 25 กันยายน 2567
2. เห็นชอบมาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ระยะที่ 2 ภายใต้มาตรการ บริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อม ในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค หรือการไฟฟ้านครหลวง สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อไม่เกิน 2 ปี (สิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2569) ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ทั้งนี้ กำหนดเงื่อนไขให้สิทธิ์แก่การไฟฟ้าสามารถบอกเลิกสัญญาได้ หากพบข้อจำกัดด้านศักยภาพของระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) โดยมีอัตรารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้
2.1 กรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย
2.2 กรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า
(1) ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ (แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย
(2) ประเภทพลังงานลม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย
ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
4. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเทินหินบุน เพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ จากกำลังผลิตไฟฟ้าเดิม 440 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม โดย กฟผ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. โดยได้ ลงนามในหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าร่วมกับโครงการเทินหินบุน เพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 ต่อมา เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กพช. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าประมาณ 1.85 บาทต่อหน่วยตามสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมตามมติ กพช. ดังกล่าว โดยต่อมา กฟผ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. โดยได้ลงนาม ในหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าร่วมกับโครงการเทินหินบุน เพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567
2. เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2567 บริษัท Theun-Hinboun Power Company จำกัด (THPC) ได้มีหนังสือถึง กฟผ. เสนอให้พิจารณาขยายเวลารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ เป็นระยะเวลา 1 ปี ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 หรือช่วงเวลาตามที่พิจารณาเห็นว่าเหมาะสม โดยเสนอให้ใช้หลักการเดิมตามที่กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ THPC ฉบับปัจจุบัน ต่อมาเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ได้มีมติให้ กฟผ. ประสานสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เสนอวาระการขยายเวลามาตรการการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป โดยเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2567 กฟผ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. เสนอให้นำเรื่อง การขยายเวลามาตรการการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี เสนอ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณา โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) อายุสัญญา ระยะเวลา 1 ปี ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นไปตามโครงสร้างสัญญาปัจจุบันที่กำหนดให้จ่ายเป็นสกุลบาท ที่ 0.9083 บาทต่อหน่วย และสกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ ที่ 0.02595 เหรียญสหรัฐฯ ต่อหน่วย โดยเมื่อคำนวนอัตราแลกเปลี่ยน 37.0105 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ (ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2567) คิดเป็นอัตรารับซื้อไฟฟ้ารวมประมาณ 1.87 บาทต่อหน่วย (3) เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้า ไม่มีการเปลี่ยนแปลงจากหลักการเดิมตามที่ ระบุในข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ลงวันที่ 18 ธันวาคม 2566 และ (4) ไม่กระทบต่อระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ กฟผ. พิจารณาแล้วพบว่า การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมระยะสั้น ในด้านเทคนิคไม่ส่งผลกระทบต่อระบบไฟฟ้า รวมทั้งในด้านต้นทุนจะสามารถลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของประเทศ เนื่องจากการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนจะมีต้นทุนที่ถูกกว่าต้นทุนการผลิตหน่วยสุดท้าย (Short Run Marginal Cost) โดย ณ เดือนมิถุนายน 2567 Short Run Marginal Cost ช่วง Peak มีราคา 2.261 บาทต่อหน่วย และช่วง Off-Peak 2.152 บาทต่อหน่วย นอกจากนี้ ปัจจุบันสถานการณ์ความขัดแย้งในภูมิภาคตะวันออกกลางยังไม่มีเสถียรภาพและราคาเชื้อเพลิงยังมีความผันผวน ดังนั้น การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมระยะสั้นจะช่วยลดปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติที่มีราคาผันผวนได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี ภายใต้มาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน จำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามโครงสร้างสัญญาปัจจุบัน
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ตามข้อ 1
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567 – 2580 (ร่างแผน PDP2024) ได้พิจารณาเสนอให้มีการขยายอายุการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ขนาดกำลังผลิตตามสัญญารวม 650 เมกะวัตต์ ออกไปจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2574 เพื่อให้สอดคล้องกับอายุสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง ระยะเวลา 10 ปี (ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2574) อย่างไรก็ตาม ปัจจุบันกระบวนการจัดทำร่างแผน PDP2024 ยังไม่แล้วเสร็จ ส่งผลให้สถานะของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 จะต้องยึดกำหนดการตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ซึ่งเป็นแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับปัจจุบัน โดยตามแผน PDP2018 Rev.1 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม น้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 จะสามารถผลิตไฟฟ้าได้จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567
