กราฟและบทวิเคราะห์

เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2563 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้มีหนังสือถึงบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2563 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2563 เนื่องจากกระทรวงการคลังยังไม่สามารถจัดประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม เพื่อพิจารณางบประมาณการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อยผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 50 บาทต่อคนต่อเดือนตั้งแต่เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 ได้ทันตามเวลาที่กำหนด ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มดังกล่าวต่อไปอีก 3 เดือน เป็นสิ้นสุดวันที่ 30 มิถุนายน 2563 และเมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2563 ธพ. ได้มีหนังสือถึง ปตท. เพื่อขอขยายเวลาการช่วยเหลือเพิ่มเติมต่อไปอีก 3 เดือนจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 เนื่องจากยังไม่มีการประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม ทั้งนี้ ข้อมูล ณ วันที่ 18 พฤษภาคม 2563 มีร้านค้าก๊าซสมัครขอรับการติดตั้งแอปพลิเคชั่น “ถุงเงินประชารัฐ” จำนวน 1,848 ร้านค้า ได้รับติดตั้งแอปพลิเคชั่นแล้วจำนวน 111 ร้านค้า

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID – 19)

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 7 เมษายน 2563 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) (มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าฯ) ตามที่กระทรวงมหาดไทยเสนอ ดังนี้ (1) กำหนดนโยบายมาตรการค่าไฟฟ้าฟรี สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ (ประเภทที่ 1.1 ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และประเภทที่ 1.1.1 ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.)) จาก 50 หน่วยต่อเดือนเป็น 90 หน่วยต่อเดือนโดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการ โดยให้ใช้เงินเรียกคืนรายได้เพื่อให้การไฟฟ้ามีฐานะการเงินตามเกณฑ์ที่กำหนดมาเป็นแหล่งเงินในการสนับสนุนการดำเนินการ (2) การขยายระยะเวลาการชำระค่าไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ (ประเภทที่ 1.1 ของ กฟน. และประเภทที่ 1.1.1 ของ กฟภ.) เป็นระยะเวลาไม่เกิน 6 เดือนของแต่ละรอบบิลสำหรับใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนเมษายนถึงเดือนมิถุนายน 2563 โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขยายเวลาการชำระค่าไฟฟ้าให้ กฟน. และ กฟภ. โดยไม่มีเบี้ยปรับ และ (3) ให้กระทรวงมหาดไทยรับความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการให้ถูกต้อง

2. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2563 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้ประชุมร่วมกับ กกพ. และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และได้มีมติเห็นชอบมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยดังนี้ (1) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน (ประเภทที่ 1.1 ของ กฟน. หรือ 1.1.1 ของ กฟภ. ) ให้ใช้ไฟฟ้าฟรีเป็นเวลา 3 เดือน ในรอบการใช้ไฟฟ้าเดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563 หากใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยภายใน 3 เดือน ดังกล่าวจะไม่ถูกจัดอยู่ในประเภท 1.2 ของ กฟน. หรือ 1.1.2 ของ กฟภ. ที่เป็นประเภทสำหรับผู้ใช้พลังงานไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน (2) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน (ประเภทที่ 1.2-1.3 ของ กฟน. หรือประเภทที่ 1.1.2-1.2 ของ กฟภ.) ให้จ่ายค่าไฟฟ้ารายเดือนสำหรับรอบการใช้ไฟฟ้าเดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563 โดยใช้หน่วยการใช้ไฟฟ้าเดือนกุมภาพันธ์ 2563 เป็นฐานในการอ้างอิง ต่อมาเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบแนวทางการดำเนินการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID – 19) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ

3. สรุปภาระค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการตามมติคณะรัฐมนตรี (ไม่รวมมาตรการตรึงค่าเอฟที และการคืนเงินประกัน) คิดเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 29,255 ล้านบาท โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) มาตรการลดค่าไฟฟ้าในอัตราร้อยละ 3 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท ใช้วงเงินรวมประมาณ 5,008 ล้านบาท แบ่งเป็นในส่วนของ กฟผ. ประมาณ 36 ล้านบาท กฟน. ประมาณ 1,474 ล้านบาท และ กฟภ. ประมาณ 3,498 ล้านบาท (2) มาตรการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ใช้วงเงินรวมประมาณ 1,247 ล้านบาท แบ่งเป็น กฟน. ประมาณ 167 ล้านบาท และ กฟภ. ประมาณ 1,080 ล้านบาท (3) มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี ประมาณ 642 ล้านบาท และ (4) มาตรการการลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ตามมติคณะรัฐมตรีเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2563 ใช้วงเงินประมาณ 22,358 ล้านบาท โดยมีแหล่งเงินสำหรับการดำเนินมาตรการ ได้แก่ (1) มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี ภาระจากการดำเนินการตามมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 1.1 ของ กฟน. หรือ 1.1.1 ของ กฟภ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เป็นเงินประมาณ 642 ล้านบาท ใช้แหล่งเงินจากเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่ออุดหนุนค่าไฟฟ้าให้กับผู้ด้อยโอกาส โดยให้ กฟน. กฟภ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ เบิกตามภาระค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง (2) มาตรการลดค่าไฟฟ้าร้อยละ 3 มาตรการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด และมาตรการลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ภาระที่เกิดจากการดำเนินการตามมาตรการฯ ดังกล่าว เป็นเงินประมาณ 28,613 ล้านบาท ให้ใช้เงินสำหรับรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าจำนวน 24,637 ล้านบาท มาสนับสนุนภาระดังกล่าวทั้งจำนวน โดยยังขาดอีกจำนวน 3,976 ล้านบาท ซึ่งส่งผลกระทบต่อความสามารถในการรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าในอนาคต

4. การดำเนินมาตรการดังกล่าวเป็นการสนับสนุนผู้ใช้ไฟฟ้าเฉพาะกลุ่ม ส่งผลให้การไฟฟ้าขาดสภาพคล่อง และส่งผลต่อการใช้เงินเรียกคืนในการรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าที่สะสมตั้งแต่ปี 2557-2562 ทั้งจำนวน ดังนั้น เพื่อให้สามารถนำเงินไปสนับสนุนภาระจากมาตรการดังกล่าวได้ จึงจำเป็นต้องดำเนินการต่อให้เป็นไปตามกรอบของกฎหมายตามที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ประกอบด้วย (1) พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 64 ให้รัฐมนตรีโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงานมาตรา 97 วรรคสอง การใช้จ่ายเงินกองทุนตาม (1) (2) (3) (4) และ (5) ให้เป็นไปตามระเบียบที่คณะกรรมการกำหนด ภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. ตามมาตรา 11(10) และต้องจัดให้มีการแยกบัญชีตามกิจการที่ใช้จ่ายอย่างชัดเจน (2) มติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 ที่เห็นชอบการทบทวนมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย ดังนี้ (1) เห็นชอบการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มกรณีส่วนลดค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสตามนโยบายของรัฐ ในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าฟรีสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ขนาด 5(15) แอมแปร์ มีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2558 เป็นต้นไป (2) เห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2559 เป็นต้นไป โดยผู้ที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟรีจะต้องไม่เป็นนิติบุคคล และจะต้องมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ติดต่อกันเป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 3 เดือน ถึงจะเข้าข่ายที่จะได้รับการอุดหนุน ดังนั้น กกพ. จึงจำเป็นต้องเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน โดยความเห็นชอบของ กพช. กำหนดนโยบายและแนวทางการดำเนินมาตรการดังนี้ (1) การดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 17 มีนาคม วันที่ 7 เมษายน และวันที่ 21 เมษายน 2563 (2) กำหนดเงื่อนไขสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟรีจะต้องไม่เป็นนิติบุคคล และจะต้องมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ให้เข้าข่ายได้รับการอุดหนุน ในช่วงเดือนเมษายนถึงเดือนมิถุนายน 2563 ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 7 เมษายน 2563

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 . รายงานผลการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ (Cargoes) โดย Cargo ละประมาณ 65,000 ตัน ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน คือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไขที่กำหนด โดยให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรกต่อ กบง. และเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ โดยสามารถนำเข้า LNG ในรูปแบบ Spot ไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 และมอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป

2. เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2562 กฟผ. ได้ออก Invitation to Bid (ITB) สำหรับการประมูลจัดหา LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ และประกาศชื่อผู้ชนะการประมูลจัดหา LNG แบบ Spot คือ บริษัท PETRONAS LNG Ltd. ในวันที่ 21 พฤศจิกายน 2562 สำหรับการนำเข้าในวันที่ 28 ธันวาคม 2562 และในเดือนเมษายน 2563 ต่อมาเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2562 ที่ประชุมเตรียมการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ลำเรือที่ 1 (Table Top) มีมติเห็นควรให้ บมจ. ปตท. ทำหน้าที่ผสม LNG กับก๊าซธรรมชาติของ บมจ. ปตท. เพื่อให้ได้คุณสมบัติค่าความร้อน (Wobbe Index, WI) อยู่ในช่วงที่สามารถส่งเข้าสู่ระบบส่งก๊าซธรรมชาติได้ เนื่องจาก กฟผ. ไม่สามารถปรับค่า WI ของก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในช่วงที่กำหนดได้ ทั้งนี้ ค่าใช้จ่ายในการผสมก๊าซธรรมชาติ บมจ. ปตท. เป็นผู้รับผิดชอบ และเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2562 กฟผ. ได้จองใช้สิทธิความสามารถในการให้บริการของระบบส่งก๊าซธรรมชาติกับหน่วยธุรกิจระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. (Transmission System Operator; TSO) ในลักษณะ Non-Firm Contract และเมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2562 กฟผ. ได้ลงนามสัญญาการใช้ความสามารถในการให้บริการของสถานีแอลเอ็นจี ในลักษณะ Non-Firm Contract สำหรับการนำเข้า LNG ทั้ง 2 ลำเรือ ปริมาณลำเรือละ 65,000 ตันตามเงื่อนไขการเสียสิทธิของ Shipper ปตท. (Use-It-Or-Lose-It; UIOLI) ซึ่งระหว่างวันที่ 28 ธันวาคม 2562 ถึง 21 มกราคม 2563 (25 วัน) กฟผ. ได้ทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ลำเรือที่ 1 ซึ่งเป็นการทดสอบการนำเข้า LNG ในช่วงความต้องการการใช้ไฟฟ้าต่ำ โดยนำก๊าซที่แปรสภาพแล้วไปใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK-C5) และวังน้อย ชุดที่ 4 (WN-C4) และเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้รับทราบผลการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. ลำเรือที่ 1 ซึ่งระหว่างวันที่ 21 เมษายน 2563 ถึง 11 พฤษภาคม 2563 (20 วัน) กฟผ. ได้ทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ลำเรือที่ 2 ซึ่งเป็นการทดสอบการนำเข้าในช่วงคาดการณ์ความต้องการการใช้ไฟฟ้าสูง โดยนำก๊าซที่แปรสภาพแล้วไปใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK-C5) วังน้อย ชุดที่ 4 (WN-C4) และพระนครใต้ ชุดที่ 4 (SB-S4)

3. การทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ทั้ง 2 ลำเรือ สามารถสรุปได้ดังนี้ (1) ลำเรือ 1 ระยะเวลาในการใช้ก๊าซธรรมชาติ 25 วัน (วันที่ 28 ธันวาคม 2562 ถึงวันที่ 21 มกราคม 2563) ปริมาณการนำเข้า LNG 3,314,420 ล้านบีทียู ราคา LNG 159.73 บาทต่อล้านบีทียู การจองและใช้ความสามารถของระบบส่งก๊าซธรรมชาติ 220 พันล้านบีทียูต่อวัน ความไม่สมดุลของการใช้ก๊าซธรรมชาติรวม 10 วัน คุณภาพก๊าซในระบบส่งก๊าซธรรมชาติ เป็นไปตามมาตรฐานที่ กกพ. ประกาศกำหนด ค่าบริการระบบส่งก๊าซธรรมชาติ 120,160,845.43 บาท ค่าบริการสถานี LNG 66,781,528.22 บาท ไม่มีค่าปรับจากการใช้ความสามารถของระบบส่งเกินสิทธิและค่าปรับจากความไม่สมดุล (ในช่วงการทดสอบการนำเข้า LNG ของ กฟผ.)รวมค่าใช้จ่ายที่ลดลงได้ตามมติ กบง. 193.81 ล้านบาท ลดค่าไฟฟ้า Ft 0.35 สตางค์ต่อหน่วย ค่าใช้จ่ายที่ลดลงได้ตาม TPA 108.07 ล้านบาท ลดค่าไฟฟ้า Ft 0.20 สตางค์ต่อหน่วย และ (2) ลำเรือ 2 ระยะเวลาในการใช้ก๊าซธรรมชาติ 20 วัน (วันที่ 21 เมษายน 2563 ถึงวันที่ 11 พฤษภาคม 2563) ปริมาณการนำเข้า LNG 3,278,607 ล้านบีทียู ราคา LNG 65.83 บาทต่อล้านบีทียู การจองและใช้ความสามารถของระบบส่งก๊าซธรรมชาติ 320 พันล้านบีทียูต่อวัน ความไม่สมดุลของการใช้ก๊าซธรรมชาติรวม 9 วัน คุณภาพก๊าซในระบบส่งก๊าซธรรมชาติ เป็นไปตามมาตรฐานที่ กกพ. ประกาศกำหนด ค่าบริการระบบส่งก๊าซธรรมชาติ 145,532,570.3 บาท ค่าบริการสถานี LNG 66,059,939.98‬ บาท ไม่มีค่าปรับจากการใช้ความสามารถของระบบส่งเกินสิทธิ และค่าปรับจากความไม่สมดุล (ในช่วงการทดสอบการนำเข้า LNG ของ กฟผ.) รวมค่าใช้จ่ายที่ลดลงได้ตามมติ กบง. 513.11 ล้านบาท ลดค่าไฟฟ้า Ft 0.93 สตางค์ต่อหน่วย ส่วนค่าใช้จ่ายที่ลดลงได้ตาม TPA ลดค่าไฟฟ้า 354.19 ล้านบาท ลดค่าไฟฟ้า Ft ประมาณ 0.64 สตางค์ต่อหน่วย

4. ปัญหาและข้อจำกัดในการปรับปรุงเพื่อการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ การปรับปรุงคุณภาพก๊าซในระยะสั้น ระยะกลางและระยะยาว ราคา LNG แบบ Spot มีราคาต่ำกว่าราคาเฉลี่ยก๊าซของประเทศ ทำให้มีผู้สนใจนำเข้า LNG มากขึ้น การจัดหา LNG แบบ Spot ใช้วิธีอ้างอิงราคาน้ำมันเตา 2%S ไม่สะท้อนราคา LNG แบบ Spot ในปัจจุบัน และการคิดค่าบริการสำหรับการจองใช้ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนข้อเสนอในการปรับปรุง มีดังนี้ (1) การปรับปรุงคุณภาพก๊าซในระยะสั้นทำได้ 2 แนวทาง คือ การปรับปรุงคุณภาพก๊าซโดยหน่วยงานกลาง เช่น TSO ซึ่งอาจจะมีการกำหนดอัตราค่าบริการปรับปรุงคุณภาพก๊าซที่แตกต่างกันตามมาตรฐานคุณภาพก๊าซในโซนที่จ่ายออก และการแยกใบอนุญาต ปตท. Shipper ออกเป็น 2 ส่วน คือ ส่วนที่จัดหาก๊าซในอ่าว/พม่า และส่วนที่จัดหา LNG โดยมอบหมายให้ส่วนที่จัดหาก๊าซในอ่าว/พม่า ปรับปรุงคุณภาพก๊าซแก่ Shipper รายอื่น (2) การปรับปรุงคุณภาพก๊าซระยะกลางและระยะยาว ควรจะปล่อยให้คุณภาพก๊าซของระบบปรับเปลี่ยนตามสัดส่วนของการใช้ LNG ที่เพิ่มขึ้นมากกว่าการจัดให้มีหน่วยงานที่รับผิดชอบ เนื่องจากในอนาคตปริมาณก๊าซในอ่าวจะลดลงจึงทำให้มีการใช้ LNG เพิ่มมากขึ้น (3) ศึกษาข้อมูลราคาซื้อขาย LNG แบบ Spot ในตลาดต่างประเทศที่สอดคล้องกับความเสี่ยงด้านราคาก๊าซในประเทศไทยและคำนึงถึงความแตกต่างของค่าขนส่ง LNG ระหว่างตลาดอ้างอิงและประเทศไทย (4) กำกับกระบวนการจัดหา LNG รูปแบบ Spot และ Long-term ในกรณีที่มีการส่งผ่านต้นทุนไปยังค่าไฟฟ้าของประเทศ (5) กกพ. อาจกำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการให้มีความแตกต่างตามความต้องการใช้ของผู้ใช้บริการแต่ละประเภทได้ และ (6) การคิดค่าบริการระบบส่งก๊าซธรรมชาติแบบ Non-Firm ควรคิดค่าบริการเป็นรายวันเพื่อให้เกิดความคล่องตัวและสอดคล้องกับการคิดค่าบริการของสถานีแอลเอ็นจีที่มีการคิดค่าบริการเป็นรายวัน

5. สรุปผลการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. มีดังนี้ (1) ผลการทดสอบนำเข้า LNG ในครั้งนี้ อาจไม่สะท้อนสภาวะที่มีการดำเนินการจริง เนื่องจาก กฟผ. ต้องจองใช้สถานีแอลเอ็นจี แบบ UIOLI โดยเป็นการใช้สิทธิของ ปตท. ที่มีอยู่เดิม ทำให้ปริมาณการส่งก๊าซธรรมชาติและจำนวนวันที่ต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติไม่สอดคล้องกับความต้องการ อีกทั้งการทดสอบได้รับการผ่อนปรนกฎ ระเบียบต่างๆ ซึ่งไม่เป็นไปข้อกำหนดเกี่ยวกับการให้บริการของสถานีแอลเอ็นจีและข้อกำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซธรรมชาติบนบกแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code) ดังนั้น ภายหลังจากนี้ จะต้องดำเนินการตามสภาวะปกติ (Normal Operation) พร้อมปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ กฎ และระเบียบต่างๆ ที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด (2) ปัจจุบัน LNG ไม่สามารถส่งเข้าระบบส่งก๊าซธรรมชาติได้เนื่องจากคุณภาพไม่เป็นไปตามที่กำหนดจึงต้องผสมกับก๊าซธรรมชาติของ ปตท. โดยในระยะสั้น ปตท. อาจให้บริการปรับปรุงคุณภาพก๊าซแก่ Shipper รายอื่น สำหรับในระยะกลางและระยะยาว ควรยกระดับคุณภาพก๊าซธรรมชาติในระบบส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อรองรับการใช้ LNG ที่เพิ่มขึ้น (3) การนำเข้า LNG แบบ Spot ในช่วงที่ราคาต่ำกว่าราคาก๊าซเฉลี่ยของประเทศ (Pool Price) สามารถลดต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าของประเทศได้ อย่างไรก็ตาม เมื่อราคาปรับตัวสูงขึ้นเทียบเท่ากับราคา Pool Price หรือสูงกว่า จะทำให้ผู้จัดหา LNG ไม่ประสงค์จะนำเข้า LNG มาใช้เองและกลับมาซื้อก๊าซธรรมชาติจากก๊าซเฉลี่ยของประเทศ จึงต้องมีการบริหารจัดการที่มีประสิทธิภาพ

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 4 . การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลเพื่อใช้ผสมเป็นดีเซลหมุนเร็ว

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (บี20) เป็นทางเลือก ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศ ธพ. กำหนดลักษณะและคุณภาพของไบโอดีเซล โดยกำหนดให้มีกรดโมโนกลีเซอไรด์ (Monoglyceride) จากไม่สูงกว่าร้อยละ 0.7 โดยน้ำหนัก เป็นไม่สูงกว่าร้อยละ 0.4 โดยน้ำหนัก และเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาน้ำมันไบโอดีเซลตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 จนกว่าจะมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ และให้ติดตามการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นระยะเวลา 6 เดือน และนำมาเสนอ กบง. เพื่อประกอบการพิจารณาการศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ที่เหมาะสมต่อไป

2. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2562 คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ได้ปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามมติ กพช. วันที่ 11 กันยายน 2562 มีผลให้ส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 2 บาทต่อลิตร และส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 ต่อมาเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้เห็นชอบขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่ 0.50 บาทต่อลิตร โดยเมื่อวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2563 และ กบน. ได้ออกประกาศปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2563 และเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2563 กบน. ได้ออกประกาศ กบน. ฉบับที่ 13 พ.ศ. 2563 ปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มีผลให้ส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ลดลงจาก 0.50 บาทต่อลิตร เป็น 0.25 บาทต่อลิตร โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 และ ธพ. ได้กำหนดแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล โดยเพิ่มจำนวนสถานีบริการที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ดังนี้ เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 ขอความร่วมผู้มือค้าน้ำมันให้เพิ่มปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในสถานีบริการ เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 ประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพไบโอดีเซลเหลือชนิดเดียว เมื่อวันที่ 1 มกราคม 2563 ขอความร่วมมือให้ทุกคลังของผู้ค้าน้ำมันมีการผลิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2563 ขอความร่วมมือให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีจำหน่ายในสถานีบริการทุกสถานี

3.ปัจจุบันมีโรงงานผลิตไบโอดีเซล (บี100) ที่จดทะเบียนกับ ธพ. 13 แห่ง มีกำลังการผลิตติดตั้งรวม 8.27 ล้านลิตรต่อวัน (ข้อมูลมิถุนายน 2563) โดยในช่วงเดือนมกราคมถึงวันที่ 8 มิถุนายน 2563 มีปริมาณการผลิต บี100 เฉลี่ย 4.97 ล้านลิตรต่อวัน ณ วันที่ 1 - 8 มิถุนายน 2563 มีปริมาณการใช้ไบโอดีเซลเฉลี่ย 5.52 ล้านลิตรต่อวัน โดยในส่วนของการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในเดือนมีนาคม เมษายน พฤษภาคม และในช่วงวันที่ 1 – 8 มิถุนายน 2563 อยู่ที่ 11.19 14.54 17.03 และ 18.60 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ ต่ำกว่าเป้าหมายที่กำหนดไว้ที่ 20 30 40 และ 50 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ เนื่องจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโควิด 19 (COVID-19) ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วในภาคขนส่ง ณ วันที่ 8 มิถุนายน 2563 มีผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 รวม 15 ราย แบ่งเป็นสถานีบริการ 5,936 แห่ง Fleet 543 แห่ง Jobber 103 ราย และผู้ค้ามาตรา 10 จำนวน 162 ราย ซึ่งยังไม่เป็นไปตามเป้าหมายของ ธพ.

4. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2562 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ประชุมหารือกับผู้แทนสมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซลเพื่อขอทราบข้อมูลต้นทุนและค่าใช้จ่ายต่างๆ ในการปรับปรุงกระบวนการผลิตไบโอดีเซลเพื่อให้ได้ค่าโมโนกลีเซอไรด์ตามที่ ธพ. กำหนด และเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2562 ได้ประชุมหารือร่วมกับกรมธุรกิจพลังงาน สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซล และผู้ค้ามาตรา 7 โดย สนพ. ได้เสนอต้นทุนและหลักเกณฑ์ในการคำนวณใหม่ที่ประเมินจากต้นทุนการผลิตเดิมและเงินลงทุนใหม่ มาใช้เป็นต้นทุนในการคำนวณไบโอดีเซลเพื่อผสมเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งที่ประชุมเห็นว่าควรใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซลที่ใช้อยู่ในปัจจุบันไปก่อน เพราะส่วนใหญ่การซื้อขายไบโอดีเซลจะเป็นการทำสัญญาซื้อขายล่วงหน้ากับผู้ค้าน้ำมันเรียบร้อยแล้ว และการที่ผู้ผลิตไบโอดีเซลมีต้นทุนส่วนเพิ่มในการปรับปรุงโรงงานเพื่อผลิตไบโอดีเซล (เกรดพิเศษ) ผู้ผลิตสามารถเจรจาส่วนลดที่เคยมีกับผู้ค้าน้ำมันได้ ดังนั้น จึงไม่ได้รับผลกระทบโดยตรงจากการคงหลักเกณฑ์การคำนวณไบโอดีเซลเดิม แต่อย่างไรก็ตาม ผู้ค้าน้ำมันยังมีต้นทุนที่เพิ่มขึ้นจากการปรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เป็น บี10 จึงขอให้ สนพ. เร่งทำการศึกษาต้นทุนการผลิตที่แท้จริงอย่างเหมาะสม รวมทั้งรับฟังความคิดเห็นจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง

5. ข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการ มีดังนี้ (1) การติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐานเป็นระยะเวลา 6 เดือน ไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากสถานการณ์จากการแพร่ระบาดของไวรัสโควิด19 และมาตรการ “อยู่บ้าน หยุดเชื้อ เพื่อชาติ” ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงลดลงจากการใช้รถยนต์ในการเดินทางลดลง จึงเห็นควรให้มีการติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ออกไปถึงเดือนธันวาคม 2563 เพื่อดูผลกระทบจากสถานการณ์และหาแนวทางการส่งเสริมที่เหมาะสม และเห็นควรใช้หลักเกณฑ์คำนวณราคาไบโอดีเซลตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 ไปพลางก่อน (2) เพื่อให้หลักเกณฑ์ในการคำนวณราคาไบโอดีเซลสะท้อนต้นทุนการผลิตที่แท้จริง จึงควรให้ สนพ. เร่งดำเนินการศึกษาความเหมาะสมของรายละเอียดต้นทุนไบโอดีเซล ซึ่งอาจมีต้นทุนที่เพิ่มขึ้นในการผลิต เพื่อให้มีลักษณะและคุณภาพของไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2562 และให้รับฟังความเห็นผู้เกี่ยวข้องก่อนเสนอ กบง. พิจารณา

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบให้มีการติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ออกไปจนถึงเดือนธันวาคม 2563 ทั้งนี้ ในช่วงระยะเวลาที่ยังต้องติดตามการส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เห็นควรให้ใช้หลักเกณฑ์คำนวณราคาไบโอดีเซลตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 ไปพลางก่อน

2. เห็นชอบให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ที่เหมาะสมสะท้อนต้นทุนปัจจุบัน และนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป

3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดำเนินการใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และ บี20 จาก 0.25 บาทต่อลิตร เป็น 0.50 บาทต่อลิตร ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563

เรื่องที่ 5 . การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบ ในหลักการการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม และเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการพิจารณาระยะเวลา ที่เหมาะสมในการบังคับใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาฯ และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม โดยนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป นอกจากนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ศึกษาการกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเชื้อเพลิง ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย และค่าปรับคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม โดยให้นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป ปัจจุบัน ธพ. อยู่ระหว่างการทบทวนการกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล ร่วมกับกลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียม กรมควบคุมมลพิษ และสมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ไทย เพื่อรองรับการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 เป็นน้ำมันพื้นฐาน และช่วยให้กลุ่มโรงกลั่นน้ำมันสามารถเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานที่ใช้สำหรับผลิตน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 ทดแทนการนำเข้าได้มากขึ้น

2. การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงตามมติ กบง. วันที่ 9 มีนาคม 2563 มีดังนี้ (1) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย (Free on Board: FOB) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (QA) ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย (Freight : F) ค่าประกันภัย (Insurance: I) ค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่ง (Loss: L) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ในส่วนของค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา - กรุงเทพฯ และค่าปรับอุณหภูมิเป็น 86 องศาฟาเรนไฮต์ ของน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงาน ที่เป็นธรรม (2) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเสนอให้ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจาก ศรีราชา - กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริงที่ค่าการตลาด (ประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร) ซึ่งมีผล ต่อหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ทำให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเพิ่มขึ้น 0.15 บาทต่อลิตร โดยเปลี่ยนแปลงจากปัจจุบันที่เฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร แบ่งเป็น ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมันคงเดิมที่ 0.89 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้ามาตรา 7 เพิ่มขึ้น 1.85 บาทต่อลิตร (จากปัจจุบัน 0.47 บาทต่อลิตร เป็น 0.62 บาทต่อลิตร) และค่าลงทุนสถานีบริการ คงเดิมเท่ากับ 0.49 บาทต่อลิตร (3) ปรับปรุงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมรายผลิตภัณฑ์ ตามการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเสนอให้ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อ จากศรีราชา - กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริง ส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลง จากเฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร

3. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2563 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 50.2 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลตลาดสิงคโปร์อยู่ในช่วง 56.7 – 59.9 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ก่อนจะปรับลดลงอย่างก้าวกระโดดจากอุปสงค์น้ำมันที่ลดลงจากการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโควิด 19 และสงครามราคาน้ำมัน (Price War) จนถึงช่วงปลายเดือนเมษายน 2563 ตั้งแต่ต้นเดือนพฤษภาคม 2563 ราคาน้ำมันดิบตลาดโลกและราคาน้ำมันสำเร็จรูปตลาดสิงคโปร์กลับมาอยู่ในทิศทางขาขึ้น จากมาตรการผ่อนคลายการปิดเมือง (Lock down) ในหลายประเทศทั่วโลกและการลดกำลังการผลิตน้ำมันดิบของกลุ่มโอเปคและพันธมิตร โดย ณ วันที่ 9 มิถุนายน 2563 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 40.8 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลตลาดสิงคโปร์ อยู่ในช่วง 43.8 – 45.4 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ จึงเป็นระยะเวลาที่เหมาะสมในการพิจารณาบังคับใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ กบง. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 ได้มีมติเห็นชอบไว้ และเมื่อวันที่ 13 เมษายน 2563 ธพ. ได้ออกประกาศปรับลดปริมาณการสำรองน้ำมันดิบเพื่อความมั่นคง จากปัจจุบันสำรองที่ร้อยละ 6 เป็นระหว่างวันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2564 สำรองที่ร้อยละ 4 และตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2565 เป็นต้นไป สำรองที่ร้อยละ 5 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ทั้งนี้ การปรับลดปริมาณการสำรองน้ำมันดิบดังกล่าว ส่งผลต่อหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ในส่วนของค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง จากปัจจุบันกำหนดที่ 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) เป็นระหว่างวันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึง 30 เมษายน 2564 จะปรับค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคงเป็น 0.45 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 4) และตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2564 เป็นต้นไป จะปรับค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคงเป็น 0.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 5) เพื่อให้สอดคล้องกับประกาศดังกล่าว

4. ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรเสนอ กบง. พิจารณาบังคับใช้หลักเกณฑ์การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง จากมติ กบง. วันที่ 9 มีนาคม 2563 ในส่วนของค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง จากปัจจุบันที่ 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) เป็นระหว่างวันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึง 30 เมษายน 2564 ปรับเป็น 0.45 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 4) และตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2564 เป็นต้นไป ปรับเป็น 0.57 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 5) ให้สอดคล้องกับประกาศ ธพ. (2) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งเสนอให้ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา - กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริงที่ค่าการตลาด (ประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร) ซึ่งมีผลทำให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเปลี่ยนแปลงจากเฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร (3) ปรับปรุงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมรายผลิตภัณฑ์ ตามมติ กบง. วันที่ 9 มีนาคม 2563 ตามการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลงจากเฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พิจารณาใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงสถานการณ์ราคาที่เหมาะสม และรายงาน กบง. เพื่อทราบในโอกาสแรก ทั้งนี้ ธุรกิจน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกลไกการค้าเสรีซึ่งรัฐมิได้เป็นผู้กำหนดราคาซื้อขาย โดยโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าวเป็นโครงสร้างราคาอ้างอิงเพื่อใช้ในการติดตามราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสมเป็นธรรม หากปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอจะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลง โดยลดลง 0.18 ถึง 0.65 บาทต่อลิตร และส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดลงในช่วง 0.79 ถึง 1.82 บาทต่อลิตร โดยมีเพียงราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 ที่ปรับเพิ่มขึ้น 0.62 บาทต่อลิตร

มติของที่ประชุม

เห็นชอบให้หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 17 มิถุนายน 2563 เป็นต้นไป

เรื่องที่ 6 . การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 24 มีนาคม 2563 และ ให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 318 บาท ต่อไป

2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนมิถุนายน 2563 ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 409,986 ตัน เพียงพอต่อความต้องการใช้ภายในประเทศซึ่งอยู่ที่ประมาณ 392,587 ตัน โดยมีความต้องการ ใช้ในภาคปิโตรเคมีลดลง มีการนำเข้าเพื่อส่งออกอยู่ประมาณ 3,500 ตัน โดยตั้งแต่เดือนมกราคมถึงเดือนพฤษภาคม 2563 ไม่มีการนำเข้าเพื่อมาจำหน่ายในประเทศ ส่วนการส่งออกจากโรงกลั่นอยู่ประมาณ 16,600 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้าอยู่ประมาณ 3,500 ตัน ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนมิถุนายน 2563 อยู่ที่ 340 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ราคาไม่เปลี่ยนแปลงจากเดือนก่อน ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยเดือนพฤษภาคม 2563 อยู่ที่ 291.94 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 8.37 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตันและโครงสร้างราคาก๊าซ LPG วันที่ 2 - 15 มิถุนายน 2563 จากราคาก๊าซ LPG Cargo (เฉลี่ย 2 สัปดาห์) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นและค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวลดลง ส่งผลให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 2 - 15 มิถุนายน 2563 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 29.08 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.8374 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 10.2579 บาทต่อกิโลกรัม (316.80 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน) เป็น 11.0953 บาทต่อกิโลกรัม (354.88 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจึงได้ปรับลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จาก 1.7309 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 0.8935 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2563 กบน. ได้เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 7 มิถุนายน 2563 มีกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 34,548 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 40,852 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 6,304 ล้านบาท กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 248 ล้านบาทต่อเดือน

3. ราคาก๊าซ LPG Cargo ปรับตัวลดลงตามราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวลดลงหลังความต้องการใช้น้ำมันดิบทั่วโลกลดลงจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ประกอบกับประเทศซาอุดิอาระเบียและสหพันธรัฐรัสเซียประกาศเตรียมเพิ่มกำลังการผลิตในเดือนเมษายน 2563 เพื่อทำสงครามราคาน้ำมัน ดังนั้น เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชนจากสถานการณ์ดังกล่าว กบง. ได้ปรับลดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นของ LPG ลง 3 บาทต่อกิโลกรัม โดยมาจากในส่วนโครงสร้างต้นทุนราคาก๊าซ LPG 1 บาทต่อกิโลกรัม และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนลง 2 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีก LPG ลดลงจาก 363 เป็น 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 ทั้งนี้ ส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 7 มิถุนายน 2563 ในส่วนของบัญชี LPG ติดลบ 6,304 ล้านบาท และในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงเดือนมิถุนายน 2563 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 255 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 315 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบตลาดโลกเนื่องจากความต้องการใช้น้ำมันปรับตัวสูงขึ้นจากมาตรการผ่อนคลายการปิดเมืองในหลายประเทศทั่วโลก

4. ข้อเสนอแนวทางการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) มีดังนี้ (1) แนวทางที่ 1 ให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2563 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของ LPG จะมีรายจ่ายประมาณ 248 ล้านบาทต่อเดือน และ (2) แนวทางที่ 2 ให้ปรับเพิ่มราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มจาก 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.3104 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG เพิ่มขึ้นจาก 318 เป็น 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 24 มิถุนายน 2563 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ LPG จะมีรายจ่ายประมาณ 30 ล้านบาทต่อเดือน และ (3) ขอความเห็นชอบให้ กบน. พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ตามแนวทางที่ 1 หรือ แนวทางที่ 2 ต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายให้ราคาขายปลีก อยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2563 จนถึงวันที่ 30 กันยายน 2563

เรื่องที่ 7 . การกำหนดโครงสร้างราคาขายปลีก NGV และแนวทางการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะ

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีกก๊าซ NGV โดยวิธี Cost Plus โดยราคาขายปลีกก๊าซ NGV ประกอบด้วย ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ (ราคา Pool Gas บวกอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) บวกอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับระบบท่อนอกชายฝั่งที่ระยอง (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) บวกอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge (Tc)) และค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ ซึ่งหมายถึง ค่าใช้จ่ายในส่วนของการลงทุนและค่าใช้จ่ายสถานีก๊าซ NGV ทั้ง 3 ประเภท (สถานีแม่ สถานีลูก และสถานีแนวท่อ) บวกค่าขนส่งภายในรัศมี 50 กิโลเมตร และค่าใช้จ่ายการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ ต่อมาเมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร โดยตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป ให้สะท้อนต้นทุนตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคา NGV โดยให้ค่าดำเนินการที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน และขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไป โดยปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือฯ จาก 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือน และกลุ่มที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือนเป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน นอกจากนี้ ปรับค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักตามระยะทางจริง โดยขอความร่วมมือ ปตท. คิดค่าขนส่งที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร แต่ไม่เกิน 4 บาทต่อกิโลกรัม ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2559 โดยให้ ปตท. หารือกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ). ถึงแนวทางการทยอยปรับค่าขนส่งดังกล่าวเพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ต่อไป

2. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 กบง. มีมติให้คงราคาขายปลีก NGV รถทั่วไป ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 5 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคมถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563) และเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2563 กบง. ได้พิจารณามาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะที่ได้รับผลกระทบจาก COVID-19 และได้มีมติดังนี้ (1) ให้ลดราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน (1 เมษายนถึง 30 มิถุนายน 2563) และ (2) ให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงคมนาคม และ ปตท. หารือร่วมกันเพื่อทบทวนโครงสร้างราคา NGV และมาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะฯ ในระยะยาวที่เหมาะสม เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณาก่อนวันที่ 30 มิถุนายน 2563

3. กระทรวงพลังงาน กรมการขนส่งทางบก และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้ร่วมประชุมหารือเพื่อทบทวนโครงสร้างราคา NGV และมาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะฯ ในระยะยาวที่เหมาะสม และมีข้อสรุปเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาดังนี้ (1) การกำหนดโครงสร้างราคาขายปลีก NGV ปัจจุบันเป็นไปตามโครงสร้างราคาขายปลีกราคาจากต้นทุน (Cost Plus) ที่ กพช. กำหนด แต่เนื่องจากต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่สะท้อนราคาช้ากว่าน้ำมันประมาณ 6 - 12 เดือน ราคาขายปลีก NGV จึงไม่ได้ปรับขึ้นหรือลงตามราคาน้ำมัน และไม่ได้สะท้อนกับราคาพลังงานตลาดโลก ต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 บังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันเกรดพื้นฐาน ณ วันที่ 9 มิถุนายน 2563 ราคาขายปลีก NGV ตามวิธี Cost Plus อยู่ที่ 15.52 บาทต่อกิโลกรัม ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 อยู่ที่ 18.29 บาทต่อลิตร หรือราคา NGV คิดเป็นร้อยละ 85 ของราคาดีเซลหมุนเร็ว บี10 ปัจจุบันราคาน้ำมันดิบมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยคาดการณ์ราคาดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในปี 2564 จะอยู่ที่ประมาณ 20 - 23 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้ราคาขายปลีก NGV อยู่ที่ประมาณ 15 บาทต่อกิโลกรัม หรือประมาณร้อยละ 75 ของราคาดีเซลหมุนเร็ว บี10 และจากการประเมินพฤติกรรมของผู้ใช้รถ NGV จะตัดสินใจเลือกใช้เชื้อเพลิงโดยเปรียบเทียบราคา NGV กับน้ำมันดีเซล ดังนั้น จึงได้เสนอโครงสร้างราคาขายปลีก NGV อ้างอิงไปกับราคาดีเซลหมุนเร็ว บี10 โดยราคาขายปลีก NGV เท่ากับ ร้อยละ X ของราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 รวมกับค่าขนส่ง โดย X คือ ร้อยละราคาขายปลีก NGV ต่อราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 โดยเสนอให้ X เท่ากับ ร้อยละ 75 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 หมายถึง ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 ในเขตกรุงเทพฯ ที่ประกาศโดย PTTOR และ ค่าขนส่งหมายถึง ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพฯกับภูมิภาค ทั้งนี้ ราคาขายปลีก NGV ไม่รวมภาษีบำรุงท้องถิ่น และการปรับราคาจะอ้างอิงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล บี10 ของวันก่อนหน้า โดยปรับราคาในเวลา 0.00 น. (ตามหลังราคาขายปลีกน้ำมันประมาณ 19 ชั่วโมง) โดยจะนำโครงสร้างราคาขายปลีก NGV เสนอ กพช. ต่อไป (2) มาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะระยะยาว จากเดิมมีมาตรการการช่วยเหลือ โดยให้ไปอยู่ในโครงการบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ พบว่ามีข้อจำกัดหลายประการ จึงได้เปลี่ยนจากการช่วยเหลือผู้ประกอบการเป็นการช่วยเหลือประชาชนที่ใช้พลังงานโดยตรงและครอบคลุมกลุ่มรถโดยสาธารณะ เพื่อให้ราคาค่าโดยสารรถโดยสารสาธารณะสะท้อนกับต้นทุนที่แท้จริง ไม่บิดเบือนราคาต้นทุนค่าโดยสาร ของเชื้อเพลิงแต่ละชนิด ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอปรับปรุงแนวทางการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะใหม่ โดยกำหนดกลุ่มที่ให้การช่วยเหลือเฉพาะกลุ่มรถโดยสารที่ราคาค่าโดยสารอ้างอิงกับราคา NGV เท่านั้น ปัจจุบันมีจำนวน 95,721 คัน ประกอบด้วย รถ ขสมก./รถร่วม ขสมก./รถตู้ร่วม ขสมก./รถสองแถว/รถแท็กซี่/(กรุงเทพฯ/ปริมณฑล สงขลา และพัทยา) โดยแบ่งเป็น 2 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 ช่วงระหว่างวันที่ 1 กรกฎาคมถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ช่วยเหลือส่วนลดฯ เฉพาะกลุ่มรถโดยสารที่มีค่าโดยสารอิงราคา NGV ระยะที่ 2 ตั้งแต่ มกราคม 2564 ลอยตัวราคา NGV รถโดยสารสาธารณะ และช่วยเหลือค่าโดยสารแก่ผู้โดยสารโดยตรง

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบในหลักการกำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) อ้างอิงกับราคาน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ดังนี้

ราคาขายปลีก NGV = X% (ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 + ค่าขนส่ง)

โดยที่

- X คือ ร้อยละ 75

- ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ในเขตกรุงเทพฯ ประกาศโดย PTTOR

- ค่าขนส่ง คือ ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพฯกับภูมิภาค

หมายเหตุ ราคาขายปลีก NGV ไม่รวมภาษีบำรุงท้องถิ่น

ทั้งนี้ มอบสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานร่วมกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พิจารณาทางเลือกในการปรับราคา NGV และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป

2. เห็นชอบให้คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส.และรถแท็กซี่) ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 1 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 - 31 กรกฎาคม 2563) โดยขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม และให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงคมนาคม และ ปตท. หารือร่วมกันเพื่อทบทวนมาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะฯ ในระยะยาวที่เหมาะสมและนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาก่อนวันที่ 31 กรกฎาคม 2563

เรื่องที่ 8 . แนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการกับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 – 2568 ตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เสนอ โดยแบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2560 - 2561 (กรณีต่อสัญญา) และกลุ่มที่ 2 สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 – 2568 (กรณีก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) กำหนดเงื่อนไขให้โครงการ SPP ระบบ Cogeneration ที่ได้รับสิทธิการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ให้ก่อสร้างในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม และจำหน่ายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมหรือสวนอุตสาหกรรมเท่านั้น ต่อมาเมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. มีมติเห็นชอบการปรับปรุงช่วงเวลาการสิ้นสุดอายุสัญญาของ SPP ระบบ Cogeneration กลุ่มต่ออายุสัญญาให้ครอบคลุมปี 2559 - 2561 และเห็นชอบให้กลุ่มที่สิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2559 - 2568 ได้รับการต่ออายุสัญญาหรือก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และให้ กกพ. พิจารณาต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าภายใต้หลักการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2562 กกพ. ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภท Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) โดยกำหนดคุณสมบัติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และวันที่ 24 มกราคม 2562

2. ภายหลังจากการออกประกาศเชิญชวนฯ มี SPP ระบบ Cogeneration ยื่นข้อเสนอกับ กฟผ. จำนวน 17 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 503 เมกะวัตต์ โดย กฟผ. ได้ตรวจสอบคุณสมบัติตามประกาศ กกพ. พบว่ามีผู้ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติ 16 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 477 เมกะวัตต์ โดยมี 1 โครงการ คือ บริษัท โกลว์ เอสพีพี 11 จำกัด ที่ยังอยู่ระหว่างการพิจารณาคุณสมบัติเรื่องที่ตั้งลูกค้าอุตสาหกรรม เนื่องจากโครงการและลูกค้าของบริษัทฯ ตั้งอยู่ในเขตประกอบการอุตสาหกรรมสยามอินดัสเตรียลพาร์ค จังหวัดระยอง จึงทำให้เกิดประเด็นการตีความคุณสมบัติของ “สวนอุตสาหกรรม” ตามประกาศ กกพ. และมติ กพช. ว่ามีเจตนารมณ์หรือหลักการที่จะให้ครอบคลุมถึง “เขตประกอบการอุตสาหกรรม” หรือไม่ และบริษัท โกลว์ เอสพีพี 11 จำกัด ได้ฟ้องคดีต่อศาลปกครองโดยมีประเด็นเกี่ยวกับที่ตั้งของบริษัทฯ ที่ตั้งอยู่ในเขตประกอบการอุตสาหกรรมสยามอีสเทิร์นอินดัสเตรียลพาร์ค จังหวัดระยอง ว่าจะได้รับสิทธิตามมติ กพช. และประกาศ กกพ. หรือไม่ และอยู่ระหว่างการยื่นคำให้การสู้คดี ต่อเมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2563 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึง สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เพื่อแจ้งผลการประชุมของ กกพ. เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2563 และวันที่ 15 เมษายน 2563 โดยที่ประชุมเห็นควรเสนอให้ กพช. พิจารณาทบทวนแนวทางการดำเนินการกับกลุ่ม SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญา (กลุ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) ว่าให้ครอบคลุมพื้นที่เขตอุตสาหกรรมและเขตประกอบการอุตสาหกรรมด้วยหรือไม่ เนื่องจากโครงสร้างกิจการไฟฟ้าในปัจจุบันรัฐมีนโยบายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเท่านั้นที่จะสามารถขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าภายนอกพื้นที่นิคมอุตสาหกรรม ทั้งนี้ บริษัท โกลว์ เอสพีพี 11 จำกัด (บริษัท โกลว์ฯ) แจ้งว่า กกพ. ไม่ได้วินิจฉัยคำอุทธรณ์ของบริษัท โกลว์ฯ ว่ามีคุณสมบัติตามข้อ 5 ของประกาศหรือไม่ เพียงแต่แจ้งให้บริษัทฯ ทราบว่าประกาศฯ ของ กกพ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าให้เป็นไปตามมติ กพช. บริษัทฯ จึงมีความประสงค์ให้ กพช. พิจารณาในประเด็นเจตนารมณ์ของ กพช. ในเรื่องแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 – 2568 และพื้นที่นิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม หรือกลุ่มโรงงานขนาดใหญ่

3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการกับ SPP ระบบ Cogeneration และได้มีมติให้ กกพ. พิจารณาต่ออายุสัญญาโรงไฟฟ้าภายใต้หลักการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 ซึ่งได้มีมติเห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขให้โครงการ SPP ระบบ Cogeneration ที่ได้รับสิทธิก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ให้ดำเนินการก่อสร้างในพื้นที่เดิมหรือพื้นที่ใกล้เคียงนิคมอุตสาหกรรม สวนอุตสาหกรรม และจำหน่ายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมหรือสวนอุตสาหกรรมเท่านั้น ซึ่งต่อมา กกพ. ได้ออกประกาศเชิญชวน รวมถึงได้พิจารณาข้อเสนอจนกระทั่งออกประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติไปจนเสร็จสิ้นแล้ว ในการนี้ การดำเนินการของ กกพ. และ สำนักงาน กกพ. ดังกล่าวจะต้องปฏิบัติอยู่ภายใต้กรอบมติของ กพช. ซึ่งกรณีพิพาทระหว่างผู้ฟ้องคดีและผู้ถูกฟ้องคดี เป็นประเด็นพิพาทที่เกี่ยวข้องกับหน่วยงานหรือองค์กรในฐานะนำนโยบายจาก กพช.สู่การปฏิบัติ มิใช่กรณีการกำหนดนโยบายซึ่งจะเกี่ยวข้องกับ กพช. โดยตรง ดังนั้น จึงเห็นว่าเป็นอำนาจของ กกพ. และสำนักงาน กกพ. ที่จะต้องพิจารณาว่าประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กประเภท Firm ระบบ Cogeneration ที่จะสิ้นสุดอายุสัญญาในปี 2562 - 2568 (ก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่) พ.ศ. 2562 ฉบับลงวันที่ 2 พฤษภาคม 2562 ได้ดำเนินการสอดคล้องกับมติ กพช. หรือไม่ประการใด จึงเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. ไปพิจารณาในประเด็นดังกล่าวและรายงานผลให้ กบง. ทราบต่อไป

มติของที่ประชุม

มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการพิจารณาแนวทางการดำเนินการกับกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration ที่สิ้นสุดอายุสัญญา ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 และนำผลการดำเนินงานมารายงานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อทราบต่อไป

Published in มติกบง.

วันศุกร์, 15 พฤษภาคม 2563 16:09 Written by Super User

กพช. ครั้งที่ 150 วันพฤหัสบดีที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563

eppo s

มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ

ครั้งที่ 1/2563 (ครั้งที่ 150)

วันพฤหัสบดีที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 13.30 น.

1. รายงานการปรับอัตราเงินสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว

2. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2560 - 2561

3. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)

4. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1)

5.ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)

6. ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)

7. แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Charging Station Mapping)

8. การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า

9. โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (ERC Sandbox)>

10. แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

11. การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน

12. ขอปรับปรุงหลักการและรายละเอียด โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

ผู้มาประชุม

นายกรัฐมนตรีพลังงาน ประธานกรรมการ

(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 รายงานการปรับอัตราเงินสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว

สรุปสาระสำคัญ

1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) มีหน้าที่และอำนาจในการกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนน้ำมัน และรายงานผลการดำเนินการต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ

2.ตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 กบน. ได้มีมติให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของน้ำมัน จำนวน 5 ครั้ง เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิง บรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และเพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และเมื่อวันที่ 7 ตุลาคม 2562 กบน. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุนและอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนสำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว และอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนจากกองทุนสำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว ได้ออกประกาศตามหลักเกณฑ์การคำนวณดังกล่าว ทุก 2 สัปดาห์ ตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 ถึงวันที่ 12 มีนาคม 2563 รวมทั้งสิ้น 12 ฉบับ ทั้งนี้ จากผล การดำเนินการ ทำให้ในเดือนมีนาคม 2563 สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ จะมีเงินไหลเข้าเดือนละ 352 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิมีเงิน 36,251 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นกลุ่มน้ำมัน 41,747 ล้านบาท และ กลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 5,496 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบในหลักการให้มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซิน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ไปดำเนินการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซินต่อไป

เรื่องที่ 2. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2560 - 2561

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันอังคารที่ 12 มีนาคม 2562 คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ได้มีมติเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2560 และ 2561 ต่อมารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2562 และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบต่อไป

2. ในปีงบประมาณ 2560 - 2561 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนฯ ตามวัตถุประสงค์และแผนการใช้จ่ายเงินฯ โดยให้ความสำคัญกับทุนการศึกษาและฝึกอบรมแก่หน่วยงานในสังกัดกระทรวงพลังงาน โดยในปี 2560 และ 2561 ได้อนุมัติเงินในวงเงินรวม 21,585,721 และ 20,791,767 บาท ตามลำดับ แบ่งเป็น (1) หมวดการค้นคว้า วิจัย และการศึกษา ปี 2561 จำนวน 1 โครงการ ในวงเงิน 4,000,000 บาท (2) หมวดเงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม อนุมัติทุนการศึกษาและทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ ปี 2560 วงเงิน 11,109,000 บาท ใช้จ่ายไป 6,803,900 บาท และปี 2561 วงเงิน 9,571,210.00 บาท ใช้จ่ายไป 8,980,410 บาท (3) หมวด การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา ปี 2560 จำนวน 11 หลักสูตร/โครงการ วงเงิน 9,996,721 บาท ใช้จ่ายไป 4,503,661 บาท และปี 2561 จำนวน 9 หลักสูตร/โครงการ วงเงิน 6,452,500 บาท ใช้จ่ายไป 6,397,500 บาท และ (4) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ปี 2560 และ 2561 ปีละ 480,000 บาท ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2560 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 431.177 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.546 ล้านบาท ทุนของกองทุนอยู่ที่ 430.630 ล้านบาท และสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2561 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 426.707 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.144 ล้านบาท ทุนของกองทุนอยู่ที่ 426.563 ล้านบาท ผลการดำเนินงานในปี 2560 กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินงาน 7.483 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 10.969 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ รายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 3.486 ล้านบาท ส่วนปี 2561 กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินงาน 7.922 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 11.989 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ รายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 4.067 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ ต่อมากรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำ ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 2561 - 2580 (AEDP2018) เพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทนให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 และได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผน AEDP2018 ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 7 ครั้ง และ เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 พพ. จึงได้ปรับปรุงร่างแผน AEDP2018 ให้สอดคล้องกับ มติ กพช. ดังกล่าว และเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 กระทรวงพลังงาน ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น ต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) จำนวน 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 และเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผน AEDP2018 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

2. เหตุผลในการปรับปรุงแผน AEDP สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยยังคงเป้าหมายรวมไว้เท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย การเพิ่มโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ให้สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 โดยจะเปิดรับซื้อตั้งแต่ปี 2563 - 2567 มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวม 1,933 เมกะวัตต์ ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสำหรับโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมของภาครัฐเดิมให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จากเดิมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบปี 2564 - 2565 ปีละ 60 เมกะวัตต์ เป็น ปี 2565 - 2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ลงจากโครงการโซลาร์ภาคประชาชนที่จากเดิมตั้งเป้าหมายปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นปีละ 50 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปี ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเข้ามาในแผน จำนวน 24 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 69 เมกะวัตต์ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) จาก 363 เมกะวัตต์ เป็น 1,000 เมกะวัตต์ และปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าจากพลังงานลมให้เร็วขึ้น จากรับซื้อปี 2577 เป็นปี 2565 ค่าเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในร่าง AEDP2018 จะกำหนดเป็นกำลังการผลิตตามสัญญา (Contract capacity) ของโรงไฟฟ้าที่จะเกิดขึ้นใหม่ รวมกับกำลังการการผลิตตามสัญญาที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้วในปัจจุบัน ได้แก่ โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าแล้ว โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และโครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว ซึ่งจะทำให้สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ ณ ปี 2580 เป็นร้อยละ 34.23 ซึ่งมากกว่าแผน AEDP2015 ที่ค่าเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนกำหนดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง (Installed capacity) ของโรงไฟฟ้า โดยมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ ณ ปี 2579 เป็นร้อยละ 20.11 (2) ปรับเป้าหมายการผลิตความร้อนจากพลังงานหมุนเวียนบางประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตความร้อนจากเชื้อเพลิงชีวมวลที่เพิ่มขึ้นจากการขยายโรงงานน้ำตาลในช่วงที่ผ่านมาทำให้คาดการณ์ว่าจะมีความต้องการใช้ชีวมวลเพิ่มสูงขึ้น ปรับลดเป้าหมายการผลิตความร้อนจากพลังงานแสงอาทิตย์ลงจาก AEDP2015 ที่ประเมินศักยภาพการติดตั้งระบบน้ำร้อนแสงอาทิตย์ (Solar collector) จากพื้นที่หลังคาอาคาร ซึ่งในปัจจุบันพื้นที่หลังคาอาคารส่วนใหญ่นิยมติดตั้งโซล่าร์เซลล์สำหรับผลิตพลังงานไฟฟ้าแล้วเพราะมีต้นทุนการติดตั้งและการบำรุงรักษาต่ำกว่าระบบน้ำร้อนแสงอาทิตย์ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตความร้อนจากไบโอมีเทนโดยเปลี่ยนกลุ่มเป้าหมายมาเป็นภาคอุตสาหกรรมเพื่อทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติเหลวหรือ LNG เป็นเชื้อเพลิง ในกระบวนการผลิต ส่งผลให้สัดส่วนการผลิตความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้พลังงานความร้อนทั้งประเทศ ณ ปี 2580 เป็นร้อยละ 41.61 ซึ่งมากกว่าแผน AEDP2015 ที่มีสัดส่วนการผลิตความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้พลังงานความร้อนทั้งประเทศ ณ ปี 2579 เป็นร้อยละ 36.67 และ (3) ปรับเป้าหมายการผลิตเชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากพลังงานหมุนเวียน ได้แก่ ปรับลดเป้าหมายการผลิตเอทานอลลงจากการส่งเสริมให้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี20 เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงหลัก โดยปรับลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและลดการชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพซึ่งจะทำให้ปริมาณการใช้แก๊สโซฮอล์ อี85 ลดลง ปรับลดเป้าหมายการผลิตไบโอดีเซลจากการส่งเสริมให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลมาตรฐานของประเทศเพื่อให้สมดุลกับปริมาณผลผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์ม และลดการชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพซึ่งจะทำให้ปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ลดลง และปรับลดเป้าหมายการผลิตไบโอมีเทนอัดลงจากการคาดการณ์การใช้ก๊าซธรรมชาติ ในยานยนต์ที่มีแนวโน้มลดลง ส่งผลให้ สัดส่วนการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพต่อความต้องการใช้เชื้อเพลิงในภาคขนส่ง ณ ปี 2580 เป็นร้อยละ 9.99 ซึ่งน้อยกว่าแผน AEDP2015 ที่มีสัดส่วนการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพต่อความต้องการใช้เชื้อเพลิงในภาคขนส่ง ณ ปี 2579 เป็นร้อยละ 25.04

3. สรุปร่าง AEDP2018 เพื่อรักษาเป้าหมายรวมในการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (ไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ) ต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายที่ร้อยละ 30 ตามแผน AEDP2015 โดยปรับกรอบระยะเวลาให้สอดคล้องกับแผนยุทธศาสตร์ชาติระยะ 20 ปี (พ.ศ. 2561 – 2580) สรุปได้ดังนี้ (1) เป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 10 ประเภทเชื้อเพลิง กำลังการผลิตติดตั้งรวม 18,696 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้ 52,894 ล้านหน่วย ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ 9,290 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์ลอยน้ำ 2,725 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,500 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,485 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 183 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) 1,000 เมกะวัตต์ ขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ ขยะอุตสาหกรรม 44 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 69 เมกะวัตต์ สัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.55 (2) เป้าหมายการผลิตพลังงานความร้อนจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง พลังงานความร้อนที่ต้องการ 64,657 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ ชีวมวล 23,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ก๊าซชีวภาพ 1,283 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ขยะ 495 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ พลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ 100 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และไบโอมีเทน 2,023 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ สัดส่วนความร้อนจากพลังงานทดแทน ต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 19.15 (3) เป้าหมายการผลิตเชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง ความต้องการเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง 40,890 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล 7.5 ล้านลิตรต่อวัน (1,396 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) ไบโอดีเซล 8.00 ล้านลิตรต่อวัน (2,517 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และน้ำมันไพโรไลซิส 0.53 ล้านลิตรต่อวัน (171 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) สัดส่วนเชื้อเพลิงชีวภาพต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.22 และ (4) เปรียบเทียบเป้าหมายสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของแผน AEDP2015 และ AEDP2018 อยู่ที่ร้อยละ 30.07 และ 30.18 ตามลำดับ แบ่งเป็น พลังงานไฟฟ้าอยู่ที่ร้อยละ 4.27 และ ร้อยละ 5.75 ตามลำดับ พลังงานความร้อนอยู่ที่ร้อยละ 19.15 และร้อยละ 21.20 ตามลำดับ และการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพอยู่ที่ร้อยละ 6.65 และร้อยละ 3.22 ตามลำดับ

มติของที่ประชุม

เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (Alternative Energy Development Plan 2018 : AEDP2018) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ

เรื่องที่ 4 ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ สรุปได้ ดังนี้ (1) มีการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ โดยในปี 2580 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้ารวม 77,211 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ 56,431 เมกะวัตต์ (2) ระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า มีความมั่นคงรายพื้นที่ สร้างสมดุลระบบไฟฟ้าตามรายภูมิภาค (3) ปลายแผนมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลร้อยละ 65 ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติร้อยละ 53 ถ่านหินและลิกไนต์ร้อยละ 12 การผลิตไฟฟ้าที่ไม่ได้มาจากเชื้อเพลิงฟอสซิล มีสัดส่วนร้อยละ 35 ประกอบด้วย พลังน้ำต่างประเทศ ร้อยละ 9 พลังงานหมุนเวียนร้อยละ 20 และการอนุรักษ์พลังงานร้อยละ 6 (4) ในการจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักประเภทฟอสซิลใหม่ ได้คำนึงถึงการลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินลงจากแผน PDP ฉบับเดิม (PDP2015) เพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ให้สอดคล้องกับข้อตกลงของ COP21 และลดความขัดแย้งของประชาชนในพื้นที่ โดยการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งปัจจุบันมีราคาลดลงมาก เพื่อทำให้ราคาค่าไฟฟ้าของประเทศอยู่ในระดับเหมาะสมสามารถแข่งขันได้ (5) มีโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปี รวม 1,000 เมกะวัตต์ โดยจะเริ่มดำเนินโครงการตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป และ (6) ให้ทบทวนแผน PDP ใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบ ต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ และให้ศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาครวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) ต่อไป

2.เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi - Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา และ (4) เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. พิจารณาลงนามต่อไป ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากได้รับการแต่งตั้งแล้วเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2563

3.กระทรวงพลังงาน ได้ทบทวนและปรับปรุง PDP2018 โดยปรับเป้าหมายและแผนการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 รวมถึงปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้เหมาะสมมากขึ้น โดยเมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียต่อร่างแผนดังกล่าว และให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 สนพ. ได้จัดรับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ฉบับใหม่ 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกพ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561– 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ณ กรุงเทพมหานคร โดยมีผู้เข้าร่วมสัมมนารวมทั้งสิ้น 457 คน และเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

4.ร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยยังคงเป้าหมายรวมไว้เท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ (2) เพิ่มโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากให้สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ประกอบไปด้วย โรงไฟฟ้าที่ผลิตด้วยเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน รวมทั้งพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) กับชีวมวล และหรือ ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสียและ/หรือ ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน โดยจะเปิดรับซื้อตั้งแต่ปี 2563 - 2567 มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวม 1,933 เมกะวัตต์ (3) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสำหรับโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมของภาครัฐเดิมให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จากเดิมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบปี 2564 – 2565 ปีละ 60 เมกะวัตต์ เป็นปี 2565 – 2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ (4) ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ลง (5) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เข้ามาในแผน จำนวน 24 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 69 เมกะวัตต์ (6) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) (7) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าจากพลังงานลมให้เร็วขึ้น จากเดิมเริ่มรับซื้อปี 2577 เป็นปี 2565 และมีการปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้มีความเหมาะสมมากขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) กำลังผลิต ตามสัญญารวม 540 เมกะวัตต์ เปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเดือนพฤศจิกายน 2570 เพิ่มความมั่นคงในระบบไฟฟ้าของพื้นที่ภาคเหนือตอนบน ด้วยการยืดอายุโรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 9 กำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา 270 เมกะวัตต์ ออกไปอีก 3 ปี จากกำหนดเดิมปลดปี 2565 เลื่อนกำหนดปลดเป็นปี 2568 ลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศด้วยการยืดอายุโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนต่ำ ได้แก่ โรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 12-13 ซึ่งเดิมมีกำหนดปลดในปี 2568 เลื่อนออกไปอีก 1 ปี เป็นปลดในปี 2569

5.เปรียบเทียบ PDP2018 กับ PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ในช่วงปี 2561 - 2580 คงเดิม (2) ภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2561 - 2580 คงเดิมที่ 77,211 เมกะวัตต์ (3) สรุปกำลังผลิตโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี พ.ศ. 2561 - 2580 แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า เฉพาะที่เปลี่ยนแปลง ได้แก่ โรงไฟฟ้าความร้อนร่วมเพิ่มขึ้นจาก 13,156 เป็น 15,096 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าถ่านหิน/ลิกไนต์ ลดลงจาก 1,740 เป็น 1,200เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าใหม่/ทดแทนลดลงจาก 8,300 เป็น 6,900 เมกะวัตต์ (4) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ ตามแผน AEDP ในช่วงปี 2561 – 2580 ภาพรวมคงเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมภาครัฐ (โรงไฟฟ้าขยะชุมชน โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ และโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก) เพิ่มขึ้นจาก 520 เป็น 2,453 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าตามแผน AEDP ใหม่ (แสงอาทิตย์ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ แสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำ+พลังน้ำ ลม ขยะอุตสาหกรรม และพลังน้ำขนาดเล็กของ กฟผ.) ลดลงจาก 18,176 เป็น 16,243 เมกะวัตต์ (5) สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง เฉพาะที่เปลี่ยนแปลงไป ได้แก่ เชื้อเพลิงถ่านหินและลิกไนต์ลดลงจากร้อยละ 12 เป็นร้อยละ 11 และพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจากร้อยละ 20 เป็นร้อยละ 21 (6) การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ปี 2580 ลดลงจาก 0.283 เป็น 0.271 กิโลกรัมคาร์บอนไดออกไซด์ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง หรือลดลงจาก 103,845 เป็น 99,712 พันตัน และ (7) ประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีกปี 2580 เพิ่มขึ้นจาก 3.61 เป็น 3.72 บาทต่อหน่วย

6.ความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานต่อร่าง PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) การปรับแผนการจัดหาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนไม่กระทบต่อความมั่นคง (2) การปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากจำนวน 1,933 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2563 - 2567 จะมีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยรวมอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ ดังนั้น การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนควรพิจารณาด้านปริมาณ ราคา และระยะเวลาที่เหมาะสม (3) ควรมีการพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศให้เท่าทันและสอดคล้องกับเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่มีการปรับเปลี่ยนไป รวมทั้งการปฏิบัติตามมาตรการทางการค้าด้านสิ่งแวดล้อมที่เข้มข้นขึ้นของประเทศคู่ค้าด้วย

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (Power Development Plan 2018 Revision 1 : PDP 2018 Rev.1) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ

2. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ในปริมาณ 700 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานทำการประเมินผลการดำเนินงาน ในเรื่องของผลประโยชน์ต่อเศรษฐกิจฐานราก และความยั่งยืนของโครงการฯ ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบด้วย

เรื่องที่ 5 ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP2015) ที่กำหนดเป้าหมายจะลดความเข้มของการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมภายในประเทศ (GDP) ในปี 2579 ร้อยละ 30 เมื่อเทียบกับปี 2553 ต่อมาเมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) ซึ่งมีการกำหนดเป้าหมายกำลังการผลิตไฟฟ้าจากมาตรการอนุรักษ์พลังงาน 4,000 เมกะวัตต์ และการประชุมหารือแนวทางการจัดทำแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) เมื่อวันที่ 29 มกราคม 2562 มีมติให้ปรับปรุงแผน TIEB ได้แก่ (1) แผนอนุรักษ์พลังงาน (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (3) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และ (4) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องตามแผน PDP2018

2. แนวทางการจัดทำร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) มีดังนี้ (1) ปรับสมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต กำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 1-2 ปี ระยะกลาง 10 ปี และระยะยาว 20 ปี ปรับสมมุติฐาน GDP อัตราการเพิ่มของประชากร และค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 รวมทั้งรักษาระดับเป้าหมายโดยการลด EI ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 โดยมีเป้าหมายในการลดการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ให้ได้ทั้งสิ้น 49,064 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (2) ทบทวนกรอบการอนุรักษ์พลังงาน แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 คือ ลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ ณ ปี พ.ศ. 2580 จากระดับ 181,238 ktoe ในกรณีปกติ (Business as usual: BAU) ลดลงไปอยู่ที่ระดับ 126,867 ktoe หรือคิดเป็นเป้าหมายผลการประหยัดพลังงานเท่ากับ 54,371 ktoe ผลการดำเนินงานในช่วงปี พ.ศ. 2554 - 2560 คิดเป็นพลังงานที่ประหยัดได้สะสมประมาณ 5,307 ktoe และสามารถลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงได้ร้อยละ 7.63 ทั้งนี้ เพื่อให้บรรลุเป้าหมายการลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 จึงจะต้องมีเป้าหมายลดการใช้พลังงานจากมาตรการอนุรักษ์พลังงานต่างๆ ในช่วงปี พ.ศ. 2561 – 2580 อีกประมาณ 49,064 ktoe โดยแบ่งการดำเนินการเป็น 3 กลยุทธ์ 5 กลุ่มเป้าหมาย และเป้าหมายลด Peak 4,000 เมกะวัตต์ ซึ่งถูกกำหนดเป็นเป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) (3) ปรับกลยุทธ์การขับเคลื่อนแผนฯ โดยมุ่งเน้นไปที่เป้าหมาย 5 สาขาเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม ธุรกิจการค้า บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และขนส่ง แบ่งเป็น 3 กลยุทธ์ คือ กลยุทธ์ภาคบังคับ มีการกำกับดูแลให้ผู้ใช้พลังงานรายใหญ่ในภาคส่วนต่างๆ ต้องมีการใช้พลังงานเป็นไปตาม มาตรฐาน มาตรการ/วิธีการที่กำหนดขึ้นอย่างเหมาะสม กลยุทธ์ภาคส่งเสริม มีมาตรการสนับสนุนทางด้านการเงิน เพื่อเร่งรัดให้มีการตัดสินใจลงทุนเปลี่ยนอุปกรณ์ หรือดำเนินมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงาน การส่งเสริมการนำเทคโนโลยีและนวัตกรรมต่างๆ เข้ามาประยุกต์ใช้เพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน โดยกลยุทธ์ภาคส่งเสริมจะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 62 คิดเป็นไฟฟ้า 8,862 ktoe คิดเป็นความร้อน 21,786 ktoe และกลยุทธ์ภาคสนับสนุน ช่วยเสริมกลยุทธ์ภาคบังคับและกลยุทธ์ภาคส่งเสริมให้เกิดผลประหยัดด้านพลังงาน

3. ผลที่คาดว่าจะได้รับจาก EEP2018 หากดำเนินการได้ตามเป้าหมายคาดว่าจะก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานของประเทศในช่วงปี พ.ศ. 2561 – 2580 รวม 54,371 ktoe คิดเป็นมูลค่าเงินที่จะประหยัดได้ราว 815,571 ล้านบาท ช่วยลดภาระในการจัดหาโรงไฟฟ้าได้ประมาณ 4,000 เมกะวัตต์ และยังทำให้เกิดการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ได้ประมาณ 170 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (Mt-CO2) ทั้งนี้ ภายหลังจัดทำร่างแผน EEP2018 พพ. ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผนฯ ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 4 ครั้ง ในกรุงเทพมหานคร เชียงใหม่ ขอนแก่น และสุราษฎร์ธานี และต่อมาเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561–2580 (Energy Efficiency Plan 2018 : EEP2018) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ

เรื่องที่ 6 ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ต่อมากระทรวงพลังงานได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ โดย กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบ Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ซึ่งได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2562 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 เนื่องจาก Gas Plan 2015 เป็นการวางแผนโดยบูรณาการตาม PDP2015 ประกอบกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ที่เกิดขึ้นจริงในปี 2561 และ 2562 ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ รวมถึงการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่องภายหลังการประมูลสัมปทานในระบบแบ่งปันผลผลิต (PSC) ส่งผลให้สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยได้อย่างต่อเนื่องอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

2. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง ได้ร่วมกันทบทวน Gas Plan 2015 และจัดทำร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 -2580 (Gas Plan 2018) โดยบูรณาการให้สอดคล้องกับ PDP2018 และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ได้รับทราบแนวทางการจัดทำ Gas Plan 2018 และให้ สนพ. นำไปรับฟังความคิดเห็นกับผู้ที่มีส่วนเกี่ยวข้องและนำเสนอ กบง. ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 กระทรวงพลังงานได้จัดรับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ฉบับใหม่ ซึ่งประกอบด้วย แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 rev.1) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) รวมทั้ง แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) และแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) ซึ่งทั้ง 4 แผนดังกล่าว ได้ผ่านความเห็นชอบจาก กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563

3. การจัดทำ Gas Plan 2018 สรุปได้ดังนี้ (1) กรอบแนวคิดและเป้าหมายของ Gas Plan 2018 ได้แก่ ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เพื่อลดปัญหามลพิษทางอากาศ เร่งรัดการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปิโตรเลียมภายในประเทศ พื้นที่พัฒนาร่วมและพื้นที่ทับซ้อน พัฒนาและใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานอย่างมีประสิทธิภาพ และส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) สมมติฐานความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ ภาคการผลิตไฟฟ้า ประมาณการตาม PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ใช้ก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซ (ใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับผลิต LPG และปิโตรเคมี) ประมาณการตามปริมาณ ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ภาคอุตสาหกรรม ประมาณการตามการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) ซึ่งการคาดการณ์ GDP ปี 2561 - 2580 ขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 3.8 ต่อปี และคำนึงถึงแผนการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ภาคขนส่งประมาณการตามแนวโน้มจำนวนรถ NGV (3) ประมาณการความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี คาดว่าในปี 2580 จะอยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แบ่งเป็นการผลิตไฟฟ้าร้อยละ 67 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 21 โรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 11 และภาคขนส่งร้อยละ 1 (4) ประมาณการการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติในประเทศ (อ่าวไทยและพื้นที่บนบก) ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมา LNG สัญญาปัจจุบัน และก๊าซธรรมชาติหรือ LNG ที่ต้องจัดหาเพิ่ม โดยตั้งแต่ปี 2563 จำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติหรือ LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ และจากการคาดการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติในอนาคตมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากประมาณ 4,676 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2561 เป็นประมาณ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 โดยการผลิตจากแหล่งภายในประเทศมีแนวโน้มลดลงอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 การจัดหา LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ พบว่าในปี 2580 ความต้องการ LNG ทั้งหมดอยู่ที่ประมาณ 26 ล้านตันต่อปี (โครงข่ายท่อบนบกประมาณ 22 ล้านตันต่อปี และภาคใต้ประมาณ 4 ล้านตันต่อปี) โดยการจัดหาเพื่อรองรับความต้องการในภาคใต้ ประกอบด้วย การจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ ตามแผน PDP2018 rev.1 มีความจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติในรูปแบบ LNG ประมาณ 1.5 - 3.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2570 และการจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ซึ่งปัจจุบันจัดหาจากแหล่ง JDA โดยจะเร่งรัดการเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA เพิ่มเติม หรือจัดหาในรูปแบบ LNG ประมาณ 0.7 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2572 (5) แผนโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติ ปัจจุบันมีท่าเรือและ LNG Terminal ที่รองรับการนำเข้า LNG ได้ 11.5 ล้านตันต่อปี ขณะที่การใช้งานตามสัญญาสูงสุดของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีเพียง 5.2 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ หากรวมโครงการ LNG Terminal ที่ได้รับอนุมัติแล้ว ได้แก่ โครงการ LNG Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง (บ้านหนองแฟบ) [T-2] ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 มาบตาพุดระยะที่ 3 (EEC) จังหวัดระยอง 10.8 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2570 ดังนั้น ในปี 2570 จะมี LNG Terminal ที่สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้ปริมาณรวมทั้งสิ้น 34.8 ล้านตันต่อปี และสามารถขยายเพื่อรองรับ LNG ได้ถึง 47.5 ล้านตันต่อปี LNG Terminal ส่วนที่เหลือจากความต้องการใช้ในประเทศ ต้องมีมาตรการส่งเสริมให้เกิดการใช้งานอย่างเต็มศักยภาพต่อไป อาทิ มาตรการส่งเสริมให้ประเทศไทยเป็น LNG Regional Hub

4. แนวโน้มความต้องการโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ภาคใต้ มีดังนี้ (1) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 ซึ่งจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยนำเข้า LNG เนื่องจากนโยบายในการส่งเสริมให้ส่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยขึ้นไปยัง โรงแยกก๊าซที่จังหวัดระยองทั้งหมดเพื่อเพิ่มมูลค่า ส่งผลให้จำเป็นต้องมีการก่อสร้าง LNG Terminal ขนาด 5 ล้านตันต่อปี และท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก LNG Terminal ถึงโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2569 เพื่อรองรับความต้องการใช้ในโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีที่จะเข้าระบบในปี 2570 (2) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ในกรณีที่ไม่สามารถเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA ได้ อาจมีความจำเป็นต้องก่อสร้าง FSRU ขนาด 2 ล้านตันต่อปี ในพื้นที่เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2571 ส่วนความต้องการโครงสร้างพื้นฐานในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ จากการพิจารณาแนวโน้มความต้องการใช้ เปรียบเทียบกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในภูมิภาค (แหล่งสินภูฮ่อมและแหล่งน้ำพอง) พบว่าการจัดหาจะเพียงพอกับความต้องการใช้ถึงปี 2572 โดยต้องเตรียมการสำรวจและผลิตหรือจัดหาเพิ่มเติมผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติใหม่จาก จังหวัดนครราชสีมาไปโรงไฟฟ้าน้ำพองและโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 โดยก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในปี 2572 เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือที่จะเข้าระบบในปี 2573

5. เปรียบเทียบ Gas Plan 2015 และ (ร่าง) Gas Plan 2018 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติภาพรวม อยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี สูงกว่า Gas Plan 2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 5,062 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2579 โดยเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.1 ต่อปี นอกจากนี้ ในส่วนของการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับความต้องการใช้จากเดิมคาดว่าจะมีความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นสูง ปัจจุบันสถานการณ์เปลี่ยนแปลงไป โดยก๊าซธรรมชาติในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่อง (ภายหลังจากการประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกชและเอราวัณในรูปแบบการแบ่งปันผลผลิต (PSC)) ส่งผลให้ความต้องการ LNG ในส่วนที่ต้องจัดหาเพิ่มตาม (ร่าง) Gas Plan 2018 อยู่ที่ระดับ 26 ล้านตันต่อปี ในปี 2580 น้อยกว่าใน Gas Plan 2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 34 ล้านตันต่อปี ในปี 2579 ทั้งนี้ ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจาก Gas Plan 2018 ได้แก่ (1) สร้างความมั่นคงจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าให้มีเสถียรภาพและทำให้ประชาชนมีไฟฟ้าใช้อย่างทั่วถึง ชุมชนมีโอกาสในการใช้วัตถุดิบเหลือใช้ทางการเกษตรผลิตเป็นไบโอมีเทนอัดมาใช้ทดแทนการนำเข้า LNG (2) สร้างความมั่งคั่ง มีการขยายตัวของอุตสาหกรรมในแนวท่อซึ่งจะเสริมสร้างเศรษฐกิจในพื้นที่ อุตสาหกรรมปิโตรเคมีช่วยเพิ่มมูลค่าของก๊าซธรรมชาติ การเกิด LNG Regional Hub มีประโยชน์ต่อเศรษฐกิจของประเทศ คิดเป็นมูลค่าประมาณ 165 พันล้านบาทใน 10 ปี และเกิดการจ้างงาน 16,000 คนต่อปี การใช้โครงสร้างพื้นฐานอย่างเต็มศักยภาพจะส่งผลให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติลดลง ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง และ (3) สร้างความยั่งยืน จากการลดการปล่อยมลพิษจากการผลิตไฟฟ้า มีการบริหารจัดการเปลี่ยนของเสียให้เป็นพลังงาน (Waste to Energy)

6. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ มีมติเห็นชอบร่าง Gas Plan 2018 โดยมีความเห็นว่าควรเพิ่มเติมแผนโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติใน Gas Plan และ ควรวางแผนบริหารจัดการการใช้งานโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติในส่วนของ LNG Terminal ที่มีปริมาณค่อนข้างสูงเพื่อให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด ส่วนการรับฟังความเห็น เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 สรุปได้ดังนี้ คือ (1) LNG Terminal มีค่อนข้างสูงกว่าความต้องการ โดยเฉพาะโครงการมาบตาพุดระยะ 3 ควรคำนึงถึงการใช้ให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด และขอให้ทบทวนโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] โดยอาจมีทางเลือกอื่น เช่น การสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้าบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ซึ่งมีค่าใช้จ่ายในการลงทุนต่ำกว่า (2) ควรคำนึงถึงปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่มีศักยภาพสามารถเพิ่มระดับการผลิตได้อีก 200 – 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ (3) ควรมีการกำกับดูแลเกี่ยวกับการนำก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยไปใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบร่าง Gas Plan 2018 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป รวมทั้งมอบหมายให้ สนพ. จัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเกิดประสิทธิภาพสูงสุด

มติของที่ประชุม

เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเกิดประสิทธิภาพสูงสุด และนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 7 แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Charging Station Mapping)

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ซึ่งได้มีการบรรจุมาตรการการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าเป็นมาตรการหนึ่งของการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยตั้งเป้าหมายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าภายในปี 2579 รวมทั้งสิ้น 1.2 ล้านคัน และจากปัญหามลพิษฝุ่นละอองขนาดเล็กสูงเกินกว่าค่ามาตรฐานในพื้นที่กรุงเทพมหานครและปริมณฑลตั้งแต่ช่วงปลายปี 2561 คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2562 ให้การแก้ไขปัญหามลภาวะด้านฝุ่นละอองเป็นวาระแห่งชาติ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติได้มีมติเห็นชอบแผนปฏิบัติการขับเคลื่อนวาระแห่งชาติ เรื่อง การแก้ไขปัญหามลพิษด้านฝุ่นละออง โดยมีมาตรการด้านพลังงานที่เกี่ยวข้องคือ การใช้มาตรการจูงใจเพื่อสนับสนุนส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่จะต้องมีแนวทางการดำเนินการภายในปี 2562 - 2564 โดยในส่วนของกระทรวงพลังงานจะมีการกำหนดกรอบแนวทางการสนับสนุนสถานีอัดประจุไฟฟ้า การทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมเปลี่ยนผ่านไปสู่การส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า

2. ข้อมูลการจดทะเบียนยานยนต์ไฟฟ้าของกรมการขนส่งทางบก ปี 2562 พบว่าการจดทะเบียนของยานยนต์ไฟฟ้าในช่วง 5 ปี ที่ผ่านมาเพิ่มขึ้นจาก 9,585 คัน ในปี 2557 เป็น 20,484 คันในปี 2561 และเพิ่มเป็นจำนวน 32,127 คัน ในปี 2562 โดยในจำนวนนี้รวมยานยนต์ไฟฟ้าที่เป็นรถจักรยานยนต์ส่วนบุคคล รถยนต์นั่งส่วนบุคคลไม่เกิน 7 คน และรถโดยสาร ทั้งนี้ ในการจดทะเบียนของกรมการขนส่งทางบกได้รวมรถไฟฟ้าประเภทไฮบริด (PHEV) และรถยนต์ไฮบริดทั่วไป (HEV) จึงทำให้ไม่สามารถอ้างอิงจำนวนรถ PHEV จากข้อมูลการจดทะเบียนได้ (เฉพาะรถประเภท PHEV และ BEV เท่านั้นที่สามารถอัดประจุไฟฟ้าจากโครงข่ายไฟฟ้าได้) จากข้อมูลของสมาคมยานยนต์ไฟฟ้าไทย (EVAT) ปัจจุบันมีจำนวนสถานีอัดประจุไฟฟ้าที่เป็นการดำเนินงานของทั้งภาครัฐและเอกชนรวมกัน จำนวน 520 แห่งทั่วประเทศ มีจำนวนหัวจ่ายรวม 805 หัวจ่าย แยกเป็นประเภทหัวจ่ายแบบธรรมดา (Normal Charge) จำนวน 736 หัวจ่าย และหัวจ่ายแบบเร่งด่วน (Quick Charge) จำนวน 69 หัวจ่าย การกระจายตัวของสถานีอัดประจุไฟฟ้าพบว่ายังคงกระจุกตัวอยู่ในบริเวณพื้นที่ภาคกลาง โดยเฉพาะกรุงเทพมหานคร และอยู่ในพื้นที่ชุมชนเมืองเป็นส่วนใหญ่ ยังขาดการกระจายตัวในถนนสายหลักระหว่างเมืองที่ต้องรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่เดินทางมาจากเมืองอื่น ตลอดจนผู้ใช้ยานยนต์ที่มาพักผ่อนเพื่อเดินทางต่อไปยังจุดหมายปลายทางอื่น

3. แนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า ประกอบด้วย

3.1 วัตถุประสงค์ (1) เพื่อการแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม/เพิ่มทางเลือกในการใช้พลังงาน/ลดการพึ่งพาน้ำมันเชื้อเพลิงที่จะต้องนำเข้าจากต่างประเทศ/เพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน (2) เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าในพื้นที่อย่างทั่วถึง อันเป็นการอำนวยความสะดวกแก่ผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (3) เพื่อสร้างแรงกระตุ้นให้ผู้บริโภคหันมาใช้ยานยนต์ไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้น (4) เพื่อสร้างการมีส่วนร่วมกับภาคธุรกิจการให้บริการ อาทิ โรงแรม ห้างสรรพสินค้า อาคารธุรกิจอื่นๆ ในการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า

3.2 กรอบแนวทางการดำเนินงาน (1) พื้นที่เป้าหมาย ได้แก่ พื้นที่ชุมชน ส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าทั้งในสถานีบริการน้ำมันห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน โดยเฉพาะในพื้นที่ของสถานีบริการน้ำมัน ซึ่งมีการลงทุนพัฒนาสิ่งอำนวยความสะดวกอยู่แล้ว การติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าบนถนนสายหลักระหว่างเมืองเพื่อรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่อาศัยอยู่ในพื้นที่นั้นหรือรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่เดินทางมาจากเมืองอื่น (2) ประเภทของสถานีอัดประจุ แบ่งเป็น สถานีอัดประจุไฟฟ้ากระแสตรงแบบเร่งด่วน (Quick Charge) ในเขตชุมชนเมืองชั้นในระหว่างเส้นทางหลวงสายหลักของประเทศไทย และสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบปกติ (Normal Charge) ในห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน ที่มีศักยภาพและความพร้อม (3) งบประมาณสนับสนุน เปิดให้มีการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในการสนับสนุนการลงทุนเพื่อติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า (4) ขั้นตอนการดำเนินงาน โดยจัดทำรายละเอียดหลักเกณฑ์และแนวทางในการสนับสนุนการลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า กำหนดคุณสมบัติของผู้มีสิทธิ์ขอรับการสนับสนุน โดยแนวทางในการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าจะพิจารณาจากปัจจัยต่างๆ เช่น ความหนาแน่นของประชากร ความหนาแน่นของการจราจร/การเดินทาง ระยะทางระหว่างกริดแรงดันไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ประโยชน์ของพื้นที่ (Land use) จากนั้นดำเนินการประกาศรับสมัครหน่วยงานภาครัฐและเอกชน ที่มีคุณสมบัติตามหลักเกณฑ์ แนวทางฯ เพื่อขอรับการสนับสนุนเงินลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า และเริ่มดำเนินการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามขั้นตอนที่กำหนดในแผนงาน (5) วิธีการดำเนินงาน มอบสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นหน่วยงานหลักในการบริหารงานส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า โดยจัดทำข้อเสนอโครงการส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า เพื่อขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยร่วมกับกรมธุรกิจพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง3 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เพื่อดำเนินการกำหนดพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping) ให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าโดยให้มีระยะห่างของแต่ละ สถานีภายในรัศมีไม่เกิน 50 - 70 กิโลเมตร และจัดทำแนวทางการกำกับดูแลความปลอดภัยของการติดตั้งสถานอัดประจุไฟฟ้าในสถานีบริการน้ำมัน และพื้นที่อื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งประสานความร่วมมือระหว่างหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องให้เกิดการดำเนินงานอย่างพร้อมเพรียงและเป็นไปในทิศทางเดียวกัน นอกจากนี้มอบสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณากำหนดแนวทางในการจัดสรรเงินสนับสนุนการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งมอบการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (กฟผ./กฟภ./กฟน.) พิจารณาเตรียมความพร้อมการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับและเชื่อมต่อกับสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในอนาคต

4. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามวิธีการดำเนินงาน และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบแนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 8 การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

2.การดำเนินงานของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน มีดังนี้ (1) การศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ศึกษาต้นทุนค่าไฟฟ้า เทียบกับต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการของระบบขนส่งสาธารณะทางราง พบว่าเป็นสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 4 นอกจากนั้นพบว่า ค่าไฟฟ้าของระบบขนส่งสาธารณะทางรางอยู่ในระดับที่ใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดใหญ่ (2) การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า สำนักงาน กกพ. ได้ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและแนวทางการจัดการระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย โดยอ้างอิงกรณีศึกษาจากต่างประเทศ ซึ่งพบว่ามีมาตรการจูงใจทางด้านภาษี (Tax Incentive) ในการนำเข้ารถยนต์ และอุปกรณ์ต่างๆ รวมถึงการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้าที่ไม่มีการคิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) เพื่อเป็นการส่งเสริมอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้า

3.เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 กกพ. ได้พิจารณาข้อเสนอแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีฯ เพื่อใช้เป็นอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป โดยมีข้อเสนอ 2 แนวทาง ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) ซึ่งมีอัตราค่าไฟฟ้าในช่วงเวลา Peak เท่ากับ 5.7982 บาทต่อหน่วย และช่วงเวลา Off Peak เท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ กำหนดขนาดกำลังติดตั้งของสถานีอัดประจุไฟฟ้าสูงสุดต้องไม่เกินขนาดหม้อแปลง 250 kVA (2) อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือเท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ การใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง (Low Priority) เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ ต่อมาเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า ตามแนวทางที่ 2 โดยให้ใช้เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

1. รับทราบรายงานการศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ และศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า

2. เห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือ เท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยอัตราดังกล่าวต้องใช้กับเงื่อนไขการบริหารจัดการแบบ Low Priority หรือการใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ และใช้เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่

เรื่องที่ 9 โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (ERC Sandbox)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้เสนอแนวทางดำเนินการปฏิรูปด้านพลังงานไฟฟ้า ในประเด็นที่ 5 เรื่องการส่งเสริมกิจการไฟฟ้าเพื่อเพิ่มการแข่งขัน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จึงดำเนินโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการ ด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox: ERC Sandbox) เพื่อพัฒนาและทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงานในพื้นที่ที่กำกับดูแลเป็นการเฉพาะ โดยอาจ ผ่อนปรนหลักเกณฑ์การกำกับดูแลบางประการที่มีอยู่เดิมตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 จนกว่าจะพร้อมเข้าสู่ขั้นตอนเพื่อใช้งานในวงกว้าง โดยประโยชน์จากการดำเนินโครงการฯ (1) การพัฒนารูปแบบธุรกิจการให้บริการทางด้านพลังงานแบบใหม่ ที่จะนำไปสู่การเพิ่มทางเลือกและช่องทางการเข้าถึงบริการด้านพลังงาน ช่วยลดมลพิษจากการผลิตไฟฟ้าในอนาคต (2) ได้ข้อมูลการซื้อขายไฟฟ้า ที่เกิดขึ้นภายในโครงการ ซึ่งจะเป็นประโยชน์ต่อการกำหนดหลักเกณฑ์และวิเคราะห์การกำหนดค่าธรรมเนียมการใช้โครงข่ายของบุคคลที่สาม (Third Party Access and Wheeling Charge) การคิดค่า Backup หรือ การกำหนด Ancillary Service ที่เหมาะสม (3) ได้ข้อมูลผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าจากการให้บริการพลังงานรูปแบบใหม่ ทั้งนี้ ผู้มีสิทธิ์เข้าร่วมโครงการฯ เป็นหน่วยงานของรัฐหรือ นิติบุคคลที่จดทะเบียนในประเทศไทย หรือสถาบันการศึกษา ที่ประสงค์จะเสนอผลิตภัณฑ์ที่เป็นนวัตกรรมทางด้านพลังงานที่ไม่เคยมีหรือไม่เหมือน กับที่มีอยู่แล้วในประเทศไทย หรือนำเทคโนโลยีใหม่มาใช้เพิ่มประสิทธิภาพ และต้องการนำนวัตกรรมนี้ มาเสนอ ให้ใช้ในวงกว้างหลังผ่านการทดสอบใน ERC Sandbox แล้ว

2.กิจกรรมและนวัตกรรมที่ดำเนินการทดสอบภายใต้โครงการฯ ประกอบด้วย (1) Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading โดย Peer-to-Peer Energy Trading คือ นวัตกรรมการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ผลิต (Producer) และผู้ใช้ไฟฟ้า (Consumer) มีการกำหนดราคาและปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ซื้อขายชัดเจน และมีกำหนดการส่งมอบพลังงานไฟฟ้าที่ชัดเจนล่วงหน้า (2) Micro grid คือ นวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานในพื้นที่เล็ก ๆ แบบครบวงจรประกอบด้วยระบบผลิตพลังงาน ระบบกักเก็บพลังงาน และระบบบริหารจัดการพลังงาน (3) Battery Storage คือ นวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า โดยการอัดประจุไฟฟ้า กักเก็บใน Energy Storage และจ่ายประจุไฟฟ้าเพื่อใช้ในงานในช่วงเวลาอื่นที่ต้องการ (4) โครงสร้างอัตราค่าบริการใหม่ คือ นวัตกรรมการเสนออัตราค่าบริการรูปแบบใหม่ที่ยังไม่มีในปัจจุบัน หรือการศึกษาเพื่อเสนอให้มีการทบทวนอัตราที่มีอยู่เดิมให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น (5) รูปแบบธุรกิจใหม่ คือ นวัตกรรมการศึกษารูปธุรกิจใหม่ ๆ ในอุตสาหกรรมพลังงาน (6) ก๊าซธรรมชาติ คือ นวัตกรรมรูปแบบธุรกิจการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติแบบใหม่ (7) นวัตกรรมด้านพลังงานอื่นๆ โดยมีประเด็นข้อจำกัดในการดำเนินโครงการฯ ทั้งนี้ พบว่าการดำเนินการของกลุ่ม (peer to peer) ขัดกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าปัจจุบันในรูปแบบ Enhanced Single Buyer (ESB) จึงจำเป็นต้องขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อขอผ่อนปรนในประเด็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชน ผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าตามกลุ่มประเภทกิจกรรม ดังนี้ Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading, Microgrid และ รูปแบบธุรกิจใหม่

3.คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เห็นควรเสนอ กพช. รับทราบการดำเนินโครงการ ERC Sandbox ของสำนักงาน กกพ.และขอความเห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าบริการตามที่ กกพ. กำหนด ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมเพื่อใช้ ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการต้องไม่ได้รับผลกำไรในเชิงการค้าจากการดำเนินโครงการ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาในเรื่องดังกล่าวข้างต้น และได้มีมติเห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าตามที่ กกพ. เสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

1. รับทราบการดำเนินโครงการ ERC Sandbox ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

2. เห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่าย ของการไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าบริการตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนด ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมเพื่อใช้ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการต้องไม่ได้รับผลกำไรในเชิงการค้าจากการดำเนินโครงการ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า

เรื่องที่ 10 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (1) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ ต่อมาเมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้พิจารณาและได้มีมติเห็นชอบแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปี พ.ศ. 2563 - 2565 รวมทั้งเห็นชอบประกาศ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

2.แผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) วิสัยทัศน์ (Vision) เป็นกองทุนที่รักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ที่มีประสิทธิภาพ และธรรมาภิบาล (2) พันธกิจ (Mission) มี 5 พันธกิจสำคัญ ประกอบด้วย รักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและป้องกันแก้ไขภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง บริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ อย่างมีประสิทธิภาพ โปร่งใส ตรวจสอบได้ ติดตามและประเมินผลการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการระบบสารสนเทศของกองทุนน้ำมันฯอย่างมีประสิทธิภาพ และเผยแพร่ข้อมูลการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ ต่อสาธารณะ ส่วนแผนยุทธศาสตร์ มุ่งเน้นไปที่ 3 ยุทธศาสตร์ที่สำคัญ คือ (1) การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในกรณีที่เกิดวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (2) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และ (3) การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามหลักธรรมาภิบาล

3.ยุทธศาสตร์ที่ 1 การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในกรณีที่เกิดวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยสรุปสาระสำคัญของแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 - 2567 ได้ดังนี้

3.1แนวทางการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดำเนินการโดยจัดทำฐานะกองทุนน้ำมันฯ ให้แยกบัญชีตามกลุ่มน้ำมันเชื้อเพลิง มีกรอบความต่างของราคา (Band Width) ระหว่างราคาเชื้อเพลิงหลักของกลุ่มน้ำมันดีเซล และกลุ่มน้ำมันเบนซิน ในกรณีเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงเท่ากับความต่างของราคาในสถานการณ์ปกติ หากเกิดวิกฤตฯ ที่คาดว่าจะยาวนาน ให้พิจารณาอุดหนุนราคาน้ำมันดีเซลชนิดเดียว การชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเมื่อเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ในช่วงระยะเวลาสั้นๆ เก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในช่วงที่ราคาลง เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่อง และทบทวนแนวทางการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันฯ อย่างน้อยปีละ 1 ครั้ง

3.2หลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่ (1) เป็นไปตามมาตรา 5 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ (2) กำหนดนิยามคำว่าวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง หมายความว่า สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงมีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็ว หรือผันผวนอันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน หรือสถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ในประเทศ สามารถใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงได้ โดยกำหนดเป็น 3 สถานการณ์ ได้แก่ สถานการณ์ที่ 1 ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปรับขึ้นเกินระดับที่มีผลกระทบต่อความเป็นอยู่ของประชาชน สำหรับกลุ่มน้ำมันดีเซลคือมากกว่า 30 บาทต่อลิตร สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวคือ ต้นทุนการจัดหาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติสูงกว่าราคานำเข้า หรือราคาขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงเกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสมสำหรับถัง 15 กิโลกรัม มากกว่า 363 บาท สถานการณ์ที่ 2 ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปรับตัวสูงขึ้นมากอย่างรุนแรง สำหรับกลุ่มน้ำมันดีเซล คือราคาซื้อขายน้ำมันดิบตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และส่งผลให้ราคาขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้นใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อลิตร สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว คือราคาตลาดโลกเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ เฉลี่ยมากกว่า 35 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือราคาขายปลีกในประเทศเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อกิโลกรัม และสถานการณ์ที่ 3 สถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน (3) การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม มีกรอบและวินัยในการใช้จ่ายเงินเพื่อชดเชย ได้แก่ เป็นการบรรเทาผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน และหรือชะลอการขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ เป็นมาตรการระยะสั้นและสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการกระทบต่อกลไกลตลาดเสรีคำนึงถึงภาวะความผันผวนของราคาต้นทุนที่แท้จริง แนวโน้มตลาดโลก หลีกเลี่ยงการชดเชยเพื่อช่วยเหลือกลุ่มใดกลุ่มหนึ่ง ไม่ควรอุดหนุนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม (Cross Subsidies) (4) การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้จำนวนไม่เกิน 20,000 ล้านบาทแล้ว ต้องไม่เกิน 40,000 ล้านบาท และให้จ่ายได้เพื่อการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานหรือบริหารกองทุนน้ำมันฯ และกิจการอื่นที่เกี่ยวกับการจัดการกิจการของกองทุนน้ำมันฯ (5) เมื่อเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ตามแนวทางดังนี้ กรณีบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นบวก ให้ใช้อุดหนุนเท่ากับอัตราที่จะทำให้ราคาขายปลีกไม่เกินระดับที่มีผลกระทบต่อความเป็นอยู่ของประชาชน กรณีบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นบวก และคาดว่าอีก 1 เดือนจะติดลบ ใช้เงินอุดหนุนเท่ากับอัตราที่ไม่ให้เกิดวิกฤติฯ และเริ่มหารือกับกรมสรรพสามิตในการปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิต กรณีบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงใดเริ่มติดลบ ให้ยืมเงินจากบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่น และหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต กรณีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ใกล้ติดลบ หากราคายังอยู่ในระดับวิกฤติฯ จนส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ ให้เริ่มกลยุทธ์การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) โดยปรับลดการช่วยเหลือลงครึ่งหนึ่ง และยังคงหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต เพื่อให้ระดับราคาไม่ปรับตัวสูงขึ้นมาก และเริ่มกู้เงิน เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ ไม่ขาดสภาพคล่อง และกรณีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ 20,000 ล้านบาท ให้หยุดการชดเชย และ (6) กบน. จะอนุมัติการจ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อดำเนินการตามสถานการณ์วิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเป็นไปตามหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมาตรา 27 มาตรา 29 มาตรา 31 และมาตรา 32 โดยจะออกเป็นระเบียบ ข้อบังคับ หรือประกาศกำหนด

4.ยุทธศาสตร์ที่ 2 การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ โดย สกนช. ได้จัดทำแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปี พ.ศ. 2563 - 2565 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้

4.1 หลักเกณฑ์การดำเนินการ ประกอบด้วย (1) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ เป็นไปตามมาตรา 55 และในกรณีที่มีความจำเป็นต้องจ่ายเงินชดเชยต่อไป ให้คณะรัฐมนตรีโดยคำแนะนำของ กพช. มีอำนาจขยายเวลาได้อีกไม่เกิน 2 ครั้ง ครั้งละไม่เกิน 2 ปี (2) น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ หมายถึง น้ำมันเบนซินที่มีการผสมเอทานอล และน้ำมันดีเซลที่มีการผสมไบโอดีเซล B100 ในสัดส่วนต่างๆ (3) เมื่อไม่มีการจ่ายเงินชดเชยให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ สกนช. จะกำหนดอัตราเงินกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละชนิด เพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงตามนโยบายภาครัฐ โดยมีกรอบในการดำเนินงานคือ กำหนดอัตราเงินแต่ละชนิดให้เหมาะสม เป็นธรรม และไม่ควรใช้เพื่ออุดหนุนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นไปตามหลักการสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการแทรกแซงที่มีผลกระทบต่อกลไกตลาดเสรี คำนึงถึงภาวะความผันผวนของต้นทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละชนิด สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก และมาตรการส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพอื่นๆ ของภาครัฐในช่วงนั้นๆ และ (4) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และการกำหนดอัตราเงินกองทุนจะต้องทำให้กองทุนมีเงินเพียงพอใช้บริหารจัดการและไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท (รวมเงินกู้ไม่เกิน 20,000 ล้านบาท) ตามมาตรา 26 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ

4.2 วิธีการดำเนินงาน มีดังนี้ (1) กบน. จัดทำประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการเพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพภายในระยะเวลา 3 ปี นำเสนอ กพช. เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และมอบให้ กบน. จัดทำแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ รายปี และสามารถปรับแผนระหว่างปีได้ (2) กบน. จะอนุมัติอัตราเงินกองทุนตามแผนการลดการจ่ายชดเชยฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี โดยเป็นไปตามหลักเกณฑ์ตามมาตรา 27 มาตรา 29 มาตรา 31 และมาตรา 32 โดยจะออกเป็นระเบียบ ข้อบังคับ หรือประกาศกำหนด (3) สกนช. ออกประกาศกำหนดอัตราเงินกองทุน ตามมติ กบน. รวมทั้งติดตามการดำเนินการให้เป็นไปตามแผน

4.3 มาตรการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 – 2565 ประกอบด้วย (1) กลุ่มน้ำมันเบนซิน ให้ทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และ E85 ลงร้อยละ 50 เทียบกับปีก่อน จนไม่มีการชดเชยหลังจากปีที่ 3 และหากจำเป็นต้องขยายกรอบระยะเวลา จะดำเนินการตามมาตรา 55 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ และรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนที่เหมาะสม และ (2) กลุ่มน้ำมันดีเซล ให้ทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยลงร้อยละ 50 เทียบกับปีก่อน จนไม่มีการชดเชยหลังจากปีที่ 3 และหากจำเป็นต้องขยายกรอบระยะเวลา จะดำเนินการตามมาตรา 55 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ และรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B10 โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนที่เหมาะสมให้เป็นน้ำมันมาตรฐานทดแทนฺน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B7 โดยมีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 เป็นทางเลือก ทั้งนี้ สกนช. ได้จัดทำร่างประกาศ กบน. เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพเพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีเห็นชอบ

5.ยุทธศาสตร์ที่ 3 การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามหลักธรรมาภิบาล โยใช้หลักการบริหารกิจการบ้านเมืองที่ดี ประกอบด้วย หลักนิติธรรม หลักคุณธรรม หลักความโปร่งใส หลักการมีส่วนร่วม หลักความรับผิดชอบ และหลักความคุ้มค่า ทั้งนี้ มีการติดตามและประเมินผลการปฏิบัติงานตามแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ โดยใช้แนวคิดเรื่องการบริหารงานแบบมุ่งผลสัมฤทธิ์

มติของที่ประชุม

เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาตินำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 11 การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 4 กำหนดให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กําหนดชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ไมตองสงเงินเขากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกำหนดการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงโดยให้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเพื่อให้มีผลบังคับใช้ ต่อมาเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2561 ได้มีประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2561 และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 โดยได้ปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร เหลือ 0.10 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี ทั้งนี้ ไม่รวมถึงน้ำมันเบนซินที่จะนำไปผสมเอทานอลแปลงสภาพเพื่อผลิตเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่จะนำไปผสมกับไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน เพื่อผลิตเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งประกาศ กพช. ดังกล่าวข้างต้น จะครบกำหนดในวันที่ 21 เมษายน 2563

2. สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) ได้ประมาณการกระแส เงินสดจากการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตรา 0.1000 บาทต่อลิตร เพื่อให้กองทุนฯ มีสภาพคล่อง 2 ปี ในปีงบประมาณ 2563 - 2564 พบว่าสถานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2562 จำนวน 24,072 ล้านบาท ประมาณการรายรับจากผู้ผลิตและผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง รวม 2 ปี เป็นจำนวนเงิน 7,775 ล้านบาท ประมาณการรายรับจากเงินเหลือจ่ายจากการปิด/ยกเลิกโครงการ และรายรับอื่น เช่น ดอกเบี้ยเงินฝากธนาคารและค่าปรับ รวม 2 ปี จำนวนเงิน 3,140 ล้านบาท ดังนั้น ประมาณการรายรับภายใน 2 ปี เป็นจำนวน 34,987 ล้านบาท ประมาณการรายจ่ายตามกรอบบวงเงินที่อนุมัติให้จัดสรรปีละ 10,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท และรายจ่ายผูกพันก่อนปีงบประมาณ 2563 จำนวน 10,191 ล้านบาท ประมาณการรายจ่ายภายใน 2 ปี เป็นจำนวน 30,191 ล้านบาท ดังนั้น สรุปได้ว่าการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนในอัตรา 0.1000 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 2 ปี สถานะการเงินของกองทุนฯ มีสภาพคล่องเพียงพอกับกรอบวงเงินจัดสรรปีละ 10,000 ล้านบาท

3. เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2563 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้เสนอการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ในอัตราคงเดิมที่ 0.1000 บาทต่อลิตร ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี เพื่อเป็นการแบ่งเบาภาระประชาชน เกษตรกร ผู้ประกอบการต่างๆ ในเรื่องต้นทุนรายจ่ายด้านพลังงาน และเห็นชอบร่างประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2563 (2) มอบหมายให้เลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ นำเสนอ กพช. ต่อไป

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ที่อัตราคงเดิม 0.1000 บาทต่อลิตร ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี เพื่อเป็นการแบ่งเบาภาระประชาชน เกษตรกร ผู้ประกอบการต่างๆ ในเรื่องต้นทุนรายจ่ายด้านพลังงาน โดยพิจารณาระดับฐานะการเงินที่ไม่กระทบภารกิจของกองทุนฯ ในการสนับสนุนการดำเนินโครงการเพื่อขับเคลื่อนนโยบายพลังงาน

2.เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2563 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป

เรื่องที่ 12 ขอปรับปรุงหลักการและรายละเอียด โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดโครงการตามกรอบนโยบายฯ ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรที่จะสามารถผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพ และไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจดำเนินการในรูปแบบโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ (2) โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม (3) ควรพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่าง ๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุนในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์และสนับสนุนโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ (4) ควรพิจารณาการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อลดปัญหาการเผาและลดปัญหามลพิษ PM 2.5 (5) ควรกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้ชัดเจน โปร่งใส และเป็นธรรม โดยเฉพาะขั้นตอนการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการ และควรคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุด ที่เกิดขึ้นต่อชุมชนและประเทศ และ (6) ควรกำหนดแนวทางและมาตรการเชิงรุกในการป้องกันและบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการเพื่อป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้นต่อชุมชนรอบโครงการ นอกจากนี้ มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายฯ และเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแบบ VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้ กบง. พิจารณา และเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

2. จากการดำเนินการตามมติ กพช. ดังกล่าวและการรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนต่อหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการ Quick win) พบว่ามีอุปสรรคในทางปฏิบัติไม่สามารถดำเนินการได้ ซึ่งเห็นควรปรับปรุงหลักการและรายละเอียดของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ดังนี้ (1) ประเด็นที่ 1 โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม ขอแก้ไขเป็นโรงไฟฟ้าชุมชนให้เน้นผลิตไฟฟ้าตามศักยภาพของเชื้อเพลิงที่มีในพื้นที่ มีขนาดเหมาะสมทางด้านวิศวกรรมและความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบไฟฟ้า และมีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ โดยจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม และกระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าในระดับที่รับได้เมื่อเทียบกับผลประโยชน์ที่เศรษฐกิจฐานรากได้รับ โดยมีเหตุผลคือ เนื่องจากประชาชนซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย การผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชน เพื่อใช้เองในชุมชน (แตกต่างจากการติดตั้งโซล่าร์บนหลังคา) จึงยังไม่สามารถนำมาปฏิบัติได้จริงในเวลานี้ โรงไฟฟ้าชุมชนที่จะมีความคุ้มค่าในการก่อสร้างจะมีขนาดระดับเมกะวัตต์ ไม่สามารถนำไฟฟ้ามาใช้เฉพาะในชุมชนได้ ควรจำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าและการไฟฟ้านำไปจำหน่ายให้ผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป (2) ประเด็นที่ 2 โรงไฟฟ้าชุมชนจะมีส่วนแบ่งจากรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับกองทุนหมู่บ้านที่อยู่ในพื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น ขอแก้ไขเป็น โรงไฟฟ้าชุมชนจะมีส่วนแบ่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับกองทุนโรงไฟฟ้าชุมชน ซึ่งจะจัดตั้งและกำหนดระเบียบการใช้จ่ายเงินขึ้นมาใหม่ เหตุผลคือ กองทุนหมู่บ้านมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นแหล่งเงินทุนหมุนเวียน สำหรับการลงทุนช่วยพัฒนาอาชีพของประชาชน สร้างงาน สร้างรายได้ หรือ เพิ่มรายได้ต่อตนเองและครอบครัว ซึ่งไม่ตรงกับจุดประสงค์ของโรงไฟฟ้าชุมชนที่ต้องการจะนำเงินส่วนแบ่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าไปเพื่อใช้จ่ายด้านพลังงานให้กับชุมชนและใช้ขับเคลื่อนเศรษฐกิจฐานราก และ (3) ประเด็นที่ 3 โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 ขอแก้ไขเป็น โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตั้งแต่ปี 2563 เป็นต้นไป ทั้งนี้ต้องอยู่ภายในระยะเวลา 12 เดือน นับจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เหตุผลคือ จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ทำให้การนำเข้าเครื่องจักรและอุปกรณ์จากต่างประเทศเกิดการเลื่อนการส่งของออกไป ซึ่งจะส่งผลให้โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนจะไม่สามารถแล้วเสร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ภายในปี 2563 จึงเห็นควรปรับปรุงกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ โดยขยายระยะเวลาออกไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบให้ปรับปรุงหลักการและรายละเอียดของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 และวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ดังนี้

1.โรงไฟฟ้าชุมชนให้เน้นผลิตไฟฟ้าตามศักยภาพของเชื้อเพลิงที่มีในพื้นที่ มีขนาดเหมาะสมทางด้านวิศวกรรมและความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบไฟฟ้า และมีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์โดยจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม และกระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าในระดับที่รับได้เมื่อเทียบกับผลประโยชน์ที่เศรษฐกิจฐานรากได้รับ

2.โรงไฟฟ้าชุมชน ให้มีส่วนแบ่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับ “กองทุนโรงไฟฟ้าชุมชน” ซึ่งจะมีการจัดตั้งและกำหนดระเบียบการใช้จ่ายเงินขึ้นมาใหม่ โดยให้นำเสนอให้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบ

3.โครงการ Quick win ให้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในปี 2563 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายใน 12 เดือน นับจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า

Published in มติกพช.

วันอังคาร, 12 พฤษภาคม 2563 12:39 Written by Super User

กบง.ครั้งที่ 4/2563 (ครั้งที่18) วันพุธที่ 25 มีนาคม พ.ศ. 2563

eppo s

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 4/2563 (ครั้งที่ 18)

วันพุธที่ 25 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.

1. มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเพื่อบรรเทาผลกระทบจาก COVID-19

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ

(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 . มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเพื่อบรรเทาผลกระทบจาก COVID-19

สรุปสาระสำคัญ

1. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ประกอบกับกรมการขนส่งทางบกได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานทบทวนนโยบายการช่วยเหลืออุดหนุนราคาเชื้อเพลิงสำหรับรถสาธารณะ เนื่องจากมีปริมาณผู้โดยสารลดน้อยลงอย่างมาก ส่งผลให้ผู้ประกอบการอาจเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิงที่เป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจ ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติรับทราบ ความช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขตกรุงเทพมหานครและปริมณฑล สำหรับรถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. และในต่างจังหวัดสำหรับ รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) โดยขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้คงราคาขายปลีก NGV ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563) และเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถทั่วไป ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 5 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2363)

2.ปัจจุบันภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อ COVID-19 ยังคงมีแนวโน้มจะทวีความรุนแรง ส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจและค่าครองชีพของประชาชน ตลอดจนผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะ กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรมีมาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเพื่อบรรเทาผลกระทบดังกล่าว โดยขอความร่วมมือ ปตท. ให้เข้ามาช่วยเหลือในการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ลดลง 3 บาทต่อกิโลกรัมเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ NGV จากเดิมที่ กบง. ให้คงราคาไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ลดลงเหลือ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ กำหนดระยะเวลาการช่วยเหลือ 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 11 เมษายน ถึงวันที่ 10 กรกฎาคม 2563

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ลดลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน – 30 มิถุนายน 2563

2.ขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะฯ เพื่อคงราคาขายปลีกที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน

3.ให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงคมนาคม และ ปตท. หารือร่วมกันเพื่อทบทวนโครงสร้างราคา NGV และมาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะฯ ในระยะยาวที่เหมาะสม และนำเสนอ กบง. พิจารณาก่อนวันที่ 30 มิถุนายน 2563

Published in มติกบง.

วันอังคาร, 12 พฤษภาคม 2563 12:30 Written by Super User

กบง.ครั้งที่ 3/2563 (ครั้งที่17) วันจันทร์ที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563

eppo s

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 3/2563 (ครั้งที่ 17)

วันพฤหัสบดีที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.

1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและรถทั่วไป

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ

(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo ( FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทน โดยที่ LPG cargo คือ ราคา LPG cargo FOB Arab Gulf ของสัปดาห์ก่อนหน้าเฉลี่ย โดยอ้างอิงข้อมูลจาก Platts ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน 50:50 ค่า X คือ ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ได้แก่ (1) ค่าขนส่ง (Freight) คือ ค่าใช้จ่ายในการขนส่งก๊าซ LPG ของสัปดาห์ก่อนหน้าเฉลี่ยจากราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบียมายังอำเภอศรีราชา ประเทศไทย (2) ค่าประกันภัย (Insurance) เท่ากับร้อยละ 0.005 ของ Cost and Freight (CFR) (3) ค่าการสูญเสีย (Loss) เท่ากับ ร้อยละ 0.5 ของ Cost, Insurance and Freight (CIF) (4) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ เช่น Demurrage, Import Duty และค่าใช้จ่ายอื่น เป็นต้น และอัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้กับลูกค้าธนาคารทั่วไปที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย ของสัปดาห์ก่อนหน้าเฉลี่ยการเผยแพร่ข้อมูลโครงสร้างราคาก๊าซ LPG อ้างอิงจะเปลี่ยนแปลงจากเดิมที่เป็นข้อมูลรายเดือนเป็นข้อมูลรายสัปดาห์ที่เปลี่ยนแปลงทุกวันจันทร์ (หรือวันทำการวันแรกของสัปดาห์) นอกจากนี้ เห็นชอบปรับกลไกการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณด้วยโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPGเป็นการใช้ราคาขายปลีกของผู้ค้าแทน

2.เมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการในการกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม และมอบหมายให้ สนพ. ออกประกาศ กบง. ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 28 พฤษภาคม 2561 เป็นต้นไป ต่อมาเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้คงหลักเกณฑ์โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ตามที่ กบง. เห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 โดยให้ใช้ต่อไปในเดือนมิถุนายน ถึงเดือนกรกฎาคม 2561 และเห็นชอบให้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงด้วยระบบ Managed Float โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท โดยใช้หลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชย สำหรับก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ไม่รวมถึงก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร เท่ากับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นลบด้วยภาษีสรรพสามิต ภาษีเพื่อราชการส่วนท้องถิ่น อัตราเงินกองทุนอนุรักษ์ และราคา ณ โรงกลั่น ทั้งนี้การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ปัจจุบันกำหนดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มเท่ากับ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม เมื่อรวมกับค่าใช้จ่ายในการดำเนินการอื่นๆ แล้ว จะทำให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่กรอบเป้าหมาย 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม

3. ปัจจุบันได้เกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวม ประกอบกับว่าราคา LPG ตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องโดยในเดือนมกราคม 2563 ถึงเดือนมีนาคม 2563 ราคาตลาดโลกลดลงประมาณ 205.82 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือลดลงร้อยละ 38 จาก 535.17 สู่ระดับ 329.35 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน จากสถานการณ์ดังกล่าวคาดว่าจะทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศลดลงต่ำกว่า 363 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม จึงเป็นโอกาสที่เหมาะสมในการลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามที่ กบง. ได้เคยมีมติไว้เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 โดยไม่กระทบต่อผู้ใช้ทุกภาคส่วน และในอนาคตหากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกมีการปรับตัวสูงขึ้นจนทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศสูงกว่า 363 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม กระทรวงพลังงานสามารถบริหารจัดการโดยใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ ช่วยรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกในประเทศได้ จึงขอเสนอให้ยกเลิกการกำหนดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับการซื้อขายก๊าซ LPG ที่ปัจจุบันกำหนดให้เท่ากับ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะมีผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นไปตามกลไกตลาด โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 เป็นต้นไป

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัมเป็นระยะเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 เป็นต้นไป

2.เห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 318 บาท ต่อไป

เรื่องที่ 2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและรถทั่วไป

สรุปสาระสำคัญ

1. การกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV มีการเปลี่ยนแปลงตามสถานการณ์เศรษฐกิจของประเทศในช่วงเวลานั้นๆ โดยมีมติ กบง. ที่สำคัญ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร ตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุนโดยให้ค่าดำเนินการที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม และให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน ขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไป และปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือฯ จากเดิม 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือนและกลุ่มที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือนเป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน ในส่วนค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักตามระยะทางจริง ขอความร่วมมือ ปตท. คิดค่าขนส่งที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร แต่ไม่เกิน 4 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่ 21 มกราคม 2559 (2) เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ จากเดิมอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และขอความร่วมมือ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขตกรุงเทพฯ/ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 1 ปี ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และเมื่อครบ 1 ปีแล้วให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน (3) เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2562 ขอความร่วมมือ ปตท. ขยายเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะออกไปจนถึงวันที่ 15 พฤษภาคม 2562 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 และให้ปลัดกระทรวงพลังงาน จัดตั้งคณะทำงานร่วมเพื่อพิจารณาแนวทางการช่วยเหลือต่อไป (4) เมื่อวันที่19 เมษายน 2562 เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะเพิ่มขึ้น 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้ทยอยปรับราคาเพิ่มขึ้นครั้งละ 1 บาท ทุก 4 เดือน เริ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป และขอความร่วมมือ ปตท. ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะในระหว่างที่ทยอยปรับขึ้นราคาเพื่อคงราคาขายปลีกที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม

2. กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและราคาขายปลีก LPG ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (คณะทำงานฯ) โดยมี ปพน. เป็นประธาน คณะทำงานประกอบด้วยผู้แทนกรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงคมนาคม กระทรวงการคลัง กรมการค้าภายใน และ ปตท. โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการ ต่อมาเมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2562 คณะทำงานฯ ได้เห็นชอบแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ โดยมีมติให้ ปตท. ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนในระยะ 6 เดือน โดยปรับราคาประมาณเดือนละ 1.04 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ช่วยเหลือส่วนต่างราคาปลีก NGV ในระหว่างที่ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน และให้ ปตท. และ สนพ. ไปหารือคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม เกี่ยวกับแนวทางการให้ความช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อยสำหรับการใช้บริการรถโดยสารสาธารณะผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐและนำมาเสนอในที่ประชุม ทั้งนี้ ปตท. และสนพ. ได้หารือคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ กรมบัญชีกลาง และกรมการขนส่งทางบก โดยจะเปลี่ยนรูปแบบการช่วยเหลือราคา NGV กลุ่มรถโดยสารสาธารณะ จากบัตรส่วนลดราคา NGV รถโดยสารสาธารณะ ซึ่ง ปตท. ใช้มาตั้งแต่ปี 2555 เป็นการช่วยเหลือค่าเดินทางแก่กลุ่มผู้มีรายได้น้อยโดยตรงผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ก่อนจะปรับลอยตัวราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะให้สะท้อนราคาขายปลีก โดยคงราคา NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม จะเพิ่มขึ้นประมาณ 2 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15-16 บาทต่อกิโลกรัม

3. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2563 คณะทำงานฯ รับทราบแนวทางและขั้นตอนการปรับเปลี่ยนรูปแบบการช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV จากโครงการบัตรส่วนลด NGV ช่วยเหลือผู้ให้บริการ เป็นการช่วยเหลือค่าโดยสารผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐช่วยเหลือผู้รับบริการ ตามที่ ปตท. เสนอ แต่ด้วยปัจจุบันได้เกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ประกอบกับกระทรวงพลังงานได้รับหนังสือขอให้ปรับลดราคาขายปลีก NGV จากกลุ่ม Taxi และกรมการขนส่งทางบกได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานทบทวนนโยบายการช่วยเหลืออุดหนุนราคาเชื้อเพลิงสำหรับรถสาธารณะ เนื่องจากมีปริมาณผู้โดยสารลดน้อยลงมาก อาจเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิง คณะทำงานฯ จึงมีมติให้นำเสนอ กบง. เพื่อขอความร่วมมือ ปตท. ให้คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมที่ ปตท. สนับสนุนส่วนลดสำหรับรถโดยสารสาธารณะ ปี 2563 ระหว่างวันที่ 1 มกราคม ถึงวันที่ 30 เมษายน 2563 ภายในกรอบวงเงิน 360 ล้านบาท (ณ วันที่ 16 มีนาคม 2563 ส่วนลดสำหรับรถโดยสารสาธารณะเท่ากับ 1.69 บาทต่อกิโลกรัม) ขอขยายต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563) และมอบหมายให้ สนพ. และ ปตท. ศึกษาแนวทางการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ใช้บริการรถโดยสารสาธารณะขนาดใหญ่ที่ติดตั้งเครื่อง Electronic Data Capture: EDC นอกจากนี้ ได้มอบให้ สนพ. ร่วมกับ ปตท. จัดตั้งคณะทำงานพิจารณาอัตราค่าโดยสารรถโดยสารสาธารณะที่เป็นธรรม

4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นสอดคล้องกับคณะทำงานฯ โดยขอความร่วมมือ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะฯ ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563) และเห็นว่าราคาขายปลีก NGV รถยนต์ทั่วไป ที่เริ่มใช้ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 เมษายน 2563 ควรจะปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.36 บาทต่อกิโลกรัม เมื่อเทียบกับเดือนก่อนหน้า แต่ ปตท. ยังคงจำหน่ายราคาขายปลีก NGV รถยนต์ทั่วไปที่ราคา 15.31 บาทต่อกิโลกรัม และเมื่อพิจารณาแนวโน้มราคาขายปลีก NGV ตามสัญญาการซื้อขายก๊าซฯ ที่ ปตท. ประมาณการไว้ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2563 ถึงวันที่ 16 ธันวาคม 2563 ซึ่งจะอยู่ในค่าเฉลี่ย 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่เดือนเมษายนถึงเดือนสิงหาคม 2563 ก่อนที่จะปรับตัวลดลงไปอยู่ที่ระดับ 14.49 บาทต่อกิโลกรัม ขณะที่แนวโน้มราคาน้ำมัน และ LPG ลดลงตามราคาตลาดโลก ซึ่งสวนทางกับราคา NGV เพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก NGV ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 5 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563)

มติของที่ประชุม

1.รับทราบแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะตามความเห็นของคณะทำงานพิจารณาแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ

2.เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกราคาก๊าซ NGV รถทั่วไปที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563

Published in มติกบง.

วันอังคาร, 12 พฤษภาคม 2563 12:06 Written by Super User

กบง.ครั้งที่ 2/2563 (ครั้งที่16) วันจันทร์ที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2563

eppo s

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 2/2563 (ครั้งที่ 16)

วันจันทร์ที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 14.00 น.

1. โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน(ERC Sandbox)

2. การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

3. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด

4. มาตรการบรรเทาผลกระทบของประชาชน และภาคธุรกิจจากการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19)

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ

(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 . โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน(ERC Sandbox)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้เสนอแนวทางดำเนินการปฏิรูปด้านพลังงานไฟฟ้า ในประเด็นที่ 5 เรื่องการส่งเสริมกิจการไฟฟ้าเพื่อเพิ่มการแข่งขัน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จึงดำเนินโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox: ERC Sandbox) เพื่อพัฒนาและทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงานในพื้นที่ที่กำกับดูแลเป็นการเฉพาะ โดยอาจผ่อนปรนหลักเกณฑ์การกำกับดูแลบางประการที่มีอยู่เดิมตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 จนกว่าจะพร้อมเข้าสู่ขั้นตอนเพื่อใช้งานในวงกว้าง โดยประโยชน์จากการดำเนินโครงการฯ(1) การพัฒนารูปแบบธุรกิจการให้บริการทางด้านพลังงานแบบใหม่ ที่จะนำไปสู่การเพิ่มทางเลือกและช่องทางการเข้าถึงบริการด้านพลังงาน ช่วยลดมลพิษจากการผลิตไฟฟ้าในอนาคต (2) ได้ข้อมูลการซื้อขายไฟฟ้าที่เกิดขึ้นภายในโครงการ ซึ่งจะเป็นประโยชน์ต่อการกำหนดหลักเกณฑ์และวิเคราะห์การกำหนดค่าธรรมเนียมการใช้โครงข่ายของบุคคลที่สาม (Third Party Access and Wheeling Charge) การคิดค่า Backup หรือการกำหนด Ancillary Service ที่เหมาะสม (3) ได้ข้อมูลผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าจากการให้บริการพลังงานรูปแบบใหม่ ทั้งนี้ ผู้มีสิทธิ์เข้าร่วมโครงการฯ เป็นหน่วยงานของรัฐหรือ นิติบุคคลที่จดทะเบียนในประเทศไทย หรือสถาบันการศึกษา ที่ประสงค์จะเสนอผลิตภัณฑ์ที่เป็นนวัตกรรมทางด้านพลังงานที่ไม่เคยมีหรือไม่เหมือนกับที่มีอยู่แล้วในประเทศไทย หรือนำเทคโนโลยีใหม่มาใช้เพิ่มประสิทธิภาพ และต้องการนำนวัตกรรมนี้ มาเสนอให้ใช้ในวงกว้างหลังผ่านการทดสอบใน ERC Sandbox แล้ว

2.กิจกรรมและนวัตกรรมที่ดำเนินการทดสอบภายใต้โครงการฯ ประกอบด้วย (1) Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading โดย Peer-to-Peer Energy Trading คือ นวัตกรรมการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ผลิต (Producer) และผู้ใช้ไฟฟ้า (Consumer) มีการกำหนดราคาและปริมาณพลังงานไฟฟ้า ที่ซื้อขายชัดเจน และมีกำหนดการส่งมอบพลังงานไฟฟ้าที่ชัดเจนล่วงหน้า (2) Micro grid คือ นวัตกรรม การบริหารจัดการพลังงานในพื้นที่เล็ก ๆ แบบครบวงจรประกอบด้วยระบบผลิตพลังงาน ระบบกักเก็บพลังงาน และระบบบริหารจัดการพลังงาน (3) Battery Storage คือ นวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า โดยการอัดประจุไฟฟ้า กักเก็บใน Energy Storage และจ่ายประจุไฟฟ้าเพื่อใช้ในงานในช่วงเวลาอื่นที่ต้องการ (4) โครงสร้างอัตราค่าบริการใหม่ คือ นวัตกรรมการเสนออัตราค่าบริการรูปแบบใหม่ที่ยังไม่มีในปัจจุบัน หรือการศึกษาเพื่อเสนอให้มีการทบทวนอัตราที่มีอยู่เดิมให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น (5) รูปแบบธุรกิจใหม่ คือ นวัตกรรมการศึกษารูปธุรกิจใหม่ ๆ ในอุตสาหกรรมพลังงาน (6) ก๊าซธรรมชาติ คือ นวัตกรรมรูปแบบธุรกิจการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติแบบใหม่ (7) นวัตกรรมด้านพลังงานอื่นๆ โดยมีประเด็นข้อจำกัดในการดำเนินโครงการฯ ทั้งนี้ พบว่าการดำเนินการของกลุ่ม (peer to peer) ขัดกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าปัจจุบันในรูปแบบ Enhanced Single Buyer (ESB) จึงจำเป็นต้องขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อขอผ่อนปรนในประเด็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชน ผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าตามกลุ่มประเภทกิจกรรม ดังนี้ Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading, Microgrid และ รูปแบบธุรกิจใหม่

มติของที่ประชุม

1.รับทราบการดำเนินโครงการ ERC Sandbox ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

2.เห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่าย ของการไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าบริการตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนด ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวม เพื่อใช้ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการต้องไม่ได้รับผลกำไรในเชิงการค้าจากการดำเนินโครงการ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการไฟฟ้า ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 2. การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีการพิจารณากำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง (2) เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2561 เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยปรับปรุงค่า X จากเดิม “ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน” เป็น “ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราเฉลี่ยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน” (3) เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2562 เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยให้ใช้ MOPS Gasoil 10 ppm และ MOPS Gasoil 500 ppm ในการคำนวณราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย (4) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมที่ 1.85 บาทต่อลิตร โดยเป็นค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน 0.89 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้ามาตรา 7 (ม.7) 0.47 บาทต่อลิตร และค่าลงทุนสถานีบริการ 0.49 บาทต่อลิตร (5) เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 เห็นชอบ ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมของกลุ่มดีเซลหมุนเร็วรายผลิตภันฑ์ เพื่อส่งเสริมให้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้น โดยค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และ บี20 อยู่ที่ 1.50 บาทต่อลิตร 1.85 บาทต่อลิตร และ 1.55 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยยังคงค่าการตลาดเฉลี่ยของทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ระดับ 1.85 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. วันที่ 20 เมษายน 2561 และเมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2562 กลุ่มผีเสื้อกระพือปีกและเครือข่ายได้เรียกร้องขอให้รัฐบาลแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันและค่าพลังงานที่สูงกว่าประเทศ เพื่อนบ้าน ต่อมาเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2562 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงาน เพื่อพลังงานที่เป็นธรรมโดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้แทนภาคประชาชน ผู้ทรงคุณวุฒิ หน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้อง และภาคเอกชน ร่วมเป็นคณะทำงานฯ เพื่อศึกษาวิเคราะห์ ทบทวน และเสนอแนะแนวทางการกำหนดโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงให้มีความเหมาะสม

2. คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม ได้ตั้งคณะทำงานย่อยเพื่อศึกษารายละเอียดของราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ผลการดำเนินการโดยสรุป ณ วันที่ 4 มีนาคม 2563 มีดังนี้

2.1 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง หลักเกณฑ์ที่ใช้อยู่ในปัจจุบันเป็นวิธี Import Parity ซึ่งเทียบเคียงราคานำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปจากประเทศสิงคโปร์ซึ่งเป็นศูนย์กลางการซื้อขายน้ำมันของตลาดภูมิภาคเอเชีย (ราคา Mean of Platts Singapore : MOPS) ราคานำเข้าอ้างอิง จะบวกค่าใช้จ่ายเกี่ยวกับการขนส่ง ได้แก่ ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย (Freight : F) ค่าประกันภัย (Insurance: I) และค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่ง (Loss: L) ค่าปรับคุณภาพน้ำมันค่าปรับอุณหภูมิ ค่าผสมเชื้อเพลิงชีวภาพ ให้ตรงตามมาตรฐานคุณลักษณะน้ำมันเบนซินของประเทศไทยตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง และค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง)

2.2 ข้อเสนอในการปรับปรุงหลักเกณฑ์ มีดังนี้ (1) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย (FOB) ในส่วนของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ปัจจุบันใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก 2 วันย้อนหลัง โดยอ้างอิง MOPS ของเบนซิน 95 ข้อเสนอคือ ให้ใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก 2 วันย้อนหลัง โดยเบนซิน 95 อ้างอิง MOPS ของเบนซิน 95 ส่วนกลุ่มแก๊สโซฮอล์ อ้างอิง MOPS เบนซิน 91 Non-Oxy ส่วนของน้ำมันดีเซลคงเดิม (2) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน ในส่วนของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ปัจจุบันเบนซิน 95 และเบนซิน 91 อยู่ที่ 2.46 และ 0.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ข้อเสนอคือ เบนซิน 95 เท่ากับ 2.05 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 (สำหรับการผลิตแก๊สโซฮอล์ 91 E10, 95 E20, E85) เท่ากับ -0.63 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 2 (สำหรับการผลิตแก๊สโซฮอล์ 95 E10) เท่ากับ 1.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนของน้ำมันดีเซลไม่มีค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (3) ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย (อ้างอิงอัตรา World Scale) ในส่วนของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ปัจจุบันใช้ AFRA ของเรือบรรทุกน้ำมันสำเร็จรูปขนาด LR1 และคำนวณอัตราค่าขนส่งในแบบ long term charter โดยให้ค่าขนส่งทางเรือสิงคโปร์-ศรีราชา ข้อเสนอคือ ใช้ AFRA ของเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักขนาด VLCC ต่อ LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 ต่อ 40 และคำนวณอัตราค่าขนส่งในแบบ long term charter โดยให้ค่าขนส่งทางเรือสิงคโปร์-ศรีราชา ส่วนของน้ำมันดีเซลปรับตามข้อเสนอของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ (4) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ในส่วนของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ปัจจุบันคิดค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา-กรุงเทพฯ ตามจริง ข้อเสนอคือ ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา-กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริงที่ค่าการตลาด (0.80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล หรือประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร ณ ไตรมาส 1 ปี 2563) ส่วนของน้ำมันดีเซลปรับตามข้อเสนอของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ (5) ค่าประกันภัย ปัจจุบันใช้อัตราร้อยละ 0.084 ของ C&F ของน้ำมันสำเร็จรูป ข้อเสนอคือปรับเป็นอัตราร้อยละ 0.084 ของ C&Fของน้ำมันดิบ ส่วนของน้ำมันดีเซลปรับตามข้อเสนอของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ (6) ค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่ง ปัจจุบันใช้อัตราร้อยละ 0.3 ของราคา CIF ของน้ำมันสำเร็จรูป ข้อเสนอคือ ปรับเป็นอัตราร้อยละ 0.3 ของราคา CIF ของน้ำมันดิบ ส่วนของน้ำมันดีเซลปรับตามข้อเสนอของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ (7) ค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง คงเดิมที่ 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) ส่วนของน้ำมันดีเซลคงเดิม (8) ค่าปรับอุณหภูมิเป็น 86 องศาฟาเรนไฮน์ น้ำมันเบนซิน 95 และ 91 อยู่ที่ 0.9814 และ 0.9810 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนของน้ำมันดีเซลคงเดิมและ (9) ค่าใช้จ่ายการผสมเอทานอลและไบโอดีเซล คงเดิมคือ ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงไปและนำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ให้เป็นศูนย์จนกว่าผู้ค้าจะส่งข้อมูลมายืนยัน ส่วนของน้ำมันดีเซลคงเดิม

2.3 กรณีที่มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์ฯ ตามข้อเสนอ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้มีการปรับองค์ประกอบโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นฯ ได้แก่ น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 91 E20 E85 เบนซินออกเทน 95 เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 และชนิดที่ 2 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย น้ำมันเตา 600 (2%S) และ1500 (2%S) ผลจากการปรับปรุงหลักเกณฑ์ฯ จะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลง โดยลดลง 0.14 ถึง 0.51 บาทต่อลิตร

2.4 จากข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเสนอให้ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา - กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริงที่ค่าการตลาด (0.80 เหรียญต่อบาร์เรล หรือประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร) จึงมีผลต่อหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ทำให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเพิ่มขึ้น 0.15 บาทต่อลิตรโดยเปลี่ยนแปลง จากปัจจุบันที่เฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร แบ่งเป็น (1) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมันคงเดิมที่ 0.89 บาทต่อลิตร (2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้ามาตรา 7 เพิ่มขึ้น 1.85 บาทต่อลิตร (จากปัจจุบัน 0.47 บาทต่อลิตร เป็น 0.62 บาทต่อลิตร) และ (3) ค่าลงทุนสถานีบริการคงเดิมเท่ากับ 0.49 บาทต่อลิตร และการปรับปรุงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม รายผลิตภัณฑ์ จากการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลงเป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอปรับปรุงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงรายผลิตภัณฑ์

3. สรุปผลการปรับปรุงตามข้อเสนอฯ การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นฯ และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงฯ ตามที่คณะทำงานฯ และฝ่ายเลขานุการฯ เสนอตามข้อ 2 ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดลงในช่วง 0.39 - 1.58 บาทต่อลิตร โดยมีเพียงราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 E85 ที่ปรับเพิ่มขึ้น 0.01 บาทต่อลิตร จากการประชุมหารือร่วมกับกลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียม สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย ซึ่งมีความเห็นต่อหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่น ดังนี้ มีราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย ปริมาณการซื้อขายน้ำมันเบนซิน 91Non-Oxy คิดเป็นสัดส่วนน้อยเมื่อเทียบกับปริมาณการซื้อขายน้ำมันเบนซินในภูมิภาคเอเชีย และราคาน้ำมันเบนซิน 91 Non-Oxy ตามที่บริษัท S&P Global Platts รายงานเป็นการประเมินราคา มิได้เป็นการเก็บข้อมูลซื้อขายจริงเช่นเดียวกับน้ำมันเบนซินออกเทน 97 ออกเทน 95 และ ออกเทน 92 และการกำหนดค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซินควรคำนึงถึงต้นทุนค่าปรับความดันไอ (RVP) ค่าปรับอุณหภูมิการระเหยในอัตราร้อยละ 50 โดยปริมาณ (T50) และค่าปรับ MON (Motor Octane number) นอกเหนือจากต้นทุนในการขจัดสารตะกั่ว กำมะถัน เบนซีน และสารเร่งปฏิกิริยา ตามที่คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรมพิจารณาด้วย

4. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบแนวทางการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่น ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม (2) ขอความเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่เสนอปรับปรุง ได้แก่ น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 91 E20 E85 เบนซินออกเทน 95 เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 และชนิดที่ 2 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย น้ำมันเตา 600 (2%S) และ 1500 (2%S) (3) ขอความเห็นชอบ ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 2.00 บาทต่อลิตร (4) ขอความเห็นชอบให้การดำเนินการตามข้อ (2) และ(3) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 10 มีนาคม 2563 เป็นต้นไป และ (5) ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและกรมธุรกิจพลังงาน ศึกษาการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชียและการกำหนดค่าปรับปรุงคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง และนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

1.เห็นชอบในหลักการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่น ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม

2.เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้

น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 = (1-X1) ของ [ราคาเบนซินพื้นฐานชนิดที่ 2 + (Y1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X1) ของราคาเอทานอล

น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 = (1-X2) ของ [ราคาเบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 + (Y2 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X2) ของราคาเอทานอล

น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 = (1-X3) ของ [ราคาเบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 + (Y3 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X3) ของราคาเอทานอล

น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 = (1-X4) ของราคาเบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 + (X4) ของราคาเอทานอล

โดยที่

X1 = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 95 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน

Y1 = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 95 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน

X2 = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 91 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน

Y2 = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 91 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน

X3 = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน

Y3 = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน

X4 = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน

เอทานอล = ราคาเอทานอลแปลงสภาพ ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ

เบนซินออกเทน 95 = (ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + พรีเมียม) ที่ 60℉ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984

โดยที่

ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย = ราคา Mean of Platts Singapore (MOPS) เบนซิน 95

พรีเมียม = ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน 2.05 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล + ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)

เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 = (ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + พรีเมียม) ที่ 60℉ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984

โดยที่

ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย = ราคา Mean of Platts Singapore (MOPS) เบนซิน 91 Non-Oxy

พรีเมียม = ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน -0.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล + ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)

เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 2 = (ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + พรีเมียม) ที่ 60℉ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984

โดยที่

พรีเมียม = ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน 1.57 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล + ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)

น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว = (1-X) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน

โดยที่

X = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราเฉลี่ยของน้ำมันดีเซล หมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน

ไบโอดีเซล = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ (บาทต่อลิตร)

น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิง = (0.9184 x MOPS Gasoil 10 ppm + 0.0816 x MOPS Gasoil ราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย 500 ppm + พรีเมียม) ที่ 60℉ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984

โดยที่

พรีเมียม = ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรอง น้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)

น้ำมันเตา 600 (2%S)

FO 600 (2%S)t = [(FO 180 (2%)t x 0.836) + MOPS Gasoil 50 ppm) x 0.164] x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984

โดยที่

FO 180 (2%)t = ราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t โดยคำนวณจาก 2 คูณด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-1 บวกด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-2 แล้วหารด้วย 3

FO 180 (2%) = คำนวณจากราคาน้ำมันเตาชนิด FO 180 CST 2.0% (อ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย) ที่ต่ำสุดบวกด้วยราคาที่สูงสุดในวันนั้นๆ แล้วหารด้วย 13.1784

น้ำมันเตา 1500 (2%S)

FO 1500 (2%S)t = FO 180 (2%)t x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984

โดยที่ FO 180 (2%)t = ราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t โดยคำนวณจาก 2 คูณด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-1 บวกด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-2 แล้วหารด้วย 3

3. เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 2.00 บาทต่อลิตร

4. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาระยะเวลาที่เหมาะสมในการบังคับใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อ 2 และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมตามข้อ 3 โดยนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป

5. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมธุรกิจพลังงาน ศึกษาการกำหนดลักษณะและคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย และการกำหนดค่าปรับปรุงคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 3.การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด

สรุปสาระสำคัญ

1. ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ด้านการบริหารจัดการพลังงาน ประเด็นการปฏิรูปที่ 3 ปฏิรูปการสร้างธรรมาภิบาลในทุกภาคส่วน ได้เสนอให้รัฐบาลกำหนดนโยบายส่งเสริมวิสาหกิจเพื่อสังคมเพื่อยกระดับคุณภาพชีวิตชุมชน ในภาคอุตสาหกรรมและกิจการพลังงานและให้เริ่มนำร่องในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง โดยให้แต่งตั้งคณะกรรมการชุดหนึ่งเพื่อทำหน้าที่ศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมของกลุ่มอุตสาหกรรมด้านพลังงานและปิโตรเคมี และอุตสาหกรรม ที่เกี่ยวเนื่อง ต่อมาสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) ได้มอบหมายให้มูลนิธิเพื่อสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ดำเนินงานโครงการศึกษาการบริหารจัดการและพัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเลียมนำร่องในพื้นที่ มาบตาพุดการดำเนินงานโครงการฯ มีระยะเวลา 10 เดือน ตั้งแต่เดือนเมษายน 2562 - กุมภาพันธ์ 2563 และได้ยกร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคม และการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด โดยมีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานอนุกรรมการ มีผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานและผู้แทนการนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยเป็นอนุกรรมการและเลขานุการร่วม มีหน้าที่เสนอแนะนโยบาย และศึกษาความเหมาะสม การจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมของกลุ่มอุตสาหกรรมด้านพลังงานและปิโตรเคมี และอุตสาหกรรม ที่เกี่ยวเนื่อง และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2562 ซึ่งได้มอบหมายให้ สป.พน. ปรับปรุงขอบเขตการดำเนินงานให้อยู่ในอุตสาหกรรมด้านพลังงานและปิโตรเคมี ทั้งในและนอกเขตนิคมอุตสาหกรรมและให้นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป

2. สป.พน. ได้ปรับปรุงร่างคำสั่งดังกล่าวเรียบร้อยแล้ว จึงขอนำเสนอ กบง. พิจารณาและมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กบง. พิจารณาลงนามต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป

เรื่องที่ 4 . มาตรการบรรเทาผลกระทบของประชาชน และภาคธุรกิจจากการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19)

สรุปสาระสำคัญ

1. เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายคมกฤช ตันตระวาณิชย์) ได้แจ้งให้ที่ประชุมฯ ทราบว่า คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้หารือกับภาครัฐในการช่วยเหลือประชาชนเพื่อบรรเทาผลกระทบของประชาชนและภาคธุรกิจจากการแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 และบรรเทาภัยแล้งในเบื้องต้นดังนี้ (1) การคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้า เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาล โดยคืนเงินประกันให้กับผู้ขอใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1 และ 2 รวมจำนวนประมาณ 21 ล้านราย ซึ่งวางเงินประกันไว้กับการไฟฟ้าตามขนาดมิเตอร์ รวมวงเงินทั้งสิ้นประมาณ 30,000 ล้านบาท คาดว่าจะทยอยคืนได้ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2563 เป็นต้นไป (2) เร่งการเบิกจ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าที่มีครอบคลุมพื้นที่ 72 จังหวัด และในส่วนที่ค้างอยู่จะเร่งลงพื้นที่และอนุญาตให้เปลี่ยนแปลงโครงการได้ เพื่อให้เกิดการใช้จ่ายที่รวดเร็วขึ้น (3) ลดค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) เพื่อให้ค่าไฟฟ้าคงอยู่ที่ 3.50 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 (4) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง จะอนุญาตให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 5 กิจการประเภทโรงแรม สามารถแจ้งร้องขอเพื่อขยายเวลาการชำระค่าไฟฟ้าได้เป็นระยะเวลา 6 เดือน ทั้งนี้กระทรวงมหาดไทยแจ้งว่าจะลดค่าไฟฟ้าอีกร้อยละ 3 เป็นระยะเวลา 3 เดือน

2.ประธานฯ ได้แจ้งให้ที่ประชุมฯ ทราบว่า มาตรการดังกล่าวจะนำเสนอต่อที่ประชุมคณะรัฐมนตรี ในวันที่ 10 มีนาคม 2563 เพื่อเร่งให้เกิดการกระตุ้นเศรษฐกิจในช่วงนี้

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

Published in มติกบง.

วันอังคาร, 12 พฤษภาคม 2563 10:42 Written by Super User

กบง.ครั้งที่ 1/2563 (ครั้งที่15) วันศุกร์ที่ 21 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2563

eppo s

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 1/2563 (ครั้งที่ 15)

วันศุกร์ที่ 21 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.

1. การแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

2. เปลี่ยนแปลงระยะเวลาการดำเนินการนโยบายมอบของขวัญปีใหม่ (ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม) ให้กับกลุ่มผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ

3. รายงานความก้าวหน้าการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ.

4. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยพ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1)

5. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)

6. ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)

7. ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)

8. แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping)

9. การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า และความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit)

10. การเสนอชื่อบุคคลเพื่อรับการคัดเลือกเป็นกรรมการสรรหากรรมการภาคประชาสังคมของกระทรวงพลังงาน

11. แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ

(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 การแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2562 พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ได้มีผลบังคับใช้ โดยได้กำหนดให้มีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ขึ้น และมีการแบ่งหน้าที่และอำนาจของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันฯ ไปให้ กบน. ต่อมาเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุงหน้าที่และอำนาจของ กบง. ให้สอดคล้องกับการปฏิบัติงาน ในปัจจุบัน ทั้งนี้ ให้เพิ่มเลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เข้าร่วมเป็นกรรมการ

2เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบเห็นชอบร่างคำสั่ง กพช. ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. พิจารณาลงนามต่อไป ซึ่งต่อมานายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่ง กพช. ที่ 3/2563 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ลงวันที่ 31 มกราคม 2563

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2. เปลี่ยนแปลงระยะเวลาการดำเนินการนโยบายมอบของขวัญปีใหม่ (ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม) ให้กับกลุ่มผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติรับทราบ ในหลักการนโยบายมอบของขวัญปีใหม่ 2563 ให้กับกลุ่มผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 14.6 ล้านราย โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 50 บาทต่อคนต่อเดือน (150 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) เป็นเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2563 แทนการให้การช่วยเหลือเดิม (45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) ต่อมาเมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2562 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงประธานคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม ขอสนับสนุนงบประมาณดำเนินการดังกล่าว โดยให้ยกเลิกสิทธิ์การช่วยเหลือเดิม (45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) เป็นการชั่วคราว และยกเลิกการให้ความช่วยเหลือของ ปตท. แก่กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 100 บาทต่อคนต่อเดือน ซึ่งการช่วยเหลือจะสิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2562 โดยขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม จำนวน 240 ล้านบาทต่อเดือน และ ปตท. บริจาคเข้ากองทุนประชารัฐสวัสดิการฯ จำนวน 10 ล้านบาทต่อเดือน

2. เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการ ปตท. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน เป็นสิ้นสุดวันที่ 31 มีนาคม 2563 ทั้งนี้ หากกรมบัญชีกลางพัฒนาแอปพลิเคชั่น “ถุงเงินประชารัฐ” เสร็จ และร้านค้าก๊าซสามารถรับบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ให้ส่วนลดในการซื้อก๊าซแล้ว ให้ยกเลิกการช่วยเหลือของ ปตท. ต่อมาเมื่อวันที่ 21 มกราคม 2563 กระทรวงพลังงานมีหนังสือถึงประธานคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ ขอเปลี่ยนแปลงระยะเวลานโยบายการมอบของขวัญปีใหม่ฯ เป็นวันที่ 1 เมษายน 2563 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2563 เพื่อให้ต่อเนื่องจากการขยายระยะเวลาการช่วยเหลือของ ปตท. ทั้งนี้ ณ วันที่ 28 มกราคม 2563 มีร้านค้าก๊าซสมัครขอรับการติดตั้งแอปพลิเคชั่น “ถุงเงินประชารัฐ” จำนวน 904 แห่ง

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3. รายงานความก้าวหน้าการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ.

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบเห็นชอบแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยให้ กฟผ. ทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ (Cargoes) โดย Cargo ละประมาณ 65,000 ตัน ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน โดยลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไขที่กำหนด โดยให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรกต่อ กบง. เพื่อทราบผลกระทบจากการดำเนินการ รวมถึงเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า

2. กฟผ. ได้นำเข้า LNG และนำก๊าซที่แปรสภาพแล้วไปใช้ในโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนด โดยสรุปผลการดำเนินการได้ ดังนี้ (1) ปริมาณการนำเข้า LNG 3,314,420 ล้านบีทียู (2) ระยะเวลาในการใช้ LNG ระหว่างวันที่ 28 ธันวาคม 2562 ถึงวันที่ 21 มกราคม 2563 รวม 25 วัน (3) การจองและใช้ความสามารถของระบบส่งก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK-C5) 100 พันล้านบีทียู (Overuse 3 วัน) โรงไฟฟ้าวังน้อย ชุดที่ 4 (WN-C4) 110 พันล้านบีทียู (Overuse 13 วัน) รวม 210 พันล้านบีทียู (4) ความไม่สมดุลของการใช้ก๊าซ (เกินบวก/ลบ ร้อยละ 5) รวม 10 วัน (5) คุณภาพก๊าซในระบบส่งเป็นไปตามมาตรฐานที่ กกพ. ประกาศกำหนด (6) ค่าบริการระบบส่งก๊าซธรรมชาติ รวมเป็นจำนวนเงิน 112,299,856 บาท (7) ค่าบริการสถานี LNG รวมเป็นจำนวนเงิน 62,412,643 บาท (8) ไม่มีค่าปรับจากการใช้ความสามารถของระบบส่งเกินสิทธิ ในช่วงการทดสอบการนำเข้า LNG ของ กฟผ. (9) ไม่มีค่าปรับจากความไม่สมดุล (ในช่วงการทดสอบการนำเข้า LNG ของ กฟผ.)

3. กระบวนการปฏิบัติตามขั้นตอนการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. (1) การจัดหา LNGโดย กฟผ. ดำเนินการจัดหา LNG แบบ Spot ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 (2) การนำ LNG เข้าสู่สถานี LNG โดยการจองใช้สิทธิความสามารถในการให้บริการของ LNG Terminal มีแนวทางปฏิบัติตาม TPA Code จะต้องดำเนินการตามเงื่อนไขการเสียสิทธิ (Use-It-Or-Lose-It หรือ UIOLI) ของ Shipper รายเดิม (ปตท.) แต่ กฟผ. ได้รับการยกเว้น ตามมติ กบง. เมื่อวันที่21 ตุลาคม 2562 กำหนดให้ PTTLNG แจ้ง Slot ล่วงหน้า 3-5 Slots/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ UIOLI เนื่องจาก กฟผ. จะต้องมีความยืดหยุ่นในการเลือกเวลาส่งมอบ (Slot Flexibility) ซึ่งควรพิจารณาความเหมาะสมของเงื่อนไขการเสียสิทธิ UIOLI เพื่อให้รองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต และ Minimum Send-out ด้วยข้อจำกัดของปั๊ม (pump) จะต้องส่งก๊าซขั้นต่ำ (Minimum Send-out) และมีช่วงที่ไม่สามารถส่งได้ (Dead Band) ดังนั้น ในช่วงการทดสอบ Shipper ทั้งสองรายจะต้องช่วยกัน Send-Out ให้ได้ตามข้อจำกัดของสถานี LNG (3) การผสมคุณภาพก๊าซ (Gas Mixing) กำหนดให้เป็นหน้าที่ของ Shipper ในการนำก๊าซที่มีคุณภาพตามมาตรฐานเข้าระบบส่งก๊าซธรรมชาติ โดยต้องไม่ส่งผลกระทบต่อลูกค้ารายที่มีอยู่เดิม ข้อยกเว้นในการทดสอบคือ Shipper ปตท. จะเป็นผู้พิจารณาคุณภาพรวมของก๊าซที่ผสม ข้อเสนอแนะในขั้นตอนนี้คือ ควรศึกษาแนวทางการปรับปรุงคุณภาพของก๊าซ LNG ที่แปรสภาพแล้ว หรือคุณภาพของก๊าซผสมในระบบส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้คำนึงถึงปริมาณก๊าซในอ่าวและปริมาณ LNG ที่มีภาระผูกพันตามสัญญาระยะยาว เพื่อรองรับ LNG ที่จะเข้ามาในอนาคต (4) ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยการจองใช้สิทธิความสามารถในการให้บริการของระบบส่งก๊าซธรรมชาติ มีแนวทางปฏิบัติปกติตาม TPA Code จะต้องดำเนินการภายในกรอบระยะเวลาที่ TSO ประกาศความสามารถคงเหลือในการให้บริการของระบบส่งก๊าซธรรมชาติแต่ละเดือน และ TSO มีหน้าที่ในการบริหารสมดุลและคุณภาพของก๊าซในระบบส่ง TSO จะทำการแจ้งปริมาณรับและส่งก๊าซ และความไม่สมดุลของ Shipper แต่ละรายเป็นระยะๆ ซึ่งข้อยกเว้นในการทดสอบ ได้แก่ ค่าปรับความไม่สมดุลรายวัน ค่าปรับการใช้ความสามารถของการให้บริการระบบส่งเกินกำหนด และการขอปรับเปลี่ยน Nomination ระหว่างวัน (Daily Adjustment) ข้อเสนอแนะในขั้นตอนนี้ คือ กกพ. จะกำหนดอัตราค่าปรับความไม่สมดุลรายวัน และค่าปรับการใช้ความสามารถของการให้บริการระบบส่งเกินกำหนด ภายหลังการนำเข้า LNG ของ กฟผ. ลำเรือที่ 2 แล้วเสร็จ สำหรับประเด็นการขอปรับเปลี่ยน Nomination ควรปรับปรุงวิธีการดำเนินการให้เหมาะสมกับแนวทางปฏิบัติต่อไป และ (5) การเรียกเก็บค่าบริการ แนวทางปฏิบัติตาม TPA Code จะเป็นกระบวนการสรุปข้อมูลปริมาณการใช้บริการ LNG Terminal และระบบส่งก๊าซธรรมชาติทั้งหมดของ Shipper เพื่อเรียกเก็บค่าบริการ ข้อยกเว้นในการทดสอบคือ การเรียกเก็บค่าบริการแบบ Non-Firm (UIOLI) ของ LNG Terminal ได้รับการยกเว้นตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 ที่ได้กำหนดให้ กฟผ. ชำระเงินค่าบริการ LNG Terminal ตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง และการเรียกเก็บค่าบริการแบบ Non-Firm ของระบบส่งก๊าซธรรมชาติได้รับการยกเว้น โดยกำหนดให้ กฟผ. ชำระค่าผ่านท่อตามหลักการ Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริง โดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ฉบับปัจจุบัน ในขั้นตอนนี้มีข้อเสนอแนะคือ ควรปรับปรุงความเหมาะสมสำหรับการเรียกเก็บอัตราสำหรับสถานี LNG และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ภายหลังจากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. ลำเรือที่ 2 แล้วเสร็จ เพื่อให้รองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้นในอนาคต

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 4. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ สรุปได้ ดังนี้ (1) มีการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ โดยในปี 2580 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้ารวม 77,211 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ 56,431 เมกะวัตต์ (2) ระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า มีความมั่นคงรายพื้นที่ สร้างสมดุลระบบไฟฟ้าตามรายภูมิภาค (3) ปลายแผนมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลร้อยละ 65 ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติร้อยละ 53 ถ่านหินและลิกไนต์ร้อยละ 12 การผลิตไฟฟ้าที่ไม่ได้มาจากเชื้อเพลิงฟอสซิล มีสัดส่วนร้อยละ 35 ประกอบด้วย พลังน้ำต่างประเทศ ร้อยละ 9 พลังงานหมุนเวียนร้อยละ 20 และการอนุรักษ์พลังงานร้อยละ 6 (4) ในการจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักประเภทฟอสซิลใหม่ ได้คำนึงถึงการลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินลงจากแผน PDP ฉบับเดิม (PDP2015) เพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ให้สอดคล้องกับข้อตกลงของ COP21 และลดความขัดแย้งของประชาชนในพื้นที่ โดยการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งปัจจุบันมีราคาลดลงมาก เพื่อทำให้ราคาค่าไฟฟ้าของประเทศอยู่ในระดับเหมาะสมสามารถแข่งขันได้ (5) มีโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปี รวม 1,000 เมกะวัตต์ โดยจะเริ่มดำเนินโครงการตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป และ (6) ให้ทบทวนแผน PDP ใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ และให้ศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาครวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) ต่อไป

2. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi - Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา และ (4) เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. พิจารณาลงนามต่อไป ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากได้รับการแต่งตั้งแล้วเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2563

3. กระทรวงพลังงาน ได้ทบทวนและปรับปรุง PDP2018 โดยปรับเป้าหมายและแผนการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 รวมถึงปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้เหมาะสมมากขึ้น โดยเมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียต่อร่างแผนดังกล่าว และให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 สนพ. ได้จัดรับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ฉบับใหม่ 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561– 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ณ กรุงเทพมหานคร โดยมีผู้เข้าร่วมสัมมนารวมทั้งสิ้น 457 คน

4. ร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยยังคงเป้าหมายรวมไว้เท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ (2) เพิ่มโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากให้สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ประกอบไปด้วย โรงไฟฟ้าที่ผลิตด้วยเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน รวมทั้งพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) กับชีวมวล และหรือ ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสียและ/หรือ ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน โดยจะเปิดรับซื้อตั้งแต่ปี 2563 - 2567 มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวม 1,993 เมกะวัตต์ (3) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสำหรับโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมของภาครัฐเดิมให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จากเดิมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบปี 2564 – 2565 ปีละ 60 เมกะวัตต์ เป็นปี 2565 – 2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ (4) ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ลง (5) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เข้ามาในแผน จำนวน 24 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 69 เมกะวัตต์ (6) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) (7) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าจากพลังงานลมให้เร็วขึ้น จากเดิมเริ่มรับซื้อปี 2577 เป็นปี 2565 และมีการปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้มีความเหมาะสมมากขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) กำลังผลิต ตามสัญญารวม 540 เมกะวัตต์ เปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเดือนพฤศจิกายน 2570 โรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 8 หรือ 9 เลื่อนการปลดออกจากระบบ จากเดิมปลดปลายปี 2564 เป็นปลดปลายปี 2567 เพื่อรักษาความมั่นคงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 230 kV ในการส่งไฟฟ้าไปพื้นที่จังหวัดเชียงใหม่ ลำพูน จนกว่าสายส่ง 500 kV แม่เมาะ 3 - ลำพูน 3 จะแล้วเสร็จในปี 2567 โรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 12 - 13 เลื่อนการปลดออกจากระบบ จากเดิมปลดต้นปี 2568 เป็นปลดปลายปี 2568 เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาพรวม

มติของที่ประชุม

เห็นชอบในหลักการร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 5. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 2561 - 2580 (AEDP2018) เพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทนให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 และได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผน AEDP2018 ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 7 ครั้ง ต่อมา เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 พพ. จึงได้ปรับปรุงร่างแผน AEDP2018 ให้สอดคล้องกับ มติ กพช. ดังกล่าว และเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 กระทรวงพลังงาน ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) จำนวน 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580

3. สรุปร่าง AEDP2018 ประกอบด้วย (1) เป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 9 ประเภทเชื้อเพลิง กำลังการผลิตติดตั้งรวม 18,696 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้ 52,894 ล้านหน่วย ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ 9,290 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์ลอยน้ำ 2,725 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,500 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,485 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 183 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ(พืชพลังงาน) 1,000 เมกะวัตต์ ขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ ขยะอุตสาหกรรม 44 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 69 เมกะวัตต์ สัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.55 (2) เป้าหมายการผลิตพลังงานความร้อนจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง พลังงานความร้อนที่ต้องการ 64,657 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ ชีวมวล 23,000พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ก๊าซชีวภาพ 1,283 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ขยะ 495 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ พลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ 100 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และไบโอมีเทน 2,023 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ สัดส่วนความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 19.15 (3) เป้าหมายการผลิตเชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง ความต้องการเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง 40,890 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล 7.5 ล้านลิตรต่อวัน (1,396 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) ไบโอดีเซล 8.00 ล้านลิตรต่อวัน (2,517 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และน้ำมันไพโรไลซิส 0.53 ล้านลิตรต่อวัน (171 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) สัดส่วนเชื้อเพลิงชีวภาพต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.22 (4) เปรียบเทียบเป้าหมายสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของแผน AEDP2015 และ AEDP2018 อยู่ที่ร้อยละ 30.07 และ 30.18 ตามลำดับ แบ่งเป็น พลังงานไฟฟ้าอยู่ที่ร้อยละ 4.27 และร้อยละ 5.75 ตามลำดับ พลังงานความร้อนอยู่ที่ร้อยละ 19.15 และร้อยละ 21.20 ตามลำดับ และการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพอยู่ที่ร้อยละ 6.65 และร้อยละ 3.22 ตามลำดับ

มติของที่ประชุม

เห็นชอบในหลักการร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 6. ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)

สรุปสาระสำคัญ

2. แนวทางการจัดทำร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) มีดังนี้ (1) ปรับสมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต กำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 1-2 ปี ระยะกลาง 10 ปี และระยะยาว 20 ปี ปรับสมมุติฐาน GDP อัตราการเพิ่มของประชากร และค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 รวมทั้งรักษาระดับเป้าหมายโดยการลด EI ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 โดยมีเป้าหมายในการลดการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ให้ได้ทั้งสิ้น 49,064 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (2) ทบทวนกรอบการอนุรักษ์พลังงาน แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 คือ ลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ ณ ปี พ.ศ. 2580 จากระดับ 181,238 ktoe ในกรณีปกติ (Business as usual: BAU) ลดลงไปอยู่ที่ระดับ 126,867 ktoe หรือคิดเป็นเป้าหมายผลการประหยัดพลังงานเท่ากับ 54,371 ktoe ผลการดำเนินงานในช่วงปี พ.ศ. 2554 - 2560 คิดเป็นพลังงานที่ประหยัดได้สะสมประมาณ 5,307 ktoe และสามารถลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงได้ร้อยละ 7.63 ทั้งนี้ เพื่อให้บรรลุเป้าหมายการลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 จึงจะต้องมีเป้าหมายลดการใช้พลังงานจากมาตรการอนุรักษ์พลังงานต่างๆ ในช่วงปี พ.ศ. 2561 – 2580 อีกประมาณ 49,064 ktoe (3) ปรับกลยุทธ์การขับเคลื่อนแผนฯ โดยมุ่งเน้นไปที่เป้าหมาย 5 สาขาเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม ธุรกิจการค้า บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และขนส่ง แบ่งเป็น 3 กลยุทธ์ คือ กลยุทธ์ภาคบังคับ มีการกำกับดูแลให้ผู้ใช้พลังงานรายใหญ่ในภาคส่วนต่างๆ ต้องมีการใช้พลังงานเป็นไปตาม มาตรฐาน มาตรการ/วิธีการที่กำหนดขึ้นอย่างเหมาะสม กลยุทธ์ภาคส่งเสริม มีมาตรการสนับสนุนทางด้านการเงิน เพื่อเร่งรัดให้มีการตัดสินใจลงทุนเปลี่ยนอุปกรณ์ หรือดำเนินมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงาน การส่งเสริมการนำเทคโนโลยีและนวัตกรรมต่างๆ เข้ามาประยุกต์ใช้เพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน และกลยุทธ์ภาคสนับสนุน ช่วยเสริมกลยุทธ์ภาคบังคับและกลยุทธ์ภาคส่งเสริมให้เกิดผลประหยัดด้านพลังงาน โดยหากดำเนินการได้ตามเป้าหมายคาดว่าจะก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานของประเทศในช่วงปี พ.ศ. 2561 - 2580 รวม 54,371 ktoe คิดเป็นมูลค่าเงินที่จะประหยัดได้ราว815,571 ล้านบาท ช่วยลดภาระในการจัดหาโรงไฟฟ้าได้ประมาณ 4,000 เมกะวัตต์ และยังทำให้เกิดการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ได้ราว 170 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (Mt-CO2) ทั้งนี้ ภายหลังจัดทำร่างแผน EEP2018 พพ. ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผนฯ ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 4 ครั้ง ในกรุงเทพมหานคร เชียงใหม่ ขอนแก่น และสุราษฎร์ธานี

มติของที่ประชุม

เห็นชอบในหลักการร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP 2018) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 7. ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ต่อมากระทรวงพลังงานได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ โดย กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบ Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ซึ่งได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2562 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 เนื่องจาก Gas Plan 2015 เป็นการวางแผนโดยบูรณาการตาม PDP2015 ประกอบกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงในปี 2561 และ 2562 ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ รวมถึงการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่องภายหลังการประมูลสัมปทานในระบบแบ่งปันผลผลิต (PSC) ส่งผลให้สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยได้อย่างต่อเนื่องอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน

2. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจึงได้ร่วมกันทบทวน Gas Plan 2015 และจัดทำร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติพ.ศ. 2561 -2580 (Gas Plan 2018) โดยบูรณาการให้สอดคล้องกับ PDP2018 และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ได้รับทราบแนวทางการจัดทำ Gas Plan 2018 และให้ สนพ. นำไปรับฟังความคิดเห็นกับผู้ที่มีส่วนเกี่ยวข้อง และจัดทำสรุปเสนอ กบง. ต่อไป

3. การจัดทำ Gas Plan 2018 สรุปได้ดังนี้ (1) กรอบแนวคิดและเป้าหมายของ Gas Plan 2018 ได้แก่ ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เพื่อลดปัญหามลพิษทางอากาศ เร่งรัดการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปิโตรเลียมภายในประเทศ พื้นที่พัฒนาร่วมและพื้นที่ทับซ้อน พัฒนาและใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานอย่างมีประสิทธิภาพ และส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) สมมติฐานความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ ภาคการผลิตไฟฟ้า ประมาณการตาม PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ใช้ก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซ (ใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับผลิต LPG และปิโตรเคมี) ประมาณการตามปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ภาคอุตสาหกรรม ประมาณการตามการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) ซึ่งการคาดการณ์ GDP ปี 2561 - 2580 ขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 3.8 ต่อปี และคำนึงถึงแผนการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ภาคขนส่งประมาณการตามแนวโน้มจำนวนรถ NGV (3) ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี คาดว่าในปี 2580 จะอยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แบ่งเป็นการผลิตไฟฟ้าร้อยละ 67 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 21 โรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 11 และภาคขนส่งร้อยละ 1 (4) ประมาณการการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติในประเทศ (อ่าวไทยและพื้นที่บนบก) ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมา LNG สัญญาปัจจุบัน และก๊าซธรรมชาติหรือ LNG ที่ต้องจัดหาเพิ่ม โดยตั้งแต่ปี 2563 จำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติหรือ LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ และจากการคาดการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติในอนาคตมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากประมาณ 4,676 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2561 เป็นประมาณ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 โดยการผลิตจากแหล่งภายในประเทศมีแนวโน้มลดลงอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 การจัดหา LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ พบว่าในปี 2580 ความต้องการ LNG ทั้งหมดอยู่ที่ประมาณ 26 ล้านตันต่อปี (โครงข่ายท่อบนบกประมาณ 22 ล้านตันต่อปี และภาคใต้ประมาณ 4 ล้านตันต่อปี) โดยการจัดหาเพื่อรองรับความต้องการในภาคใต้ ประกอบด้วย การจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ ตามแผน PDP2018 rev.1 มีความจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติในรูปแบบ LNG ประมาณ 1.5 - 3.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2570 และการจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ซึ่งปัจจุบันจัดหาจากแหล่ง JDA โดยจะเร่งรัดการเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA เพิ่มเติม หรือจัดหาในรูปแบบ LNG ประมาณ 0.7 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2572 (5) แผนโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติ ปัจจุบันมีท่าเรือและ LNG Terminal ที่รองรับการนำเข้า LNG ได้ 11.5 ล้านตันต่อปี ขณะที่การใช้งานตามสัญญาสูงสุดของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีเพียง 5.2 ล้านตันต่อปี เท่านั้น ทั้งนี้ หากรวมโครงการ LNG Terminal ที่ได้รับอนุมัติแล้ว ได้แก่ โครงการ LNG Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง (บ้านหนองแฟบ) [T-2] ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 มาบตาพุดระยะที่ 3 (EEC) จังหวัดระยอง 10.8 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2570 ดังนั้นในปี 2570 จะมี LNG Terminal ที่สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้ในปริมาณรวมทั้งสิ้น 34.8 ล้านตันต่อปี และสามารถขยายเพื่อรองรับ LNG ได้ถึง 47.5 ล้านตันต่อปี LNG Terminal ส่วนที่เหลือจากความต้องการใช้ในประเทศ ซึ่งต้องมีมาตรการส่งเสริมให้เกิดการใช้งานอย่างเต็มศักยภาพต่อไป อาทิ มาตรการส่งเสริมให้ประเทศไทยเป็น LNG Regional Hub

4. แนวโน้มความต้องการโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ภาคใต้ มีดังนี้ (1) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 ซึ่งจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยการนำเข้า LNG เนื่องจากนโยบายในการส่งเสริมให้ส่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยขึ้นไปยังโรงแยกก๊าซที่จังหวัดระยองทั้งหมดเพื่อเพิ่มมูลค่า ส่งผลให้จำเป็นต้องมีการก่อสร้าง LNG Terminal ขนาด 5 ล้านตันต่อปี และท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก LNG Terminal ถึงโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2569 เพื่อรองรับความต้องการใช้ในโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีที่จะเข้าระบบในปี 2570 (2) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ในกรณีที่ไม่สามารถเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA ได้ อาจมีความจำเป็นต้องก่อสร้าง FSRU ขนาด 2 ล้านตันต่อปี ในพื้นที่เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2571 ส่วนความต้องการโครงสร้างพื้นฐานในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ จากการพิจารณาแนวโน้มความต้องการใช้ เปรียบเทียบกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในภูมิภาค (แหล่งสินภูฮ่อมและแหล่งน้ำพอง) พบว่าการจัดหาจะเพียงพอกับความต้องการใช้ถึงปี 2572 โดยต้องเตรียมการสำรวจและผลิตหรือจัดหาเพิ่มเติมผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติใหม่จาก จังหวัดนครราชสีมาไปโรงไฟฟ้าน้ำพองและโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 โดยก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในปี 2572 เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือที่จะเข้าระบบในปี 2573

6. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ ได้แก่ (1) สร้างความมั่นคง เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าให้มีเสถียรภาพและทำให้ประชาชนมีไฟฟ้าใช้อย่างทั่วถึง ชุมชนมีโอกาสในการใช้วัตถุดิบเหลือใช้ทางการเกษตรผลิตเป็นไบโอมีเทนอัดมาใช้ทดแทนการนำเข้า LNG (2) สร้างความมั่งคั่ง มีการขยายตัวของอุตสาหกรรมในแนวท่อซึ่งจะเสริมสร้างเศรษฐกิจในพื้นที่ อุตสาหกรรมปิโตรเคมีช่วยเพิ่มมูลค่าของก๊าซธรรมชาติได้ถึง 7-25 เท่า ช่วยให้เศรษฐกิจของประเทศขยายตัว การเกิด LNG Regional Hub มีประโยชน์ต่อเศรษฐกิจของประเทศ คิดเป็นมูลค่าประมาณ 165 พันล้านบาทใน 10 ปี และเกิดการจ้างงาน 16,000 คนต่อปี การใช้โครงสร้างพื้นฐานอย่างเต็มศักยภาพจะส่งผลให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติลดลง ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง และ (3) สร้างความยั่งยืน จากการลดการปล่อยมลพิษจากการผลิตไฟฟ้าจาก 0.46 kg-CO2/kWh ในปี 2561 เป็น 0.27 kg-CO2/kWh ตาม PDP2018 rev.1 ลดการปล่อยมลพิษทางอากาศจากการใช้พลังงาน รวมทั้งมีการบริหารจัดการเปลี่ยนของเสียให้เป็นพลังงาน (Waste to Energy) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ มีมติเห็นชอบร่าง Gas Plan 2018 และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ Floating Storage Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเกิดประสิทธิภาพสูงสุด

เรื่องที่ 8. แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping)

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ซึ่งได้มีการบรรจุมาตรการการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าเป็นมาตรการหนึ่งของการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยตั้งเป้าหมายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าภายในปี 2579 รวมทั้งสิ้น 1.2 ล้านคัน และจากปัญหามลพิษฝุ่นละอองขนาดเล็กสูงเกินกว่าค่ามาตรฐานในพื้นที่กรุงเทพมหานครและปริมณฑลตั้งแต่ช่วงปลายปี 2561 คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2562 ให้การแก้ไขปัญหามลภาวะด้านฝุ่นละอองเป็นวาระแห่งชาติ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติได้มีมติเห็นชอบแผนปฏิบัติการขับเคลื่อนวาระแห่งชาติ “การแก้ไขปัญหามลพิษด้านฝุ่นละออง” โดยมีมาตรการด้านพลังงานที่เกี่ยวข้องคือ การใช้มาตรการจูงใจเพื่อสนับสนุนส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่จะต้องมีแนวทางการดำเนินการภายในปี 2562 - 2564 โดยในส่วนของกระทรวงพลังงานจะมีการกำหนดกรอบแนวทางการสนับสนุนสถานีอัดประจุไฟฟ้า การทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมเปลี่ยนผ่านไปสู่การส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า

3. แนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า ประกอบด้วย

3.2 กรอบแนวทางการดำเนินงาน (1) พื้นที่เป้าหมาย ได้แก่ พื้นที่ชุมชน ส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าทั้งในสถานีบริการน้ำมันห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน โดยเฉพาะในพื้นที่ของสถานีบริการน้ำมัน ซึ่งมีการลงทุนพัฒนาสิ่งอำนวยความสะดวกอยู่แล้ว การติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าบนถนนสายหลักระหว่างเมืองเพื่อรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่อาศัยอยู่ในพื้นที่นั้นหรือรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่เดินทางมาจากเมืองอื่น (2) ประเภทของสถานีอัดประจุ แบ่งเป็น สถานีอัดประจุไฟฟ้ากระแสตรงแบบเร่งด่วน (Quick Charge) ในเขตชุมชนเมืองชั้นในระหว่างเส้นทางหลวงสายหลักของประเทศไทย และสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบปกติ (Normal Charge) ในห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน ที่มีศักยภาพและความพร้อม (3) งบประมาณสนับสนุน เปิดให้มีการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในการสนับสนุนการลงทุนเพื่อติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า (4) ขั้นตอนการดำเนินงาน โดยจัดทำรายละเอียดหลักเกณฑ์และแนวทางในการสนับสนุนการลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า กำหนดคุณสมบัติของผู้มีสิทธิ์ขอรับการสนับสนุน โดยแนวทางในการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าจะพิจารณาจากปัจจัยต่างๆ เช่น ความหนาแน่นของประชากร ความหนาแน่นของการจราจร/การเดินทาง ระยะทางระหว่างกริดแรงดันไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ประโยชน์ของพื้นที่ (Land use) จากนั้นดำเนินการ ประกาศรับสมัครหน่วยงานภาครัฐและเอกชน ที่มีคุณสมบัติตามหลักเกณฑ์ แนวทางฯ เพื่อขอรับการสนับสนุนเงินลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า และเริ่มดำเนินการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามขั้นตอนที่กำหนดในแผนงาน (5) วิธีการดำเนินงาน มอบสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นหน่วยงานหลักในการบริหารงานส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า โดย จัดทำข้อเสนอโครงการส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า เพื่อขอรับการสนับสนุนจาก กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยร่วมกับกรมธุรกิจพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และ การไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) เพื่อดำเนินการกำหนดพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping) ให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าโดยให้มีระยะห่างของแต่ละ สถานีภายในรัศมีไม่เกิน 50 - 70 กิโลเมตร และจัดทำแนวทางการกำกับดูแลความปลอดภัยของการติดตั้งสถานอัดประจุไฟฟ้าในสถานีบริการน้ำมัน และพื้นที่อื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งประสานความร่วมมือระหว่างหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องให้เกิดการดำเนินงานอย่างพร้อมเพรียงและเป็นไปในทิศทางเดียวกัน นอกจากนี้มอบสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณากำหนดแนวทางในการจัดสรรเงินสนับสนุนการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งมอบการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (กฟผ./กฟภ./กฟน.) พิจารณาเตรียมความพร้อมการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับและเชื่อมต่อกับสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในอนาคต

มติของที่ประชุม

เห็นชอบแนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามวิธีการดำเนินงาน และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 9. การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า และความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit)

สรุปสาระสำคัญ

2. การดำเนินงานของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน มีดังนี้ (1) การศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ศึกษาต้นทุนค่าไฟฟ้า เทียบกับต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการของระบบขนส่งสาธารณะทางราง พบว่าเป็นสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 4 นอกจากนั้นพบว่า ค่าไฟฟ้าของระบบขนส่งสาธารณะทางรางอยู่ในระดับที่ใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดใหญ่ (2) การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า สำนักงาน กกพ. ได้ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและแนวทางการจัดการระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย โดยอ้างอิงกรณีศึกษาจากต่างประเทศ ซึ่งพบว่ามีมาตรการจูงใจทางด้านภาษี (Tax Incentive) ในการนำเข้ารถยนต์ และอุปกรณ์ต่างๆ รวมถึงการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้าที่ไม่มีการคิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) เพื่อเป็นการส่งเสริมอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้า

3. เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 กกพ. ได้พิจารณาข้อเสนอแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีฯ เพื่อใช้เป็นอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป โดยมีข้อเสนอ 2 แนวทาง ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) ซึ่งมีอัตราค่าไฟฟ้าในช่วงเวลา Peak เท่ากับ 5.7982 บาทต่อหน่วย และช่วงเวลา Off Peak เท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ กำหนดขนาดกำลังติดตั้งของสถานีอัดประจุไฟฟ้าสูงสุดต้องไม่เกินขนาดหม้อแปลง 250 kVA (2) อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือเท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ การใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง (Low Priority) เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ

มติของที่ประชุม

1. รับทราบรายงานการศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ และการศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า

2. เห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตาม โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือเท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยอัตราดังกล่าวต้องใช้กับเงื่อนไขการบริหารจัดการแบบ Low Priority หรือการใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ และใช้เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 10. การเสนอชื่อบุคคลเพื่อรับการคัดเลือกเป็นกรรมการสรรหากรรมการภาคประชาสังคมของกระทรวงพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้กำหนดให้ภาคประชาชนมีส่วนร่วมในการให้ข้อเสนอแนะต่อรัฐอย่างเป็นทางการ ในรูปของคณะที่ปรึกษาหรือคณะกรรมการของภาคประชาสังคม ให้เป็นหนึ่งในประเด็นปฏิรูปที่ 3 ปฏิรูปการสร้างธรรมาภิบาลในทุกภาคส่วน ซึ่งบรรจุอยู่ในแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน โดยให้แต่งตั้งคณะกรรมการของภาคประชาสังคม ภายใต้คำสั่งของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน มีอำนาจหน้าที่ ให้คำปรึกษาและข้อเสนอแนะเชิงนโยบายต่อคณะกรรมการแต่ละชุดของกระทรวงพลังงาน ติดตามการดำเนินงานตามนโยบายและรับทราบปัญหาพร้อมให้ข้อเสนอแนะในการบริหารจัดการและกำกับดูแล เพื่อเสนอมุมมองของผู้มีส่วนได้เสียภาคประชาชนและภาคผู้ประกอบการ โครงสร้างกรรมการประกอบด้วยตัวแทนผู้มีส่วนได้เสีย (Stake Holders) 3 ฝ่าย คือ (1) ผู้ใช้/ผู้บริโภคพลังงาน (2) ตัวแทนองค์กรผู้ผลิต/ผู้จำหน่ายพลังงาน (3) นักวิชาการ/ผู้เชี่ยวชาญ/ผู้ทรงคุณวุฒิ การได้มาของคณะกรรมการให้เป็นไปตามความเหมาะสม โดยแต่งตั้งคณะกรรมการสรรหาเพื่อมาดำเนินการดังกล่าว ซึ่งคณะกรรมการสรรหา ประกอบด้วยกรรมการจากแต่ละภาคส่วน ดังนี้ (1) ผู้ใช้/ผู้บริโภคพลังงานมีสัดส่วน 3 คน (2) ผู้ผลิต/ผู้จำหน่ายพลังงาน มีสัดส่วน 3 คน (3) ภาควิชาการ มีสัดส่วน 3 คน และ (4) กรรมการหรือผู้ที่ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการด้านพลังงานแต่ละชุด มีสัดส่วน 2 คน โดยให้กรรมการสรรหาไปกำหนดวิธีการได้มาขอตัวแทนผู้มีส่วนได้เสีย โดยเปิดโอกาสให้สมัครหรือเสนอชื่อเป็นการทั่วไป

2. เมื่อวันที่ 28 มกราคม 2563 กระทรวงพลังงานได้มีประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การเสนอชื่อบุคคลเพื่อรับการคัดเลือกเป็นกรรมการสรรหากรรมการภาคประชาสังคมของกระทรวงพลังงาน โดยคณะกรรมการสรรหาฯ มีองค์ประกอบ คือ (1) ผู้แทนองค์กรผู้ใช้/ผู้บริโภคพลังงาน จำนวน 3 คน (2) ผู้แทนผู้ผลิต/ผู้จำหน่ายพลังงาน จำนวน 3 คน (3) ภาควิชาการ จำนวน 3 คน (4) ผู้ที่ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการด้านต่างๆ ของกระทรวงพลังงาน จำนวน 2 คน ทั้งนี้ คณะกรรมการด้านพลังงาน หมายถึง กรรมการด้านพลังงานระดับประเทศที่มีการแต่งตั้งขึ้นตามกฎหมาย เช่น คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) คณะกรรมการ ปิโตรเลียม และคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (กทอ.) ซึ่งกรรมการสรรหามีอำนาจหน้าที่กำหนดวิธีการและหลักเกณฑ์การสรรหาคณะกรรมการของภาคประชาสังคม คัดเลือกบุคคลที่สมควรได้รับการเสนอชื่อเป็นกรรมการ ต่อมาสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เพื่อขอให้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการของคณะกรรมการด้านพลังงานระดับประเทศ พิจารณามอบหมายผู้แทนจากคณะกรรมการแต่ละชุด เพื่อร่วมเป็นกรรมการสรรหาตามประกาศกระทรวงพลังงาน เนื่องจากกรรมการด้านพลังงานระดับประเทศอยู่ในความรับผิดชอบของ สนพ. จำนวน 3 คณะ (กพช. กบง. และ กทอ.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ 1 คณะ (คณะกรรมการปิโตรเลียม) ทั้งนี้ ในส่วนของ สนพ. จึงขอนำเสนอ กบง. พิจารณามอบหมายผู้ที่มีคุณสมบัติตามประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การเสนอชื่อบุคคลเพื่อรับการคัดเลือกเป็นกรรมการสรรหากรรมการภาคประชาสังคม ของกระทรวงพลังงาน เข้าร่วมเป็นกรรมการสรรหาฯ จำนวน 1 คน

มติของที่ประชุม

มอบหมายให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นผู้แทนของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเป็นกรรมการสรรหากรรมการภาคประชาสังคมของกระทรวงพลังงาน

เรื่องที่ 11. แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ดังนี้ (1) เห็นชอบการขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร โดยให้เริ่มดำเนินการได้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 เป็นต้นไป (2) เห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นทางเลือก ต่อมาเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 1.85 บาทต่อลิตร

2. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2562 คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ได้ออกประกาศปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กพช. มีผลให้ส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 2 บาทต่อลิตร และส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้กำหนดแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ดังนี้ (1) 1 ตุลาคม 2562 ขอความร่วมผู้มือค้าน้ำมันให้เพิ่มปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี10 ในสถานีบริการ (2) 18 ตุลาคม 2562 ประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพไบโอดีเซลเหลือชนิดเดียว (3) 1 มกราคม 2563 ขอความร่วมมือให้ทุกคลังของผู้ค้าน้ำมันมีการผลิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และ (4) 1 มีนาคม 2563 ขอความร่วมมือให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีจำหน่ายในสถานีบริการทุกสถานี

3. ปัญหาในการดำเนินงาน ได้แก่ (1) ส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วยังไม่จูงใจให้ผู้บริโภคเปลี่ยนมาใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ส่งผลให้ปริมาณการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วและไบโอดีเซล ยังไม่เป็นไปตามแผนที่กำหนด โดย ณ วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2563 มีปริมาณการใช้ ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 อยู่ที่ประมาณ 57 ล้านลิตรต่อวัน สูงกว่าแผนที่กำหนดไว้ที่ 5 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 82 ของการใช้น้ำมันดีเซลทั้งหมด (2) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 การใช้มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น แต่ยังต่ำกว่าแผนที่กำหนดไว้มาก โดยปัจจุบันอยู่ที่ 4.7 ล้านลิตรต่อวัน ต่ำกว่าแผนที่กำหนดไว้ที่ 57 ล้านลิตรต่อวัน (3) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 7.2 ล้านลิตรต่อวัน สูงกว่าแผนที่กำหนดไว้ที่ไม่เกิน 5 ล้านลิตรต่อวัน (4) ไบโอดีเซล (บี 100) อยู่ที่ 5.9 ล้านลิตรต่อวัน กว่าแผนที่กำหนดไว้ที่ 7.1 ล้านลิตรต่อวัน (2) ปัจจุบัน ธพ. ไม่มีหลักเกณฑ์ที่เหมาะสมในการติดตามค่าการตลาดน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วรายผลิตภัณฑ์ เพื่อติดตามราคาขายปลีกให้เหมาะสม และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ปัจจุบันอยู่ในระดับใกล้เคียงกัน ทำให้ผู้ประกอบการไม่มีแรงจูงใจในการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ส่งผลให้ปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ไม่เป็นไปตามแผนที่กำหนด

4. ข้อเสนอฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรส่งเสริมให้มีปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้น โดยปรับส่วนต่างราคาขายปลีก ดังนี้ (1) ขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เพิ่มขึ้นจากปัจจุบันที่ 2 บาทต่อลิตร เป็น 3 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี10 เพิ่มขึ้นจากปัจจุบันที่ 1 บาทต่อลิตร เป็น 0.50 บาทต่อลิตร (2) ปรับปรุงค่าการตลาดที่เหมาะสมของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วรายผลิตภัณฑ์ โดยกำหนดให้ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 สูงกว่าค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และ บี20 เพื่อสร้างแรงจูงใจให้ผู้ประกอบการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 โดยยังคงค่าการตลาดเฉลี่ยของทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ระดับ 1.85 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. วันที่ 20 เมษายน 2561 ดังนี้ ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 1.50 บาทต่อลิตร ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 1.85 บาทต่อลิตร และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 1.55 บาทต่อลิตร

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่ 0.50 บาทต่อลิตร

2. เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม ดังนี้

kbg13

3. เห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้อ 1 และ 2 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2563

Published in มติกบง.

วันศุกร์, 17 เมษายน 2563 11:23 Written by Super User

ประกาศ กพช. พ.ศ. 2563

Published in ประกาศกพช.

Download attachments:

วันพุธ, 12 กุมภาพันธ์ 2563 11:23 Written by Super User

กพช. ครั้งที่ 149 วันจันทร์ที่ 16 ธันวาคม พ.ศ. 2562

มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2562 (ครั้งที่ 149)
วันจันทร์ที่ 16 ธันวาคม พ.ศ. 2562 เวลา 13.30 น.
ณ ตึกสันติไมตรี (หลังใน) ทำเนียบรัฐบาล

1. รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2561 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

2. โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

3. การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล

4. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปยังมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของไทย ระยะที่ 2 (Lao PDR – Thailand – Malaysia Power Integration Project (LTM-PIP) Phase 2)

5. การเพิ่มจุดเชื่อมโยงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยกับรัฐวิสาหกิจลาว

6. การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2563

7. การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า

8. การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย

9. การแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน

10. แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2563 - 2567

11. ปรับปรุงคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

12. การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

นายกรัฐมนตรี (พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท) กรรมการและเลขานุการ

เรื่องที่ 1 รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2561 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎรและวุฒิสภา และเปิดเผยต่อสาธารณชน

2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2561 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) งานกำกับกิจการพลังงานเป็นเลิศ ยกระดับการปรับโครงสร้างอัตราค่าบริการในกิจการไฟฟ้า ออกประกาศหลักเกณฑ์โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า พ.ศ. 2561-2563 ศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษตามนโยบายรัฐ กำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามโครงสร้างที่ได้รับความเห็นชอบแล้ว วิเคราะห์และกำกับอัตราค่าบริการภายใต้ TPA ปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าบริการที่สอดคล้องกับโครงสร้างการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติ พัฒนาศูนย์วิเคราะห์และพยากรณ์ข้อมูลพลังงานไฟฟ้า ระยะที่ 1 และข้อมูลเพื่อประกอบ การกำกับกิจการพลังงานตามแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด พ.ศ. 2558-2579 ยกระดับการกำกับศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator: SO) เพื่อรองรับส่วนของก๊าซธรรมชาติในอนาคต ส่งเสริมมาตรการลดการใช้ไฟฟ้าเพื่อช่วยลดการลงทุนรองรับระบบในช่วง Peak (2) งานส่งเสริมการแข่งขันและก้าวทันนวัตกรรมพลังงาน ศึกษารูปแบบการดำเนินธุรกิจหลากหลายของการประกอบกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้าเพื่อรองรับการขยายตัวของยานยนต์ไฟฟ้า (EV) และศึกษารูปแบบธุรกิจและโครงสร้างการกำกับกิจการขนส่งน้ำมันทางท่อ ปรับปรุงหลักเกณฑ์การอนุญาตที่เกี่ยวข้องต่างๆ พัฒนาระบบบูรณาการกระบวนการรับซื้อไฟฟ้าและปรับกระบวนการทำงานเพื่อความสอดคล้องต่อเนื่อง (3) งานสื่อสารงานกำกับกิจการพลังงานให้เข้าถึง ยกระดับการคุ้มครองสิทธิประโยชน์ กำกับติดตามประเมินผลมาตรฐานคุณภาพบริการและมาตรฐานสัญญาการให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อย ทบทวนการออกประกาศมาตรฐานสัญญาการให้บริการผู้ใช้ไฟฟ้า (รายใหญ่) และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า พัฒนาระบบจัดการข้อร้องเรียนครบวงจร (e-petition) กำหนดปฏิรูปการกำกับดำเนินงานกองทุนฯ พัฒนาทรัพยากรบุคคลและแผนพัฒนากองทุนฯ ปรับปรุงระเบียบประกาศหลักเกณฑ์คู่มือแนวทางกองทุนฯ (4) ด้านองค์กรสมรรถนะสูง เป็นมืออาชีพ ยกระดับการพัฒนาทรัพยากรบุคคล โดยพัฒนากำลังคนเพื่อขับเคลื่อนยุทธศาสตร์สำนักงานสอดคล้องกับแนวนโยบาย Energy 4.0 และเตรียมผู้นำในอนาคต ปรับปรุงระบบบริหารทรัพยากร ดูแลระบบสารสนเทศให้พร้อมใช้งาน สร้าง Smart Office พัฒนาระบบ MIS เพื่อใช้วิเคราะห์และตัดสินใจ และสนับสนุนการทำงานพัฒนาระบบจัดการเอกสารและข้อมูลองค์กร ดูแลระบบคลังข้อมูล เพื่อสนับสนุนการจัดเก็บข้อมูลแบบบูรณาการ

3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในปี งบประมาณ 2561 มีรายได้รวมทั้งสิ้น 24,994,721,118.53 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 20,802,886,507.31 บาท มีรายได้จากการดำเนินงาน 950,234,985.75 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 593,755,421.66 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 356,479,564.09 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 60,959,903.39 บาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายฯ ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพ ไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจเป็นโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ เน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด มีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าโดยรวม การใช้เงินจากกองทุนต่าง ๆ มาสนับสนุนโครงการให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่กฎหมายกำหนดไว้ การนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิง การกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้ชัดเจน โปร่งใส เป็นธรรม คำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุดต่อชุมชนและประเทศ ทั้งนี้ มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนฯ และเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกันจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายฯ รูปแบบในการจัดหาโรงไฟฟ้าชุมชน และราคารับซื้อไฟฟ้า เพื่อนำเสนอคณะอนุกรรมฯ พิจารณา ก่อนนำเสนอ กบง. ต่อไป

2. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 พพ. และ กกพ. ร่วมกันจัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เสนอ กบง. ซึ่ง กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักการและราคารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป และให้นำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กกพ. ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้ กบง. พิจารณา นอกจากนี้ เห็นควรนำเสนอ กพช. พิจารณาแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก เพื่อทำหน้าที่คัดเลือกโครงการที่จะเข้าร่วมโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

3. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ในโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก มีดังนี้ (1) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับ VSPP แบ่งเป็น 4 ประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และเชื้อเพลิงแบบผสมผสาน (Hybrid) ระหว่างชีวมวล และ/หรือก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และ/หรือก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และร่วมกับพลังงานแสงอาทิตย์ได้ ทั้งนี้ ให้ติดตั้งมิเตอร์วัดพลังงานไฟฟ้าแยกแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และแยกราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นสัญญารับซื้อไฟฟ้าสัญญา Non-Firm สามารถใช้ระบบกักเก็บพลังงาน (ESS) ร่วมด้วยได้ และห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้ายกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น โดยในปี 2563 จะเปิดรับซื้อไฟฟ้าปริมาณรวม 700 เมกะวัตต์ และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) แบ่งเป็น 2 โครงการ คือ (1) โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 ซึ่งเปิดโอกาสให้โรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างแล้วเสร็จหรือใกล้จะแล้วเสร็จเข้าร่วมโครงการ และ (2) โครงการทั่วไป เปิดโอกาสให้ผู้มีความประสงค์เข้าร่วมโครงการเป็นการทั่วไป และให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ในปี 2564 เป็นต้นไป กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ โดยปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศรับซื้อกำหนด และไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ส่วนวิธีการคัดเลือกโครงการ จะดำเนินการโดยคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ที่จัดตั้งภายใต้ กพช. โดยคณะกรรมการฯ จะพิจารณาตามหลักเกณฑ์เงื่อนไขที่กำหนด และคัดเลือกเรียงตามลำดับจากโครงการที่เสนอให้ผลประโยชน์คืนสู่ชุมชนสูงสุดไปสู่ผลประโยชน์ต่ำสุด ทั้งนี้ จะพิจารณารับซื้อจากโครงการ Quick win ก่อนเป็นลำดับแรก แล้วจึงจะพิจารณารับซื้อจากโครงการทั่วไป

4. รูปแบบโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก มีดังนี้ (1) มีรูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 กลุ่ม คือ กลุ่มผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชนอาจร่วมกับองค์กรของรัฐ) สัดส่วนประมาณร้อยละ 60 - 90 และกลุ่มวิสาหกิจชุมชน (มีสมาชิกไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน) สัดส่วนประมาณร้อยละ 10 - 40 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิไม่น้อยกว่าร้อยละ 10 และเปิดโอกาสให้ซื้อหุ้นเพิ่มได้อีก รวมแล้วไม่เกินร้อยละ 40 (2) มีส่วนแบ่งจากรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับกองทุนหมู่บ้านที่อยู่ใน “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” ของโรงไฟฟ้าชุมชนนั้น ๆ และต้องกำหนดเงื่อนไขการจัดสรรรายได้ที่เกิดจากการจำหน่ายไฟฟ้าให้เป็นไปเพื่อการใช้ประโยชน์ด้านพลังงานให้กับชุมชน โดยอัตราส่วนแบ่งรายได้ไม่ต่ำกว่า 25 สตางค์ต่อหน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และไม่ต่ำกว่า 50 สตางค์ต่อหน่วย สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ Hybrid เข้ามา (3) “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” ของโรงไฟฟ้านั้น ๆ ครอบคลุมหมู่บ้านโดยรอบโรงไฟฟ้าที่อยู่ในรัศมีจากศูนย์กลางโรงไฟฟ้า แบ่งเป็นระยะทาง 5 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเกิน 5,000 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี ระยะทาง 3 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าเกิน 100 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี แต่ไม่เกิน 5,000 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี และระยะทาง 1 กิโลเมตร สำหรับโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงานไฟฟ้าไม่เกิน 100 ล้านกิโลวัตต์ – ชั่วโมงต่อปี ในกรณีที่มีการทับซ้อนกันของเขตพื้นที่ “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” เนื่องจากโรงไฟฟ้าอยู่ใกล้กันอาจรวมพื้นที่ “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” เข้าด้วยกันก็ได้ ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงประโยชน์ต่อการพัฒนา “พื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น” เป็นสำคัญ และชุมชนยังคงได้รับผลประโยชน์ตามระเบียบกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามปกติ และ (4) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิง โดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธะสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อเชื้อเพลิง ระยะเวลาการรับซื้อเชื้อเพลิง คุณสมบัติของเชื้อเพลิงและราคารับซื้อเชื้อเพลิงไว้ในสัญญาด้วย

5. โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP) เปิดโอกาสให้โครงการที่ได้ลงทุนก่อสร้างไปแล้ว (ก่อนปี 2560) แต่ไม่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ ติดปัญหา Grid capacity แต่ปัจจุบันสามารถรับซื้อไฟฟ้าได้แล้ว ดังนั้น จึงควรกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า Feed-in Tariff (FiT) ตามสมมุติฐานทางการเงิน ณ ปีที่ลงทุนก่อสร้าง ซึ่งในปี 2560 กพช. ในคราวประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก แบบ SPP Hybrid Firm และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ดังนั้น จึงกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP) ตามอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm (โดย ไม่มี FiT Premium สำหรับการขายไฟฟ้าในรูปแบบ Firm) ดังนี้

อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (VSPP)

KPC16 62 149

สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ที่ Hybrid เข้ามานั้น ใช้สมมุติฐานทางการเงิน ณ ปัจจุบัน (ต้นทุนค่าก่อสร้างประมาณ 25 - 27 ล้านบาทต่อเมกะวัตต์) ในการคำนวณอัตรารับซื้อไฟฟ้า

6. กระทรวงพลังงาน ขอเสนอให้ กพช. พิจารณาแต่งตั้ง คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยมีองค์ประกอบทั้งสิ้น 16 คน มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ มีผู้แทน พพ. เป็นกรรมการและเลขานุการ มีหน้าที่และอำนาจในการบริหารและพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ติดตาม เร่งรัด และประเมินผลการดำเนินงานโครงการ

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560

2. เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา

4. เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้ง คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป

เรื่องที่ 3 การแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล

สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 11 มีนาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาชีวมวลสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ โดยปรับลดระยะเวลาอายุสัญญาคงเหลือในรูปแบบ FiT ลง เพื่อให้มูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT เท่ากับมูลค่าปัจจุบันสุทธิของมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าที่พึงจะได้รับตลอดอายุโครงการที่เหลืออยู่จากรูปแบบอัตราที่ได้รับอยู่ในปัจจุบัน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2560 ชมรมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ได้ยื่นหนังสือต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อขอให้แก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลเช่นเดียวกับที่ได้แก้ไขปัญหาให้แก่ VSPP ชีวมวลไปแล้ว และเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2560 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล โดยมีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นฝ่ายเลขานุการ ซึ่งคณะทำงานฯ ได้ประชุมเพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาข้อร้องเรียนโรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล จำนวน 2 ครั้ง และเสนอ กบง. พิจารณาเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดย กบง. ได้เห็นชอบแนวทางการบรรเทาความเดือดร้อนของ SPP ชีวมวลตามที่คณะทำงานเสนอ โดยให้สามารถสมัครใจในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ และให้นำเรื่องดังกล่าวเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

2. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2562 สำนักงาน กกพ. มีหนังสือถึง สนพ. เพื่อนำเสนอความเห็นการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ต่อ กบง. ซึ่งได้มีความเห็นว่า กบง. ได้พิจารณาเห็นชอบแนวทางแก้ไขปัญหาไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 โดยให้ SPP ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT ได้ตามเงื่อนไขที่กำหนด แต่ต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2561 มีมติมอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนหลักการและเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ซึ่ง กกพ. ได้เสนอ กบง. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 ให้ใช้หลักการ Net Present Value (NPV) ตามเดิมที่ กบง. เคยมีมติเห็นชอบไปแล้วเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 ทั้งนี้ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2562 ได้พิจารณาเรื่องการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล แล้วมีความเห็น ดังนี้ (1) โครงสร้างและสูตรการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้ารับซื้อจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ที่ผ่านมากำหนดจากนโยบายของรัฐและกำหนดไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยอัตราค่าไฟฟ้าของ SPP ชีวมวลสัญญาประเภท Firm กำหนดจากหลักการต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided cost) มีโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า 2 ส่วนหลัก ประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment: CP) เป็นราคาต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment : EP) อ้างอิงราคาเชื้อเพลิง Fossil ประเภทต่าง ๆ เช่น น้ำมันเตา ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน โดยที่ผู้ประกอบการได้นำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาใช้ศึกษาความเป็นไปได้และความเหมาะสมก่อนตัดสินใจลงทุนในโครงการ ซึ่งที่ผ่านมาราคาเชื้อเพลิง Fossil มีทั้งสูงและต่ำตามสถานการณ์ตลาดโลก สำหรับสัญญาประเภท Non-Firm ในปัจจุบันอ้างอิงราคาค่าไฟฟ้าขายส่งและค่า Ft ขายส่ง (2) ในการแก้ไขปัญหา SPP ชีวมวล จึงเป็นประเด็นปัญหาเชิงนโยบายซึ่งเกี่ยวเนื่องมาจากการให้สิทธิผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ได้ตามมติ กพช. เมื่อวันที่15 ธันวาคม 2557 จึงทำให้เกิดปัญหาร้องเรียนความไม่ธรรมและเหลื่อมล้ำจาก VSPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วโดยเฉพาะเชื้อเพลิงชีวมวล ทำให้ VSPP เชื้อเพลิงชีวมวลได้รับการแก้ไขปัญหาตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 โดยได้รับสิทธิให้สามารถเปลี่ยนค่าไฟฟ้าเป็นแบบ FiT ในอัตรา 4.24 - 4.54 บาทต่อหน่วย (หลักการ Net Present Value: NPV โดยลดระยะเวลาอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าปัจจุบัน) ซึ่งในการแก้ไขปัญหาให้กับ SPP ชีวมวลนอกจากจะต้องพิจารณาความเป็นธรรมจากผลกระทบเชิงนโยบายแล้วจะต้องพิจารณาผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศในภาพรวม รวมทั้งผลกระทบต่อเนื่องที่อาจเกิดขึ้นกับ SPP ชีวมวลแบบ FiT (โครงการ SPP Hybrid Firm) ที่ได้มีการประกาศรับซื้อและดำเนินคัดเลือกเมื่อปี 2560 โดยวิธี Competitive Bidding ควบคู่กันไป

3. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2560 และเมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล สามารถสมัครใจเลือกอยู่ในรูปแบบสัญญาเดิมต่อไปตามเงื่อนไขเดิม หรือให้สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนรูปแบบเป็น Feed-in Tariff (FiT) ได้ และ (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาปรับตารางระยะเวลาที่ปรับลด พร้อมทั้งทบทวนเงื่อนไขการปรับไปใช้อัตรา FiT ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้เป็นปัจจุบัน และนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

4. เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2562 พพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สำนักงาน กกพ. และ กฟผ. ได้ประชุมหารือและสรุปแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือนร้อนของ SPP ชีวมวล ได้ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล ทั้งที่เป็นสัญญา Firm และ Non-Firm อยู่ก่อนแล้ว ซึ่งมีปริมาณเสนอขายน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งโครงการ SPP ที่ได้มีการเปลี่ยนสัญญาเป็น VSPP ไปแล้ว แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ VSPP Semi - Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 โดยไม่ได้รับ FiT Premium (อัตรา 4.24 บาทต่อหน่วย) ทั้งนี้ โครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป ส่วนโครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm ทั้งนี้ อนุญาตให้โครงการ VSPP ที่เคยเปลี่ยนสัญญามาจาก SPP แต่ยังไม่ได้รับสิทธิ์ในการเปลี่ยนรูปแบบเป็น FiT สามารถเปลี่ยนสัญญา และ/หรือคู่สัญญา ไปเป็น SPP แบบ Firm ได้ (2) โรงไฟฟ้า SPP ชีวมวล สัญญา Firm และ Non-Firm ซึ่งมีปริมาณเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ สามารถสมัครใจขอเปลี่ยนไปใช้อัตรา FiT เท่ากับ SPP Hybrid Firm ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (อัตรา 3.66 บาทต่อหน่วย) โดยโครงการที่เป็นสัญญา Firm อยู่แล้วให้เป็นสัญญา Firm ต่อไป แต่โครงการที่เป็นสัญญาแบบ Non-Firm จะต้องเปลี่ยนสัญญาเป็นแบบ Firm (3) อายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้เดิม (กรณีสัญญา Firm) หรือเท่ากับ 20 ปี (กรณีสัญญา Non-Firm) ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้ว และปรับลดระยะเวลาซื้อไฟฟ้าที่ประเมินตามหลักการ NPV คงเดิม โดย SPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2562 (วันที่ กพช. มีมติ) SPP ที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2563 และ SPP ที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (ทั้ง Firm และ Non-Firm) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแบบ Firm (4) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญารูปแบบ FiT แล้ว จะไม่มีการต่ออายุสัญญาอีก (5) โรงไฟฟ้าชีวมวลทุกโรง หากเลือกสิทธิที่จะอยู่ในรูปแบบเดิม ตามเงื่อนไขเดิม หรือปรับเปลี่ยนไปเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป (6) ให้สำนักงาน กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญา พิจารณาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าเป็น FiT ได้ เช่น เงื่อนไขการยกเว้นการยึดหลักค้ำประกันในการปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเดิม การวางหลักค้ำประกันให้สอดคล้องกับสัญญา SPP Firm ในปัจจุบัน การส่งผ่านค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้า การคำนวณระยะเวลาปรับลดกรณีโครงการที่มีปัญหาด้านเทคนิคในการปฏิบัติตามสัญญา Firm เกินกว่ากรอบระยะเวลาที่กำหนด และอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง

5. พพ. ได้ขอให้ กฟผ. ปรับปรุงการคำนวณข้อมูลระยะเวลาการปรับลดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของ SPP ชีวมวล ให้สอดคล้องกับวันที่เริ่มใช้อัตรา FiT ภายใต้สมมติฐานแผน PDP 2015 ซึ่ง กฟผ. ได้ปรับปรุงการคำนวณข้อมูลระยะเวลาการปรับลด (เพิ่ม) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าว โดยแบ่งเป็น 3 กรณี คือ (1) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2562 (วันที่ กพช. มีมติ) จำนวน 18 ราย (2) กรณี SPP รายที่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ประเภทสัญญา Non-Firm การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2563 จำนวน 18 ราย (3) กรณี SPP รายที่ยังไม่ได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สัญญา Firm จำนวน 1 ราย และ Non-Firm จำนวน 5 ราย) การใช้อัตรา FiT มีผลตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ แบบ Firm และได้นำเสนอ กพช. พิจารณาในการประชุมครั้งนี้

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล

2. เห็นชอบตารางการคำนวณข้อมูลระยะเวลาการปรับลด (เพิ่ม) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวล สอดคล้องกับวันที่เริ่มใช้อัตรา Feed-in Tariff (FiT) ตามที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เสนอ

3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าคู่สัญญาดำเนินการเพื่อให้สามารถปรับรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ชีวมวลไปเป็น FiT ได้

เรื่องที่ 4 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปยังมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของไทย ระยะที่ 2 (Lao PDR – Thailand – Malaysia Power Integration Project (LTM-PIP) Phase 2)

สรุปสาระสำคัญ
1. โครงการ Lao PDR – Thailand – Malaysia Power Integration Project (LTM-PIP) เป็นการขายไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ไปยังประเทศมาเลเซียผ่านระบบส่งไฟฟ้าของประเทศไทย ภายใต้สัญญา Energy Purchase and Wheeling Charge Agreement (EPWA) ปริมาณการซื้อขายไฟฟ้าไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ คู่สัญญามี 3 ฝ่าย ประกอบด้วย (1) สปป. ลาว โดยรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) (2) ประเทศไทย โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ (3) ประเทศมาเลเซีย โดยการไฟฟ้ามาเลเซีย (TNB) เริ่มกำหนดซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) วันที่ 1 มกราคม 2561 โดยสัญญาจะสิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2562 และในการประชุมเจ้าหน้าที่อาวุโสอาเซียนด้านพลังงานสมัยพิเศษและการประชุมอื่นที่เกี่ยวข้องระหว่างวันที่ 21 -23 มกราคม 2562 สปป. ลาว ได้เสนอที่ประชุมถึงความพร้อมในการเพิ่มปริมาณขายไฟฟ้าจาก 100 เมกะวัตต์ เป็นไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ ในลักษณะการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Firm โดยทั้งสามฝ่ายเห็นชอบให้มีการต่ออายุสัญญา EPWA เพิ่มอีก 2 ปี ต่อมาในการประชุม ASEAN Ministers on Energy Meeting and Associated Meetings (AMEM) ครั้งที่ 37 ณ ประเทศไทย รัฐมนตรีของ สปป.ลาว ไทย และมาเลเซีย ได้แถลงการณ์ร่วมเรื่องโครงการ LTM-PIP ระยะที่ 2 สรุปได้ดังนี้ (1) ขยายการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มจากไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ เป็นไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ (2) ขยายอายุสัญญาฯ ออกไปอีก 2 ปี (1 มกราคม 2563 – 31 ธันวาคม 2564) และ (3) จะมีการลงนามร่างแก้ไขสัญญา Supplementary Agreement to Energy Purchase and Wheeling Agreement ก่อนที่สัญญา EPWA จะหมดอายุลงในเดือนธันวาคม 2562 ทั้งนี้ มาเลเซียได้จัดทำร่างแก้ไขสัญญาเพิ่มเติม แล้วเสร็จและส่งให้ไทยและ สปป.ลาว เพื่อพิจารณาเมื่อวันที่1 สิงหาคม 2562 โดยร่างสัญญาผ่านความเห็นชอบจากอัยการสูงสุด เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2562

2. การซื้อขายไฟฟ้าสัญญา EPWA โครงการ LTM–PIP ระยะที่ 1 แบ่งเป็นปี 2561 และปี 2562 (มกราคมถึงตุลาคม 2562) มีค่า Wheeling Charge 4.62 และ 3.73 ล้านบาท มูลค่าจากราคาเทียบเคียงที่ใช้คำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) 28.05 และ 24.13 ล้านบาท และภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT 7%) คิดเป็น 1.96 และ 1.69 ล้านบาทม ตามลำดับ ซึ่งเมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2562 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้มีมติเห็นชอบหลักการสัญญาแก้ไขเพิ่มเติม EPWA สำหรับโครงการ LTM–PIP ระยะที่ 2 (ปี 2563 – 2564) ซึ่งแตกต่างจากหลักการของโครงการ LTM ระยะที่ 1 เฉพาะที่สำคัญได้แก่ รูปแบบสัญญาระยะที่ 1 เป็น Non-Firm ระยะที่ 2 เป็น Firm อัตรา Wheeling Charge ระยะที่ 1 ปริมาณไฟฟ้า 100 ล้านหน่วยแรกอยู่ที่อัตรา 0.862 US Cents ต่อหน่วย และมากกว่า 100 ล้านหน่วย อยู่ที่ 1.174 US Cents ต่อหน่วย ส่วนระยะที่ 2 อยู่ที่ 0.862 US Cents ต่อหน่วย สำหรับทุกหน่วยไฟฟ้า นอกจากนี้ยังได้พิจารณาเรื่องโครงสร้างการจัดเก็บภาษีโครงการ LTM–PIP รวมถึงปัญหาอุปสรรคที่เกิดขึ้น

3. โครงสร้างการจัดเก็บภาษีโครงการ LTM–PIP มีรายละเอียดดังนี้ (1) ปัจจุบัน กฟผ. ต้องชำระภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) อัตราร้อยละ 7 สำหรับพลังงานไฟฟ้าโครงการ LTM-PIP ที่ซื้อจาก สปป.ลาว โดย กฟผ. ไม่สามารถเรียกคืนภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) อัตราร้อยละ 7 จากการส่งพลังงานไปยังมาเลเซียได้ (VAT 0%) ทั้งนี้ กฟผ. จะสามารถเรียกคืนภาษีฯ ได้ ในกรณีที่ กฟผ. นำเข้าไฟฟ้าเพื่อขายส่งในประเทศ และกรมศุลกากร ได้เชิญ กฟผ. เข้าพบเพื่อชี้แจงเงื่อนไขในการยื่นใบขนสินค้าและการเสียอากรสำหรับพลังงานไฟฟ้าที่นำเข้าตามสัญญา EPWA โดยกรมศุลกากรยังคงตีความว่าการส่งผ่านพลังงานของโครงการ LTM-PIP ให้ใช้วิธีปฏิบัติพิธีศุลกากรในฐานะ ผู้นำเข้า-ส่งออกพลังงานไปก่อน โดยใช้ราคาเทียบเคียงเป็นราคาสูงสุดที่ กฟผ. ซื้อไฟฟ้าตามสัญญา ฟฟล. ฉบับปัจจุบัน อีกทั้ง กรมศุลกากรจะเร่งจัดทำหนังสือตอบ กฟผ. โดยเร็ว เพื่อให้ กฟผ. สามารถใช้อ้างอิงในการประสานกับกรมสรรพากรต่อไป และ (2) เนื่องจากประเทศไทยยังไม่มีกฎหมายและระเบียบพิธีการศุลกากรมารองรับการปฏิบัติพิธีการศุลกากรผ่านแดนสำหรับพลังงานไฟฟ้า โดยในระหว่างนี้ กฟผ. ได้ปฏิบัติพิธีศุลกากรโดยดำเนินการชำระภาษีมูลค่าเพิ่ม (VAT) สำหรับการขนส่งพลังงานไฟฟ้าตามสัญญา EPWA ในฐานะผู้นำเข้า-ส่งออก พลังงานไฟฟ้าไปเป็นเงินรวม 3.65 ล้านบาท ในขณะที่มีรายได้จากค่า Wheeling Charge 8.35 ล้านบาท (ณ สิ้นเดือนตุลาคม 2562) โดยกรมสรรพากร ได้ให้ความเห็นในเบื้องต้นว่าการที่ กฟผ. ต้องเป็นผู้ปฏิบัติพิธีการศุลกากรเพื่อนำเข้าไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ซึ่งต้องเสียภาษีมูลค่าเพิ่มที่กรมศุลกากร กฟผ. อาจจะไม่สามารถขอคืนภาษีซื้อจากการนำเข้าได้ เนื่องด้วยตามสัญญา EPWA กฟผ. ไม่ได้เป็นผู้ซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว และค่า Wheeling Charge ที่ กฟผ. จะต้องเรียกเก็บจาก สปป.ลาว อาจจะไม่เข้าลักษณะเป็นการให้บริการขนส่งในราชอาณาจักร ที่จะได้รับยกเว้นภาษีมูลค่าเพิ่ม

4. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่า การซื้อขายไฟฟ้า LTM-PIP ระยะที่ 2 เป็นการรองรับการพัฒนาโครงข่ายระบบไฟฟ้าให้เชื่อมโยงกับประเทศในภูมิภาคอาเซียน (Grid Connectivity) และส่งเสริมให้เกิดการเชื่อมโยงระบบโครงข่ายไฟฟ้าประเทศสมาชิกอาเซียนตามแผนของ ASEAN Power Grid (APG) และเป็นการปูทางไปสู่การเป็นศูนย์กลางการซื้อขายไฟฟ้าในภูมิภาคอาเซียน จึงเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบหลักการแก้ไขสัญญาเพิ่มเติม EPWA สำหรับโครงการ LTM-PIP ระยะที่ 2 โดยให้ กฟผ. ลงนามสัญญาดังกล่าว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องแก้ไขสัญญาฯ ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญ ไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก นอกจากนี้ โครงการ LTM-PIP กฟผ. เป็นเพียงผู้ส่งผ่านพลังงานไฟฟ้า ไม่ได้เป็นผู้ซื้อหรือผู้ขาย ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ควรเสนอให้กระทรวงการคลังพิจารณาแนวทางหรือมาตรการในการยกเว้นภาษีสำหรับโครงการดังกล่าวรวมถึงโครงการอื่นๆ ที่จะต้องรองรับการเชื่อมโยงกับประเทศในภูมิภาคอาเซียน (Grid Connectivity) ในอนาคต ให้กับ กฟผ. เพื่อเป็นการสนับสนุนการดำเนินการรองรับการเชื่อมโยงระบบโครงข่ายไฟฟ้าดังกล่าว

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบหลักการแก้ไขสัญญาเพิ่มเติม Energy Purchase and Wheeling Agreement (EPWA) สำหรับโครงการ LTM-PIP ระยะ 2 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ได้ทันที เพื่อให้สัญญา EPWA มีความต่อเนื่อง ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ดังกล่าว ที่ไม่กระทบต่อเงื่อนไขสำคัญของสัญญาฯ ไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีก

2. มอบหมายให้ กระทรวงการคลัง พิจารณาในประเด็นการขอยกเว้นภาษีศุลกากรและภาษีมูลค่าเพิ่ม สำหรับโครงการ LTM-PIP ระยะที่ 2

เรื่องที่ 5 การเพิ่มจุดเชื่อมโยงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยกับรัฐวิสาหกิจลาว

สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้าและหลักการของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และโครงการเขื่อนเซเสด ฉบับใหม่ (สัญญาฯ) และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฯ ที่ผ่านการพิจารณาของอัยการสูงสุด โดยให้มีผลบังคับใช้นับตั้งแต่วันที่มีการลงนามสัญญาฯ และเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2562 กฟผ. และ ฟฟล. ได้ลงนามสัญญาดังกล่าว โดยภายใต้สัญญาฯ ทั้ง 2 สัญญา ได้กำหนดจุดเชื่อมโยงเพื่อรับส่งพลังงานไฟฟ้า ดังนี้ (1) โครงการเขื่อนน้ำงึม 1 มีจุดเชื่อมโยง 4 จุด ได้แก่ หนองคาย - เวียงจันทน์ บึงกาฬ - ปากซัน นครพนม- ท่าแขก และ มุกดาหาร - ปากบ่อ และ (2) โครงการเขื่อนเซเสด มีจุดเชื่อมโยง 1 จุด คือ สิรินธร - บังเยาะ ต่อมา กฟผ. และ ฟฟล. ได้ทำบันทึกความเข้าใจ (MOU) เรื่องความร่วมมือในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 kV จุดใหม่ ท่าลี่ - ปากลาย (ซึ่งยังไม่ได้กำหนดไว้ในสัญญา) และเพื่อให้สามารถรองรับการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ได้เพิ่มขึ้น จึงได้เสนอให้มีการพิจารณาเพิ่มจุดเชื่อมโยงในการซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งปัจจุบัน การก่อสร้างระบบส่งและสถานีไฟฟ้าโครงการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้า 115 kV จุดใหม่ ท่าลี่ – ปากลาย ประเทศไทยใช้งบประมาณก่อสร้างรวม 135 ล้านบาท ประกอบด้วย ค่าก่อสร้างสถานีไฟฟ้าท่าลี่ 97.5 ล้านบาท และค่าก่อสร้างสายส่ง 37.5 ล้านบาท และสายส่ง 115 kV ณ จุด ปากลายดำเนินการเสร็จเรียบร้อยแล้ว ในขณะที่สายส่ง 115 kV ณ จุดท่าลี่ คาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จในเดือนพฤษภาคม 2563

2. สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 มีกำลังการผลิต 290 เมกะวัตต์ และสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้าโครงการเขื่อนเซเสด มีกำลังการผลิต 209 เมกะวัตต์ โดยทั้งสองสัญญามีจุดเชื่อมโยงรวมทั้งหมด 5 จุดสามารถส่งไฟฟ้าได้ 500 เมกะวัตต์ ซึ่งแต่ละจุดเชื่อมโยง กฟผ. - ฟฟล. มีความสามารถสายส่งทั้ง 2 สัญญา เท่ากับ 1,190 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ สายส่ง กฟผ. มีความสามารถรองรับไฟฟ้าได้ประมาณ 1,200 เมกะวัตต์ แต่หาก ฟฟล. ส่งไฟฟ้าเกิน 500 เมกะวัตต์ จะทำให้เกิดการแกว่ง (Oscillation) ในระบบได้ ดังนั้น การซื้อไฟฟ้าจาก ฟฟล. จึงจำกัดอยู่ที่ 500 เมกะวัตต์ แต่หากเพิ่มจุดเชื่อมโยง ท่าลี่ – ปากลาย อีกหนึ่งจุด จะสามารถส่งไฟฟ้าได้เพิ่มอีก 100 เมกะวัตต์ ทำให้ศักยภาพระบบส่งมากกว่ากำลังผลิตที่ระบุในสัญญา ทั้งนี้ ในกรณีเพิ่มจุดซื้อขายไฟฟ้าจุดใหม่ จะทำให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาเดิมของโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าเขื่อนเซเสดได้

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบการเพิ่มจุดซื้อขายไฟฟ้า 115 kV ท่าลี่-ปากลาย ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1

2. เห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสามารถพิจารณาการเพิ่มจุดซื้อขาย ไฟฟ้าในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยและรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนน้ำงึม 1 และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเขื่อนเซเสดได้ โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ทั้งนี้ การเพิ่มจุดซื้อขายไฟฟ้าในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะต้องไม่มีการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างราคา

เรื่องที่ 6 การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2563

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 สำหรับปี 2558 - 2560 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ซึ่งต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2558 รับทราบมติ กพช. ดังกล่าว ต่อมาเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2558 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 - 2560 มีผลบังคับใช้ โดย กกพ. ได้จัดทำเป็นคู่มือการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558

2. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. ได้เห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2559 - 2563 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการต่อไป โดยสรุปได้ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าต้องเหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคม สะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ (2) อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะและผู้ใช้ไฟฟ้าที่เชื่อมโยงกับโครงข่ายระบบไฟฟ้าระหว่างประเทศ (3) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจะมีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก อย่างชัดเจนและโปร่งใส ตรวจสอบได้อย่างเป็นระบบ (4) อัตราค่าไฟฟ้าและการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้า จะต้องพิจารณาภายใต้เงื่อนไขกรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ โดยให้ทบทวนหลักเกณฑ์การปรับปรุงประสิทธิภาพที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน หรือเพิ่มเติมมาตรการจูงใจต่อการไฟฟ้าในการปรับปรุงประสิทธิภาพ (5) เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีฐานะการเงินที่สามารถบริหารจัดการทางการเงินได้โดยมีฐานะการเงินเพียงพอต่อการขยายกิจการอย่างต่อเนื่องและเหมาะสมในระยะยาว ให้อัตราผลตอบแทนทางการเงินอ้างอิงจากอัตราส่วนผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) ที่สะท้อนต้นทุนเงินทุนโดยเฉลี่ยของการไฟฟ้าทั้งสามแห่งเป็นหลักในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และ (6) กำหนดให้มีบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่เหมาะสมที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็นหรือไม่มีประสิทธิภาพ (Claw Back) และมีการประเมินบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าหลังจากสิ้นปีบัญชีเป็นประจำทุกปี ทั้งนี้ นโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้านี้ สอดคล้องกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558-2560 โดยมีการเพิ่มนโยบายในข้อ 3 คือการแยกต้นทุนเป็นรายกิจการและระดับภูมิภาค เพื่อเป็นข้อมูลในการออกนโยบายและการกำกับดูแลต่อไป

3. กกพ. ได้กำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 - 2560 ตามหลักการที่สำคัญที่ กพช. มอบหมายดังนี้ (1) ด้านการกำกับอัตราค่าไฟฟ้าให้สะท้อนต้นทุน กกพ. จะพิจารณาสินทรัพย์ภายใต้การกำกับดูแลให้ได้รับอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสมสะท้อนต้นทุน รวมทั้งกำกับค่าใช้จ่ายดำเนินงานให้มีประสิทธิภาพ นอกจากนี้ ได้ปรับอัตราค่าไฟฟ้าผันแปรตามสูตร Ft ทุกๆ 4 เดือน เพื่อให้สะท้อนการเปลี่ยนแปลงของราคาเชื้อเพลิง ค่าซื้อไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ (2) ด้านการกำกับอัตราค่าไฟฟ้าราคาเดียวกันในทุกภูมิภาค (Uniform Tariff) และดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีรายได้น้อย สำหรับประชาชนที่อยู่ในพื้นที่ชนบทห่างไกล การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) จะชดเชยรายได้ไปยังการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) ผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย กกพ. ได้ปรับปรุงมาตรการค่าไฟฟ้าฟรีจากไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นไม่เกิน 50 หน่วยต่อเดือน ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2560 ศาลปกครองกลางมีคำพิพากษาเพิกถอนมติในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการผลักภาระอุดหนุนค่าไฟฟ้าฟรีไปให้กิจการขนาดกลาง ใหญ่ เฉพาะอย่าง และองค์กรไม่แสวงหากำไร กกพ. จึงมีมติให้ปรับอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ในอัตรา 0 บาทต่อหน่วย เป็นการชั่วคราวตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2561 (3) ด้านการกำกับให้มีการแยกต้นทุนตามประเภทกิจการ กกพ. ได้ออกประกาศให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่งต้องจัดทำรายงานข้อมูลบัญชีและการเงินของธุรกิจที่อยู่ภายใต้การกำกับกิจการพลังงานตามประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและเปิดเผยข้อมูล (4) ด้านการกำกับการลงทุนและค่าใช้จ่ายของการไฟฟ้า กกพ. ได้กำกับการลงทุนในระดับที่เหมาะสมสอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้าและแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ติดตามผลการลงทุน รวมทั้งกำหนดค่าปรับหากการไฟฟ้าทั้งสามไม่ลงทุนตามแผน และนำเงินดังกล่าวส่งคืนประชาชนผ่านอัตราค่าไฟฟ้า (5) ด้านการกำกับฐานะการเงินของการไฟฟ้า ได้กำหนดหลักเกณฑ์ทางการเงินเพื่อให้ฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าเพียงพอต่อการดำเนินงานและการลงทุน และ (6) กกพ. เรียกคืนค่าไฟฟ้าจากการลงทุนของการไฟฟ้าทั้งสามที่ต่ำกว่าแผน (Claw Back) ปี 2559 – 2560 และฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าทั้งสาม ปี 2557-2560 ให้อยู่ในเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด รวมทั้งสิ้น 30,682.36 ล้านบาท ซึ่ง กกพ. ได้นำเงินดังกล่าวไปปรับลดค่าไฟฟ้าให้ประชาชนในปี 2562 ผ่านกลไกค่า Ft รวมเป็นเงิน 14,343 ล้านบาท ทั้งนี้ อัตราค่าไฟฟ้าที่ใช้สำหรับปี 2561 - 2562 ยังคงเป็นไปตามกรอบที่ กพช. มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 - 2560

4. การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2563 กกพ. ยังจะคงกำกับอัตราค่าไฟฟ้าตามให้เป็นไปตามหลักการที่ กพช. มอบไว้เมื่อปี 2558 เช่นเดียวกับที่ผ่านมาในปี 2561 - 2562 ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน เหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคมสะท้อนต้นทุนและเป็นไปตามสภาพทางเศรษฐกิจ โดยปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ Ft ทุกๆ 4 เดือน (2) อัตราค่าไฟฟ้าส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค โดยผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ซึ่งแบ่งประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าออกเป็น 8 ประเภท รวมทั้งดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยให้ได้ใช้ไฟฟ้าฟรีผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้า มาตรา 97(1) (3) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ โดยการไฟฟ้าทั้งสามแห่งต้องจัดทำรายงานข้อมูลทางบัญชีเพื่อการกำกับดูแลและการเปิดเผยข้อมูล โดยแบ่งแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก (4) อัตราค่าไฟฟ้าและการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้ามีการกำกับการลงทุนในระดับที่เหมาะสมกับความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผน PDP และควบคุมค่าใช้จ่ายตามหลัก CPI-X (การไฟฟ้าทั้งสามมีฐานะการเงินเพียงพอต่อการขยายกิจการ โดยกำหนดความต้องการรายได้ของการไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่สามารถดำเนินกิจการและขยายการดำเนินงานในอนาคต ซึ่งกำหนดอัตราผลตอบแทนเงินลงทุนไม่สูงกว่าค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (WACC) ตามหลัก Rate of Return และ (6) มีกลไกการติดตามการลงทุนของการไฟฟ้า โดยกำหนดบทปรับการลงทุนที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุน (Claw Back) และประเมินบทปรับหลังจากสิ้นปีบัญชีของทุกปี ทั้งนี้ กกพ. อยู่ระหว่างศึกษาอัตราค่าบริการเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้า การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Ancillary Service Charge) การศึกษาแยกต้นทุนรายกิจการและในระดับภูมิภาค และอยู่ระหว่างการทบทวนหลักเกณฑ์การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP 2018) นโยบายการกำหนดโครงสร้างกิจการไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาการเปลี่ยนแปลงของเทคโนโลยีใหม่ๆ ที่จะมีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต

5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2559–2563 ซึ่ง กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มเติมจากนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2554–2558 ในส่วนของการส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค และการกำหนดให้มีแยกต้นทุนของแต่ละกิจการอย่างชัดเจนโปร่งใสตรวจสอบได้ โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง คือ การจัดให้มีกลไกชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าตามความเหมาะสมของฐานะการเงินของการไฟฟ้าและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้มีการทบทวนทุกปี (2) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก คือ ให้มีการศึกษาและนำเสนอหลักเกณฑ์สำหรับอัตราค่าไฟฟ้าที่ส่งเสริมการพัฒนาไฟฟ้าตามนโยบายของรัฐ สำหรับอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่เขตเศรษฐกิจพิเศษและผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่างประเทศที่เชื่อมโยงกับไทย รวมทั้งให้มีการศึกษาและนำเสนอหลักเกณฑ์สำหรับอัตราค่าไฟฟ้า ที่ส่งเสริมการเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตและการใช้ไฟฟ้ารวมถึงการจัดการในช่วงการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) สำหรับอัตราค่าไฟฟ้า ที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในช่วง Peak และอัตราค่าไฟฟ้าที่ส่งเสริมประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้าของประเทศ ทั้งในส่วนค่าธรรมเนียมพิเศษ ตามมาตรา 42 ของพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและมาตรการ EERS ตามแผน EEP2015 และ (3) อัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยกำหนดให้มีการทบทวนวิธีการและอัตราเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า (กองทุนฯ) ตามมาตรา 97 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมและเกิดประโยชน์สูงสุดกับประชาชน และเป็นไปตามวัตถุประสงค์การจัดตั้งกองทุนฯ ซึ่งปัจจุบัน หาก กกพ. เสนอขอใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2554 - 2558 สำหรับการกำกับอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2561-2563 ไปพลางก่อน ระหว่างการปรับปรุงนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าฉบับใหม่ (พ.ศ. 2564–2568) ขอให้ กกพ. ดำเนินการตามนโยบายดังกล่าว และหากพบปัญหาในการดำเนินงานขอให้แจ้งกระทรวงพลังงานทราบเพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการพิจารณาจัดทำนโยบายในระยะต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบหลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 ที่คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 สำหรับใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าปี 2561 – 2563

เรื่องที่ 7 การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ 1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้สถานีอัดประจุไฟฟ้าใช้อัตราค่าไฟฟ้าตามประกาศเรื่องอัตราค่าบริการสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกเพื่อรองรับการใช้งานรถโดยสารสาธารณะไฟฟ้า (โครงการนำร่อง) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเป็นการชั่วคราวไปก่อนจนกว่าจะมีอัตราค่าไฟฟ้าถาวรสำหรับยานยนต์ไฟฟ้า และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจตัดสินใจแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติดังกล่าวได้ ต่อมาเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2560 กกพ. ได้ออกระเบียบกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการยื่นคำขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า โดยกำหนดเกณฑ์การอนุญาตตามขนาดการจำหน่ายไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีสถานีอัดประจุไฟฟ้า มีขนาดการจำหน่ายไฟฟ้า 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ ขึ้นไป (หรือขนาดตั้งแต่ 1.0 เมกะวัตต์ ที่ค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าเท่ากับ 1.0) ต้องได้รับใบอนุญาตจาก กกพ. (2) กรณีสถานีอัดประจุไฟฟ้า มีขนาดการจำหน่ายไฟฟ้าต่ำกว่า 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ ยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาต (ให้มาจดแจ้งต่อสำนักงาน กกพ. เพื่อขอยกเว้นตามพระราชกฤษฎีกากําหนดประเภท ขนาด และลักษณะของกิจการพลังงาน ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2552)

2. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2562 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ออกประกาศเชิญชวนเข้าร่วมโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox : ERC Sandbox) และเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 สำนักงาน กกพ. ได้ประกาศรายชื่อผู้มีสิทธิเข้าร่วมโครงการ ERC Sandbox ซึ่งมีโครงการที่ผ่านการพิจารณาคัดเลือก จำนวนทั้งหมด 34 โครงการ รวมถึงโครงการที่เสนอขอศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้รวบรวมข้อมูลจากผู้ประกอบการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ซึ่งสรุปได้ ดังนี้ (1) ปัจจุบันมีสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวน 170 โครงการมีกำลังไฟฟ้าติดตั้งรวม 9,399.44 กิโลโวลต์แอมแปร์ (หรือประมาณ 9.4 เมกะวัตต์ ที่ค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าเท่ากับ 1.0) ซึ่งเข้าข่ายได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตทั้งหมด (2) การประกอบกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้า จะต้องซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในอัตราค่าไฟฟ้าชั่วคราวสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าเพื่อมาจำหน่ายให้กับยานยนต์ไฟฟ้าที่มารับบริการอัดประจุไฟฟ้า ดังนั้นผลประกอบการจึงขึ้นอยู่กับต้นทุนค่าไฟฟ้า ซึ่งแบ่งเป็น (1) กรณีมีผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้าน้อยรายและไม่ต่อเนื่อง จะมีการใช้กำลังไฟฟ้าชาร์จที่สูงและเกิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ในสัดส่วนสูงถึง 66% ของค่าไฟฟ้าทั้งหมด คิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยสูงถึง 13.20 บาทต่อหน่วย (2) กรณีมีผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวนมากและสม่ำเสมอ จะเกิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ในสัดส่วนเพียง 10% ของค่าไฟฟ้าทั้งหมด คิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่ 4.83 บาทต่อหน่วย ต้นทุนค่าไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าจึงขึ้นอยู่กับความต้องการกำลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) ความต้องการพลังงานไฟฟ้า (Energy Demand) ระยะเวลาที่ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้า และจำนวนผู้ใช้สถานีอัดประจุไฟฟ้า ดังนั้น เมื่อมีผู้ใช้บริการสถานีอัดประจุไฟฟ้าจำนวนน้อยรายและไม่ต่อเนื่องโดยเฉพาะในช่วงเริ่มต้นการเปิดกิจการสถานีอัดประจุไฟฟ้า จึงทำให้สถานีอัดประจุไฟฟ้ามีต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยสูงมากไม่คุ้มค่าต่อการลงทุน เป็นเหตุให้ผู้ประกอบการฯ เสนอขอผ่อนปรนกฎและระเบียบที่เกี่ยวข้องภายใต้โครงการ ERC Sandbox

3. เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2562 คณะทำงานดำเนินงานโครงการ ERC Sandbox ได้หารือกับผู้ประกอบการฯ ซึ่งสรุปข้อเสนอแนวทางการดำเนินการเพื่อขอผ่อนปรนกฎและระเบียบต่างๆ ภายใต้โครงการ ERC Sandbox ดังนี้ (1) กำหนดให้การใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง (Low Priority) เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายกาฟฟ้า (Grid capacity) ซึ่งจำเป็นต้องมีการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อตรวจวัดและควบคุมสถานีอัดประจุไฟฟ้าในสายป้อน (Feeder) ที่เกี่ยวข้อง และติดตั้งระบบตรวจวัดและควบคุมรวมทั้งระบบสื่อสาร ซึ่งผู้ประกอบการสถานีอัดประจุไฟฟ้า ต้องรับผิดชอบค่าใช้จ่ายทั้งหมดที่เกิดขึ้น (2) ขอให้พิจารณาอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อให้เกิดการส่งเสริมส่งเสริมสถานีอัดประจุไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในวงกว้างต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2562 กกพ. ได้พิจารณาเรื่อง การศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า เห็นว่าการส่งเสริมสถานีอัดประจุไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรก ควรคำนึงถึงต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรม ส่งเสริมให้เกิดการใช้ไฟฟ้าอย่างคุ้มค่า มีประสิทธิภาพ จึงมีมติเห็นควรเสนอให้ กพช. พิจารณามอบอำนาจให้ กกพ. และ กบง. สามารถพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้าในโครงการ ERC Sandbox เพื่อศึกษาอัตราค่าบริการที่เหมาะสมต่อสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า

4. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 กบง. ได้พิจารณาเรื่องการศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า และได้มีมติเห็นควรนำเสนอ กพช. มอบหมายให้ กกพ. ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าระบบขนส่งสาธารณะ (Mass transit) ต่อไป

มติของที่ประชุม

มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนด อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับยานยนต์ไฟฟ้าระบบขนส่งสาธารณะ (Mass transit) และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 8 การทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด เพื่อเป็นการทดสอบโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติที่มีผู้ประกอบการมากกว่าหนึ่งรายอันเป็นการเตรียมตัวไปสู่การเปิดเสรีในอนาคตที่จะให้มีผู้ประกอบการหลายราย ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการ กำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)

2. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดย (1) ให้ กฟผ. เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 และเริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 และ (2) เห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ภายใต้เงื่อนไข กฟผ. ต้องเลือกโรงไฟฟ้าที่ที่มีประสิทธิภาพสูงสุด ราคาที่จัดหาต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาการจัดหา LNG ระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ.จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.

3. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 กบง. ได้รับทราบเรื่องสถานการณ์ LNG ในปัจจุบันได้เปลี่ยนแปลงไป โดยการจัดหา LNG ในประเทศไม่ได้ลดลง ปริมาณความต้องการใช้ LNG ก็ไม่ได้เพิ่มสูงขึ้นตามที่ได้ประมาณการไว้ จึงมีความเสี่ยงที่การนำเข้า LNG ของ กฟผ. อาจเกิดภาระ Take or Pay และอาจส่งผลกระทบต่อ ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นประมาณ 2 สตางค์/หน่วย ขณะที่ราคา LNG มีแนวโน้มจะลดลง ราคา LNG Spot ลดลงมาอยู่ที่ระดับ 4 USD/MMBTU ดังนั้น อาจมีความจำเป็นต้องพิจารณาทบทวนการแบ่งราคา LNG เป็น 2 Pool และข้อจำกัดของกฎหมายในกรณีที่ กฟผ. จะนำ LNG ไปจำหน่ายในตลาดอื่นก่อนดำเนินการต่างๆ ซึ่งจากการพิจารณาปัจจัยที่เกี่ยวข้องแล้ว กบง. จึงได้มีมติเรื่องการนำเข้า LNG ของ กฟผ. ดังนี้ (1) รับทราบแนวทางบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ที่ กฟผ. และ ปตท. เสนอภายใต้การกำกับของ กกพ. (2) รับทราบข้อเสนอของ กฟผ. และ ปตท. ที่จะร่วมกันบริหารจัดการไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ภายใต้การกำกับของ กกพ. แทนการลงนาม MOU และความก้าวหน้าของการเจรจาสัญญา Global DCQ ที่จะดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2562 (3) เห็นชอบให้ กฟผ. จัดหา LNG แบบ Spot ปริมาณไม่เกิน 200,000 ตันสำหรับการทดสอบระบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่31 กรกฎาคม 2560 โดยมอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ กฟผ. ไปพิจารณาความเหมาะสมทั้งด้านปริมาณ และช่วงเวลาในการจัดหา LNG แบบ Spot สำหรับการทดสอบระบบ แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป (4) ให้ กฟผ. ไปเจรจาหาข้อยุติในการนำเข้า LNG กับ บริษัท PETRONAS LNG Ltd. โดยไม่ให้เกิดการเรียกร้องค่าเสียหายหรือค่าใช้จ่ายใดๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ในเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอ (Request for Proposal: RFP) (5) ให้ ปตท. และ กฟผ. ไปบริหารจัดการการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. ให้เหมาะสมและเกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ และ (6) มอบหมาย ให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป

4. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้มีมติเรื่องการนำเข้า LNG ของ กฟผ. โดยเห็นชอบความเหมาะสมของปริมาณการนำเข้า LNG แบบ Spot ในปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน นำเข้าจำนวน 2 ลำเรือ ตามกำหนดเวลาคือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไข ดังนี้ (1) Slot Available: PTTLNG แจ้ง Slot หมายถึง ช่วงเวลาในการรับเรือโดยคำนึงถึงเวลา ที่ใช้ในการรับมอบ LNG การเก็บรักษาและการแปรสภาพ LNG ล่วงหน้า 3-5 Slot/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ Use It or Lose It (UIOLI) เพื่อให้ได้ราคาที่เหมาะสมที่สุด เนื่องจากผู้ค้าต้องมีความยืดหยุ่นในการเลือกเวลาส่งมอบ (Slot Flexibility) (2) เงื่อนไข UIOLI ของ Terminal: กำหนดอัตรา Send out Rate ตามแผน การใช้จริงของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และให้ กฟผ. ชำระเงินตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง (3) การชำระ ค่าบริการระบบท่อ : ให้ กฟผ. ชำระค่าผ่านท่อตามหลักการ Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริงโดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ฉบับปัจจุบัน (4) โครงสร้างราคามีเกณฑ์ ดังนี้ 1) เกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักการเดียวกับที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ คือ กำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้าไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S โดย กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้าได้ โดยไม่ต้องผ่าน กบง. อีกครั้ง 2) ให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า ที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ 3) หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็น Must Take (5) โรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ กฟผ. ใช้ Spot LNG : คือ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1 (6) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า = ราคาเนื้อ LNG + Surveyor Fee + ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ + ค่าเดินพิธีศุลกากร + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า + ค่าใช้จ่ายทางการเงิน + ค่าสถานี + ค่าท่อ + ค่าประกัน + ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต + Margin โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามข้อ (1) – (3) ข้างต้น และ (7) ให้ กฟผ. และ กกพ. รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรกต่อ กบง. เพื่อทราบผลกระทบจากการดำเนินการ รวมถึงเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า

5. การดำเนินการเตรียมความพร้อม Shipper รายใหม่ ยังคงอยู่ในกรอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมี กฟผ. เป็นหน่วยงานนำร่องเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ แต่มีรายละเอียดในทางปฏิบัติที่มีความต่างไปจากแนวทางที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ในส่วนที่จะให้ กฟผ. เป็น Shipper รายใหม่ โดยนำเข้า LNG ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี และดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 โดยเหตุเกิดจากข้อมูลที่หน่วยงานต่างๆ ได้รวบรวมเสนอ กบง. พิจารณาในการประชุมแต่ละครั้ง สะท้อนถึงสถานการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ มีการเปลี่ยนแปลงไปจากที่คาดการณ์ไว้ และเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ตลอดจนหลีกเลี่ยงความเสี่ยงที่อาจมีผลกระทบต่อประชาชนและภาวะการเติบเศรษฐกิจของประเทศ กบง. จึงมีมติเห็นชอบให้ปรับแนวทางบริหารจัดการการนำเข้า LNG ของ กฟผ. เป็นไม่เกิน 200,000 ตัน และกำหนดแนวทางในการนำเข้าและคิดค่าใช้จ่ายต่างๆ ดังความละเอียดแจ้งแล้วตามข้อ 2 และเห็นควรเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา

มติของที่ประชุม

1. รับทราบการดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง ที่มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่

2. ให้ยกเลิกมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ที่ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง โดยมอบหมายให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561

3. เห็นชอบให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ โดยสามารถนำเข้า LNG ในรูปแบบ Spot ไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562

4. เห็นชอบโครงสร้างราคา LNG แบบ Spot ของ กฟผ. ดังนี้

4.1 เกณฑ์ราคานำเข้า LNG กฟผ. ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักการเดียวกับที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ปฏิบัติอยู่ คือ กำหนดให้ราคา LNG Spot ที่นำเข้า ไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S โดย กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้าได้ โดยไม่ต้องผ่าน กบง. อีกครั้ง

4.2 ให้ กฟผ. ส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้

4.3 หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ Spot LNG ในครั้งนี้เป็นการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าประเภทจำเป็นต้องรับซื้อขั้นต่ำตามสัญญา (Must Take)

5. เห็นชอบโรงไฟฟ้าที่กำหนดให้ใช้ Spot LNG : คือ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ทดแทนระยะที่ 1

6. เห็นชอบค่าใช้จ่ายในการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. ดังนี้

ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า = ราคาเนื้อ LNG + Surveyor Fee + ค่าสินค้าผ่านท่าเทียบเรือ + ค่าเดินพิธีศุลกากร + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า +ค่าใช้จ่ายทางการเงิน + ค่าสถานี + ค่าท่อ + ค่าประกัน + ค่าธรรมเนียมใบอนุญาต + Margin

โดยให้ กฟผ. เรียกเก็บค่าใช้จ่ายนำเข้า โดยไม่คิดค่าใช้จ่ายทางการเงิน และ Margin เมื่อเงื่อนไขการใช้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซ เป็นไปตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562

7. การดำเนินการตามข้อ 3. – 6. ให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน(กกพ.)

8. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และ กกพ. ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 9 การแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

1. ข้อเสนอแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงานระยะแรก (พ.ศ. 2561 – 2565) ประเด็นการปฏิรูป ด้านเทคโนโลยี นวัตกรรม และโครงสร้างพื้นฐาน ประกอบด้วย 2 ประเด็นการปฏิรูป ได้แก่ (1) ประเด็นที่ 16 การส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าในประเทศไทย เพื่อให้ประเทศไทยมีทิศทางและแนวทางการดำเนินการพัฒนาอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้า และสามารถส่งเสริมการลงทุนอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้าอย่างเป็นรูปธรรม เหมาะสม และเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด ตลอดจนสามารถวางแผนด้านพลังงานเพื่อรองรับได้อย่างมีประสิทธิภาพ และ (2) ประเด็นที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน เพื่อให้ประเทศไทยมีทิศทางและสามารถส่งเสริมการลงทุนอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงาน และอุตสาหกรรมต่อเนื่องอย่างเป็นรูปธรรม เหมาะสม และเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด รวมถึงมีการพัฒนาเทคโนโลยี และการนำเอาระบบกักเก็บพลังงานมาใช้พัฒนาโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศอย่างเป็นรูปธรรม ต่อมาเมื่อวันที่ 9 พฤษภาคม 2561 กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งที่แต่งตั้งคณะอนุทำงานขับเคลื่อนประเด็นการปฏิรูปพลังงาน 5 คณะ โดยมีคณะอนุทำงานขับเคลื่อนประเด็นการปฏิรูปพลังงานด้านเทคโนโลยี นวัตกรรมและโครงสร้างพื้นฐานพลังงาน เป็นคณะที่ 5 ซึ่งมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เป็นประธานอนุทำงาน และผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นอนุทำงานและเลขานุการ

2. ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้มีข้อเสนอแนวทางในการดำเนินการปฏิรูปประเด็นการปฏิรูปที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ดังนี้ (1) ให้รัฐบาลจัดตั้งคณะกรรมการร่วมภาครัฐ เอกชน และนักวิชาการ ภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการส่งเสริมการลงทุนอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) ประเภทแบตเตอรี่ (Battery) เป็นอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ และกำหนดการนำมาใช้ในระบบสายส่งในภาคพลังงานภายใน 1 ปี โดยมีองค์ประกอบ ประกอบด้วย รองนายกรัฐมนตรีที่นายกรัฐมนตรีมอบหมายเป็นประธาน มีหน่วยงานภาครัฐ (กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงพลังงาน และกระทรวงการอุดมศึกษา วิทยาศาสตร์ วิจัยและนวัตกรรม) รัฐวิสาหกิจ (การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง) และภาคเอกชน เป็นกรรมการ และมีผู้แทนจากกระทรวงพลังงานเป็นฝ่ายเลขานุการ (2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนา และจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานครอบคลุมเรื่องการกำหนดมาตรการส่งเสริมการผลิตและการใช้ระบบกักเก็บพลังงาน การกำหนดมาตรฐานและข้อกำหนดที่เกี่ยวข้อง การส่งเสริมการนำวิธีการ Reverse Engineering มาใช้ในการปรับปรุงกฎหมายเพื่อรองรับการดำเนินการ และ (3) ปรับปรุงการวางแผนด้านพลังงาน ได้แก่ แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ แผนอนุรักษ์พลังงาน ให้มีการนำระบบกักเก็บพลังงานมาใช้ในระบบโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศ

3. คณะอนุทำงาน ได้มีการดำเนินการดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2562 ได้พิจารณาร่างองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน พร้อมทั้งได้รับทราบการดำเนินงานด้านการส่งเสริมการวิจัยพัฒนา ได้แก่ การสนับสนุนการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน Energy Storage ในการใช้งานในด้านความมั่นคงและภัยพิบัติ ด้านอุตสาหกรรม ด้านพลังงานทดแทนในพื้นที่ห่างไกล และยานยนต์ไฟฟ้า การวิจัยและพัฒนาระบบการบริหารจัดการแหล่งผลิตพลังงานไฟฟ้าแบบผสมผสานขนาดเล็กมากและสายจำหน่ายไฟฟ้าในพื้นที่ห่างไกล (Micro grid) การวิจัยแบบจำลองทางธุรกิจสำหรับระบบสะสมพลังงาน และการวิจัยและพัฒนาผลิตภัณฑ์ระบบกักเก็บพลังงานสำหรับที่อยู่อาศัย ภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม เป็นต้น และด้านการสาธิตการนำไปใช้ประโยชน์ ได้นำร่องการใช้งาน Energy Storage ขนาดใหญ่กับระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูง การนำร่อง Micro grid ภายในสำนักงานกลาง กฟผ. โครงการ Energy Storage System Pilot Project สำหรับสถานีไฟฟ้าย่อยปทุมวัน และการพัฒนาอุปกรณ์กักเก็บพลังงานต้นแบบสำหรับรถตุ๊กตุ๊กไฟฟ้า เป็นต้น (2) เมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2562 ได้เห็นชอบร่างองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ที่ได้มีการปรับปรุงตามความเห็นของคณะอนุทำงานฯ และให้ สนพ. ยกร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการดังกล่าวเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป โดยคณะกรรมการฯ มีรองนายกรัฐมนตรีที่นายกรัฐมนตรีมอบหมาย เป็นประธานกรรมการ ผู้แทนหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งจากภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ ภาคเอกชน และฝ่ายวิชาการ เป็นกรรมการ และผู้อำนวยการ สนพ. เป็นกรรมการและเลขานุการ คณะกรรมการฯ มีอำนาจหน้าที่ในการศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการนำระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ มาใช้ในประเทศและเป็นโอกาสในการส่งเสริมอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ กำหนดเป้าหมาย และจัดทำแผนปฏิบัติการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบการกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ รวมถึงปฏิบัติงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องและเป็นประโยชน์ต่อการขับเคลื่อนแผนปฏิบัติการให้เป็นรูปธรรมต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป

เรื่องที่ 10 แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2563 - 2567

สรุปสาระสำคัญ

1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม มาตรา 4(4) ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ตามมาตรา 28 (1) ซึ่งกำหนดให้ คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มีหน้าที่เสนอแนวทางการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ต่อ กพช.
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในช่วงปี 2560 – 2564 ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เสนอ โดยให้ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ ในช่วงปี 2560 - 2564 ในวงเงินปีละ 12,000 ล้านบาท ภายในวงเงิน 60,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุง แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว โดยแบ่งตามสัดส่วนได้ดังนี้ (1) แผนเพิ่มประสิทธิภาพร้อยละ 67 (2) แผนพลังงานทดแทน ร้อยละ 30 และ (3) แผนบริหารทางกลยุทธ์ ร้อยละ 3 ทั้งนี้ สัดส่วนการจัดสรรเงินของแผนเพิ่มประสิทธิภาพใช้พลังงานและแผนพลังงานทดแทนอาจมีการเปลี่ยนแปลงให้เหมาะสมกับสถานการณ์พลังงานที่เปลี่ยนแปลงในแต่ปี โดยเพิ่มขึ้นหรือลดลงไม่เกินร้อยละ 10 ต่อมาเมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2561 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบยุทธศาสตร์จัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2561 (เพิ่มเติม) สนับสนุนโครงการไทยนิยม ยั่งยืน และเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2561 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบยุทธศาสตร์จัดสรรเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2562 ประกอบด้วย (1) ยุทธศาสตร์พลังงาน ซึ่งมี 3 แผน คือ แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน แผนพลังงานทดแทนและแผนบริหารทางกลยุทธ์ (2) ยุทธศาสตร์ชาติ 20 ปี และ (3) กลุ่มงานสนับสนุนโครงการไทยนิยม ยั่งยืน
3. ระเบียบคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ว่าด้วยการบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2560 ข้อ 7 ให้มีสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) เป็นสำนักงานเลขานุการของคณะกรรมการ และคณะอนุกรรมการที่คณะกรรมการแต่งตั้ง และมีอำนาจหน้าที่ในการดำเนินงานต่างๆ ในภารกิจที่เกี่ยวกับกองทุนฯ ประกอบกับ ส.กทอ. เป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบจากกระทรวงพลังงานให้บริหารจัดการเงินกองทุนฯ ตามมาตรา 24 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ดังนั้น ส.กทอ. จึงได้ปรับปรุงและจัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ใหม่ ในช่วงปีงบประมาณ 2563 - 2567 เพื่อเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ โดยได้ศึกษาจากข้อมูลที่เกี่ยวข้องดังต่อไปนี้ (1) จากมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2561ที่ได้เห็นชอบให้ปรับลดอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จาก 25 สตางค์ต่อลิตร เป็น 10 สตางค์ต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2561 ซึ่งจะครบระยะเวลาวันที่ 20 เมษายน 2563 ซึ่งการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ทำให้การใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ขาดเสถียรภาพ ส.กทอ. จึงได้ปรับปรุงกรอบวงเงินการจัดสรรเพื่อให้เงินกองทุนฯ มีเสถียรภาพและได้ทำการขยายระยะเวลาการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ โดยปรับลดกรอบวงเงินในการจัดสรรเป็นปีละ 10,000 ล้านบาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 50,000 ล้านบาท ในระยะเวลา 5 ปี ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2563 – 2567 (2) แผนพลังงานทดแทนมีสัดส่วนความต้องการในการขับเคลื่อนสูงกว่าแผนเพิ่มประสิทธิภาพ การใช้พลังงาน ตามนโยบายรัฐบาล (3) โครงการในแผนพลังงานทดแทนที่ยื่นขอรับการสนับสนุนเงินจากกองทุนฯ ในช่วงปี 2560 – 2562 ที่ผ่านมามีความต้องการสูงกว่าโครงการในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เช่นปี 2562 (รอบ 2) แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ขอรับการสนับสนุนร้อยละ 32 แผนพลังงานทดแทนร้อยละ 67 (4) โครงการที่อยู่ในแผนพลังงานทดแทน มีศักยภาพในการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ สูงกว่าโครงการที่อยู่ในแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน (5) มีหลายภาคส่วนที่มีความต้องการผลิตและใช้พลังงานทดแทนในระดับเชิงพื้นที่ขาดแรงจูงใจในการเข้าถึงเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (6) ปัจจุบันมีเทคโนโลยีด้านพลังงานที่ทันสมัยอีกหลายอย่างที่รอการส่งเสริม เพื่อผลักดันให้เป็นต้นแบบในการขยายผลนำไปสู่การขับเคลื่อนแผนพลังงาน เพื่อให้ทันต่อสถานการณ์ Disruptive Technology ซึ่งกระทรวงพลังงานจะใช้กองทุนฯ เข้าไปส่งเสริมให้เกิดการพัฒนานวัตกรรมใหม่ๆ ให้เกิดผล และ (7) ศักยภาพด้านพลังงานทดแทนมีปริมาณมากเพียงพอที่จะส่งเสริมให้ได้รับการสนับสนุน ในขณะที่การอนุรักษ์พลังงานมีกฎหมายและหน่วยงานที่ใช้บังคับให้มีประสิทธิภาพอยู่แล้ว
4. กรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปี พ.ศ. 2563 – 2567 เพื่อส่งเสริม สนับสนุน ช่วยเหลือ อุดหนุนให้เกิดการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ก่อให้เกิดการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกเพิ่มมากขึ้น เป็นไปตามวัตถุประสงค์การใช้เงินกองทุนฯ ตามความในมาตรา 25 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ภายใต้กรอบ แผนนโยบาย และข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับการจัดสรรเงินกองทุนที่ผ่านมา ดังต่อไปนี้ (1) แผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี พ.ศ. 2558 – 2579 โดยกำหนดกรอบการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานรายภาคเศรษฐกิจหลัก มีเป้าหมายจะลดความเข้มการใช้พลังงานลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2579 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 หรือลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศลง 56,142 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 – 2579 โดยมุ่งเน้นยุทธศาสตร์ส่งเสริมพลังงานชีวภาพ ทั้งการผลิตไฟฟ้า ผลิตความร้อน และใช้เป็นเชื้อเพลิงชีวภาพของการใช้พลังงานรวมทั้งหมด มีเป้าหมายทำให้สัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนจากเดิม 24,633 ktoe ในปี พ.ศ. 2564 เพิ่มเป็น 39,389 ktoe ในปี พ.ศ. 2579 คิดเป็นร้อยละ 30 ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ (3) ยุทธศาสตร์ชาติ 20 ปี (4) แผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ในช่วงปี พ.ศ. 2560 - 2564 (5) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย PDP 2018 (6) กระแสการใช้จ่ายเงิน การเก็บเงินเข้ากองทุน (7) ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากการผลิตและใช้พลังงานตามมาตรการที่เหมาะสม ระดับประเทศในการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (NAMA) ตามข้อตกลงร่วมกันที่มีการผูกมัดบางส่วน เป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจก (Partly Legal binding agreement) สู่เป้าหมายที่ ท้าทายและสมดุล (Balanced and Ambitious goal) จากการประชุมรัฐภาคีกรอบอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ สมัยที่ 21 (COP 21) (8) ถ้อยแถลงของ นายกรัฐมนตรี ในการประชุมระดับสูงของประมุขของรัฐและหัวหน้ารัฐบาลในระหว่างการประชุม COP 21 ประเทศไทยจะพยายามลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ร้อยละ 20 - 25 ภายในปี ค.ศ. 2030 จากกรณีปกติ (9) แนวโน้มความสามารถในการใช้จ่ายเงินกองทุน และ (10) แนวโน้มข้อเสนอโครงการที่มีผู้ขอรับการสนับสนุน ส.กทอ. จึงได้จัดทำโครงสร้างและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ไว้ แบ่งเป็น แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ร้อยละ 50 แผนพลังงานทดแทน ร้อยละ 47 และแผนบริหารจัดการ ส.กทอ. ร้อยละ 3ทั้งนี้ สัดส่วนของการจัดสรรเงินของแต่ละแผนอาจมีการเปลี่ยนแปลงให้เหมาะสมกับสถานการณ์พลังงานที่เปลี่ยนแปลงในแต่ละปี โดยเพิ่มขึ้นหรือลดลงได้ไม่เกินร้อยละ 10
5. เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญพร้อมกับขอขยายเวลาของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปีงบประมาณ 2563 - 2567 ในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท ทั้งนี้มอบหมายให้เลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ เสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี พ.ศ. 2563 – 2567 ในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท ตามมติคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2562

2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับการใช้จ่ายตามแนวทาง หลักเกณฑ์ฯ ในช่วงปีงบประมาณ 2563 - 2567 ในวงเงินปีละ 10,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท และให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจปรับปรุงแนวแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว

เรื่องที่ 11 ปรับปรุงคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งขึ้นตามคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่ 4/2545 ลงวันที่ 19 ธันวาคม 2545 เพื่อทำหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหาร และพัฒนา และมาตรการทางด้านพลังงานตามที่ กพช. มอบหมาย รวมทั้งมีอำนาจแต่งตั้งคณะอนุกรรมการช่วยปฏิบัติงานในหน้าที่ตามความจำเป็น โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานกรรมการ มีหัวหน้า ส่วนราชการต่างๆ เป็นกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ มีองค์ประกอบรวมทั้งสิ้น 11 คน มีอำนาจหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนามาตรการทางด้านพลังงาน บริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดราคาและอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกรอบและแนวทางที่ กพช. มอบหมาย ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 นายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 โดยให้ยกเลิกคำสั่ง กพช. ที่ 4/2545 และให้แต่งตั้ง กบง. ขึ้นใหม่ โดยมีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่คงเดิม
2. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ) ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2562 และมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 เป็นต้นไป โดย พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ ได้กำหนดให้มีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (คบน.) ขึ้น และมีการแบ่งอำนาจและหน้าที่ กบง. ที่เกี่ยวข้อง กับกองทุนน้ำมันฯ ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 ข้อ 3 (3) “กำหนดราคาและอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามกรอบและแนวทางที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมอบหมาย รวมทั้งปฏิบัติงานอื่นตามที่ประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติมอบหมายในการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และตามกฎหมายว่าด้วยการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง” เป็น 2 ส่วน โดยส่วนที่ 1 ถ่ายโอนอำนาจและหน้าที่ไปให้ คบน. ปรากฏใน พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ มาตรา 14 (4) “กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 27 อัตราเงินชดเชยตามมาตรา 29 อัตราเงินคืนจากกองทุนตามมาตรา 31 และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนตามมาตรา ๓๒ โดยอาจกำหนดตามประเภท การใช้ และแหล่งที่มาของน้ำมันเชื้อเพลิง ก็ได้” และส่วนที่ 2อำนาจและหน้าที่ กบง. ปรากฏในคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 15/2562 ข้อ 3 ดังนี้ (1) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาและกำหนดราคา สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตและจำหน่าย ณ โรงกลั่นเพื่อใช้ในราชอาณาจักร หรือน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้าเพื่อใช้ในราชอาณาจักร (2) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและค่าการตลาด สำหรับการซื้อขายน้ำมันเชื้อเพลิง (3) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณและอัตรา สำหรับค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง หรือค่าใช้จ่ายในการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง (4) กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาและกำหนดราคา สำหรับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นหรือราคาขายปลีก (5) กำหนดให้โรงกลั่นแจ้งราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นต่อคณะกรรมการ (6) ปฏิบัติหน้าที่อื่นตามคำสั่งนี้ และ (7) ปฏิบัติหน้าที่ตามที่นายกรัฐมนตรีมอบหมาย ดังนั้นเพื่อให้อำนาจและหน้าที่ของ กบง. สอดคล้องกับการปฏิบัติงานในปัจจุบัน จึงเห็นควรปรับปรุงอำนาจและหน้าที่ กบง. ตามคำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 โดยขอตัดอำนาจและหน้าที่ข้อ 3 (3) ออก
3. เนื่องจากในช่วงที่ผ่านมา กบง. มีภารกิจในการพิจารณาเรื่องนโยบายไฟฟ้าเป็นจำนวนมากจึงเห็นควรให้เพิ่ม เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เข้าร่วมเป็นคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน อีกตำแหน่งหนึ่ง
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ยกร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ทั้งนี้ คำสั่ง มติ ประกาศและการปฏิบัติงานทั้งหลายของ กบง. ภายใต้คำสั่ง กพช. ที่ 1/2557 ลงวันที่ 16 พฤศจิกายน 2557 ที่มีผลใช้บังคับอยู่ในวันที่คำสั่งนี้ใช้บังคับ ยังคงมีผลใช้บังคับต่อไปจนกว่าจะได้มีคำสั่ง มติ หรือประกาศ กบง. ตามคำสั่งใหม่ออกบังคับใช้แทน และเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบร่างคำสั่ง กพช. ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ และนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป

เรื่องที่ 12 การปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 ได้รับทราบข้อเสนอการปรับโครงสร้างธุรกิจของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และให้ ปตท. ดำเนินการตามกฎหมาย กฎระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนและประเทศชาติต่อไป ต่อมา ปตท. ได้มีข้อเสนอปรับปรุงโครงสร้างการเสนอขายหุ้นของ PTTOR เกี่ยวกับสัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. ใน PTTOR และการเสนอขายหุ้นสามัญของ PTTOR ให้แก่ผู้ถือหุ้นของ ปตท. และได้รายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบ เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

Published in มติกพช.

การติดตามและประเมินผล

ความร่วมมือด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ

สหประชาชาติ

พิธีสารเกียวโต (Kyoto Protocol)

Bali Action Plan

ประเทศไทย

กระทรวงพลังงาน

คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)

คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.)

เอกสารเผยแพร่ / หนังสือ / สาระน่ารู้

การพัฒนาระบบบริหาร

ITA

คู่มือ/แบบฟอร์ม/รายงาน ของกองทุนพลังงาน

คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2552)

Children categories

กทอ (7)

คำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการและอนุกรรมการ (1)

คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (1)

คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (1)

คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม (1)

มติกพช.กบง. (487)

คำสั่งกพช.กบง. (37)

ประกาศกพชกบง (2012)

คำสั่งกนช. (3)

คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมพลังงานทดแทน ที่ 3/2548

คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง ที่ 3/2545

กบง.ครั้งที่ 5/2563 (ครั้งที่19) วันจันทร์ที่ 15 มิถุนายน พ.ศ. 2563

กพช. ครั้งที่ 150 วันพฤหัสบดีที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563

กบง.ครั้งที่ 4/2563 (ครั้งที่18) วันพุธที่ 25 มีนาคม พ.ศ. 2563

กบง.ครั้งที่ 3/2563 (ครั้งที่17) วันจันทร์ที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563

กบง.ครั้งที่ 2/2563 (ครั้งที่16) วันจันทร์ที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2563

กบง.ครั้งที่ 1/2563 (ครั้งที่15) วันศุกร์ที่ 21 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2563

ประกาศ กพช. พ.ศ. 2563

กพช. ครั้งที่ 149 วันจันทร์ที่ 16 ธันวาคม พ.ศ. 2562

More...

กบง.ครั้งที่ 7/2562 (ครั้งที่14) วันจันทร์ที่ 23 ธันวาคม พ.ศ. 2562

กบง.ครั้งที่ 6/2562 (ครั้งที่13) วันพุธที่ 4 ธันวาคม พ.ศ. 2562

กบง.ครั้งที่ 5/2562 (ครั้งที่12) วันจันทร์ที่ 21 ตุลาคม พ.ศ. 2562

กพช. ครั้งที่ 148 วันพุธที่ 11 กันยายน พ.ศ. 2562