2. เนื่องจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 เป็นโรงไฟฟ้าหลักในพื้นที่ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ โดยใช้แหล่งก๊าซธรรมชาติน้ำพอง - สินภูฮ่อม ที่มีต้นทุนราคาในการผลิตไฟฟ้าถูก ซึ่งจะช่วยลดการนำเข้าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเหลวแบบตลาดจร (Spot LNG) และจะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศได้ ดังนั้น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จึงได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาขยายการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ระยะเวลา 1 ปี (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568) โดย กฟผ. ได้นำเสนอข้อมูลความพร้อมในด้านเทคนิค ด้านเชื้อเพลิง และด้านสิ่งแวดล้อม เพื่อประกอบการพิจารณาขอขยายอายุ การเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ระยะเวลา 1 ปี ดังกล่าว ดังนี้
2.1 ด้านเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 มีความพร้อมรองรับ การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามกรอบระยะเวลาการขอขยายอายุการเดินเครื่อง โดย กฟผ. มีแผนการบำรุงรักษา และตรวสอบสภาพของอุปกรณ์ให้พร้อมใช้งานอย่างสม่ำเสมอ ทั้งนี้ ระบบส่งไฟฟ้ามีความพร้อมให้สามารถ จ่ายไฟฟ้าได้อย่างมั่นคง เชื่อถือได้ มีคุณภาพเพียงพอตามเกณฑ์มาตรฐาน โดยการบริหารจัดการอุปกรณ์ระบบส่งไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพ ซึ่งการขยายอายุการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ระยะเวลา 1 ปี ไม่ส่งผลกระทบต่อแผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าตามแผนงานที่ได้กำหนดไว้
2.2 ด้านเชื้อเพลิง กฟผ. มีความพร้อมด้านเชื้อเพลิงเพียงพอต่อการผลิตไฟฟ้าจากการ ขยายอายุการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ระยะเวลา 1 ปี โดยเป็นการใช้ทรัพยากรภายในประเทศของแหล่งก๊าซธรรมชาติน้ำพอง - สินภูฮ่อม ที่มีต้นทุนถูกได้อย่างมีประโยชน์สูงสุด ช่วยลดการนำเข้าเชื้อเพลิง Spot LNG โดยสามารถลดต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าสุทธิประมาณ 5,263 ล้านบาท โดยมีรายละเอียดการเปรียบเทียบต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ต้นทุน ผลิตไฟฟ้า 1.8844 บาทต่อหน่วย ประมาณการหน่วยผลิตไฟฟ้า 4,266 กิกะวัตต์ชั่วโมง ค่าใช้จ่ายดำเนินงาน รวมต้นทุนค่าเชื้อเพลิง 8,039 ล้านบาท (2) โรงไฟฟ้า Marginal เชื้อเพลิง Spot LNG ต้นทุนผลิตไฟฟ้า 3.1181 บาทต่อหน่วย ประมาณการหน่วยผลิตไฟฟ้า 4,266 กิกะวัตต์ชั่วโมง ค่าใช้จ่ายดำเนินงานรวมต้นทุนค่าเชื้อเพลิง 13,302 ล้านบาท ทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าสุทธิลดลง 5,263 ล้านบาท
2.3 ด้านสิ่งแวดล้อม กฟผ. ดำเนินการจัดทำรายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการป้องกัน และแก้ไขผลกระทบสิ่งแวดล้อมและมาตรการติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อม (รายงาน Monitor) และนำส่งผลรายงาน Monitor ต่อสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ทุก 6 เดือน เพื่อติดตามตรวจสอบและควบคุมคุณภาพสิ่งแวดล้อมให้เป็นไปตามมาตรฐาน ดังนั้น การขยายอายุการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ระยะเวลา 1 ปี จะไม่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม เพิ่มมากขึ้นจากเดิม เนื่องจากการดำเนินงานและรายละเอียดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพองไม่มีการเปลี่ยนแปลง
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า เห็นควรให้ความเห็นชอบการขยายอายุการเดินเครื่อง ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ระยะเวลา 1 ปี (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568) ด้วยเหตุผลความจำเป็น ดังนี้ (1) ร่างแผน PDP2024 มีข้อเสนอให้ขยายอายุการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ขนาดกำลังผลิตตามสัญญารวม 650 เมกะวัตต์ ออกไปจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2574 เพื่อให้สอดคล้องกับอายุสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง อย่างไรก็ตาม ปัจจุบันการจัดทำร่างแผน PDP2024 อยู่ในขั้นตอนของการนำความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้เสีย มาประกอบการปรับปรุงร่างแผน PDP2024 ซึ่งยังมีประเด็นความเห็นในเรื่องต่าง ๆ เช่น การเพิ่มสัดส่วน การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในร่างแผน PDP2024 สัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. เป็นต้น จึงส่งผลกระทบต่อการจัดทำแผน PDP2024 โดยหลังจากได้ข้อสรุปที่ชัดเจนแล้วจะได้นำไปประกอบการปรับปรุง ร่างแผน PDP2024 และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศ และ กบง. พิจารณาต่อไป ก่อนที่จะนำร่างแผน PDP2024 ไปประกอบเป็นส่วนหนึ่งของแผนปฏิบัติการด้านไฟฟ้าและแผนพลังงานชาติ เพื่อนำเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป โดยคาดว่าจะไม่สามารถประกาศใช้ได้ทันภายในปี 2567 จึงส่งผลให้ยังไม่สามารถขยายอายุการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า พลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ขนาดกำลังผลิตตามสัญญารวม 650 เมกะวัตต์ ออกไปจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2574 ตามร่างแผน PDP2024 ได้ และ (2) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ใช้แหล่งก๊าซธรรมชาติน้ำพอง - สินภูฮ่อม ที่มีราคาต้นทุนที่ถูกในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งจะช่วยลดการนำเข้าเชื้อเพลิง Spot LNG และจะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายอายุการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมน้ำพอง ชุดที่ 1 และ 2 ระยะเวลา 1 ปี (ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2568 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568) และมอบหมายให้การไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป