คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2552)
Children categories
กพช. ครั้งที่ 51 วันพุธที่ 31 พฤษภาคม 2538
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2538 (ครั้งที่ 51)
วันพุธที่ 31 พฤษภาคม 2538
1. การดําเนินการในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2. การส่งเสริมการใช้น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว
3. ราคาน้ำมันและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
4. รายงานสถานการณ์ความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า (ปัญหาไฟฟ้าตก ไฟฟ้าดับ)
6. การขออนุมัติในหลักการให้ กฟผ. ขายโรงไฟฟ้าขนอม
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(นายชวน หลีกภัย)
เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
(นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์)
เรื่องที่ 1 การดําเนินการในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2538 ได้มีมติเห็นชอบตามข้อเสนอของ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 1/2538 (ครั้งที่ 49) เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2538 ให้กําหนดมาตรการในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดําเนินการและรายงานผลการดําเนินการต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมทุกครั้ง
2. หน่วยงานต่าง ๆ ได้รายงานผลการดําเนินการให้ สพช. ทราบรวมทั้งสิ้น 8 หน่วยงาน โดยมี รายละเอียด ดังนี้
2.1 กรมสรรพสามิต ได้จัดตั้งห้อง Operation Room ทําการปฏิบัติงานตลอด 24 ชั่วโมง เพื่อรับรายงานการเคลื่อนย้ายและการขนส่งน้ำมันโดยทางเรือทั่วราชอาณาจักรในทันทีที่เริ่มมีการขนถ่ายน้ำมันออก จากโรงกลั่น หรือเมื่อมีการนําเข้าและติดตามการขนย้ายไปปลายทาง เพื่อป้องกันการเดินทางออกนอกเส้นทาง ไปรับน้ำมันหนีภาษี โดยได้ประสานงานกับ สพช. กรมศุลกากร และหน่วยงานอื่น ๆ และยังคงให้เจ้าพนักงาน สรรพสามิตทําการผนึกท่อทางรับ-จ่ายน้ำมันของคลังน้ำมันที่เป็นโรงอุตสาหกรรมตามพระราชบัญญัติภาษี สรรพสามิต พ.ศ. 2527 และให้เจ้าหน้าที่ตรวจวัดปริมาณน้ำมันทุกครั้งที่นําเข้าในคลังน้ำมัน ซึ่งเป็นผลให้ การจัดเก็บภาษีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2537- เมษายน 2538 สูงกว่าเดือนเดียวกัน ของปีก่อนร้อยละ 12.49, 15.37, 23.91, 26.69, 28.33 และ 19.28 ตามลําดับ และเป็นผลให้การจัดเก็บภาษีน้ำมันในช่วง 6 เดือน (พฤศจิกายน 2537 - เมษายน 2538) สูงขึ้นกว่าช่วงเดียวกันของปีก่อนร้อยละ 21.09 นอกจากนี้ กระทรวงการคลังได้อนุมัติให้กรมสรรพสามิตใช้เงินฝากค่าใช้จ่ายเก็บภาษีท้องถิ่น จํานวน 210 ล้านบาท เพื่อจัดซื้อและติดตั้งเครื่องมือและอุปกรณ์ควบคุมการรับจ่ายน้ำมันในคลังน้ำมันต่าง ๆ แล้ว ซึ่งขณะนี้ กรมฯ ได้ออกประกวดราคาจัดซื้อเครื่องมือและอุปกรณ์ดังกล่าว กําหนดยื่นซองในวันที่ 19 กรกฎาคม 2538 และคาดว่าจะสามารถดําเนินการได้เสร็จประมาณเดือนพฤษภาคม 2539
2.2 กรมศุลกากร ในเดือนมีนาคม 2538 คณะทํางานเพื่อทําหน้าที่ตรวจสอบการลักลอบ นําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงที่กรมศุลกากรเป็นประธาน ได้ดําเนินการตรวจสอบการสําแดงการนําเข้าในใบขนสินค้า เปรียบเทียบกับการนําเข้าจริง และตรวจสอบคลังน้ำมันของบริษัทต่าง ๆ รวม 13 แห่งแล้วไม่พบว่ามีการกระทําผิดแต่อย่างใด และสามารถจับกุมผู้ลักลอบนําเข้าน้ำมันได้ 1 ราย บริเวณแหลมคอกวาง อําเภอสิชล นครศรีธรรมราช เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ปริมาณ 60,000 ลิตร สรุปผลการจับกุมและการดําเนินคดีของกรมศุลกากร ตั้งแต่เดือนมกราคม-ธันวาคม 2537 ปรากฏว่า สามารถจับกุมผู้กระทําความผิดได้ 21 ราย เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ปริมาณ 669,107 ลิตร และ น้ำมันเบนซินปริมาณ 2,440 ลิตร ซึ่งมีข้อสังเกตว่าผลคดีส่วนใหญ่ จะยึดของกลางคือน้ำมันที่จับกุมได้เป็นของ แผ่นดิน แต่เรือที่ใช้ในการกระทําความผิดไม่ได้มีการรับเรือตามมติคณะรัฐมนตรีแต่อย่างใด ซึ่งขณะนี้ทางกรมศุลกากรได้ดําเนินการปรับปรุงแนวทางการดําเนินคดีแล้ว โดยออกคําสั่งทั่วไปกรมศุลกากรที่ 13/2538 เรื่อง เพิ่มเติมประมวลระเบียบปฏิบัติศุลกากร พ.ศ. 2530 หมวดที่ 17 บทที่ 08 ข้อที่ 02 (ก) ว่าด้วย หลักเกณฑ์ในการดําเนินคดีการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงแล้ว
2.3 กระทรวงการต่างประเทศ ได้ดําเนินการยกร่างประกาศเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักรไทย และร่างพระราชบัญญัติว่าด้วยการปฏิบัติการของพนักงานเจ้าหน้าที่ในเขตต่อเนื่องเพื่อป้องกันและปราบปราม การกระทําความผิด พ.ศ. …. เสร็จสิ้นแล้ว โดยส่วนราชการที่เกี่ยวข้องส่วนใหญ่ได้ให้ความเห็นชอบ ซึ่งกระทรวงการต่างประเทศได้นําเสนอคณะกรรมการกฎหมายทะเลและเขตทางทะเลของประเทศไทยพิจารณาให้ความเห็นชอบแล้ว เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2538 ก่อนจะนําเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป สําหรับในส่วนของ คณะอนุกรรมการพิจารณาร่างกฎหมายการปฏิบัติงานศุลกากรในเขตต่อเนื่อง ซึ่งดําเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี เพื่อพิจารณาเพิ่มอํานาจปฏิบัติการของพนักงานศุลกากรในเขตต่อเนื่องนั้น กระทรวงการต่างประเทศได้เข้าร่วมชี้แจงประเด็นทางข้อกฎหมายอยู่ด้วย
2.4 กระทรวงพาณิชย์ โดยกรมทะเบียนการค้าได้ขอความร่วมมือจากโรงกลั่นในสิงคโปร์ ให้แจ้งรายละเอียดของเรือบรรทุกน้ำมันที่รับน้ำมันจากสิงคโปร์และมีจุดหมายปลายทางมายังประเทศไทย ขณะนี้บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จํากัด และบริษัท เอสโซ่แสตนดาร์ดแห่งประเทศไทย จํากัด ได้รายงานข้อมูลดังกล่าวแล้ว และได้ส่งให้แก่ สพช. ด้วยเช่นกัน นอกจากนี้ เรื่อง การกําหนดเงื่อนไขการนําเข้าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วซึ่งกําหนดให้ผู้ค้าตามมาตรา 6 ทุกราย ต้องแจ้งรายละเอียดการนําเข้าทันทีที่เรือเดินทางออกจากสิงคโปร์ โดยการร่างประกาศ กระทรวงพาณิชย์ว่าด้วยการนําสินค้าเข้ามาในราชอาณาจักร (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ได้เสนอขอความเห็นชอบต่อคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 4 เมษายน 2538 ซึ่งได้มีมติเห็นชอบในร่างดังกล่าวและอนุมัติให้กระทรวงพาณิชย์ดําเนินการต่อไปได้ และขณะนี้อยู่ระหว่างการนําเสนอให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพาณิชย์พิจารณาลงนาม
2.5 กองทัพเรือ ได้มีคําสั่งกองทัพเรือ (เฉพาะ) ลับที่ 98/2538 ลงวันที่ 28 เมษายน 2538 เรื่อง การป้องกันและปราบปรามการลักลอบค้าน้ำมันในทะเล โดยมุ่งเน้นการสืบหาข่าว การติดตามและจับกุม เรือประมงดัดแปลง เรือน้ำมันขนาดเล็ก หรือเรือบรรทุกน้ำมันที่จดทะเบียนในต่างประเทศที่มีการขนถ่ายน้ำมัน นอกทะเลอาณาเขตของไทย ด้วยเรือและอากาศยานที่มีอยู่
2.6 คณะอนุกรรมการพิจารณาร่างกฎหมายการปฏิบัติงานศุลกากรในเขตต่อเนื่อง ซึ่งมีรองเลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกา (นายชัยวัฒน์ วงศ์วัฒนศานต์) เป็นประธานได้จัดทําข้อเสนอการกําหนดเขตต่อเนื่อง เพื่อแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเสร็จเรียบร้อยแล้ว โดยคณะอนุกรรมการฯ เห็นควรที่ประเทศไทยจะได้ประกาศเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักรไทย โดยกําหนดให้ “เขตต่อเนื่อง” อยู่ในบริเวณที่อยู่ถัดออกไปจากทะเลอาณาเขตจนถึงระยะ 24 ไมล์ทะเล ทั้งนี้ ในการประกาศเขตต่อเนื่องดังกล่าวต้องมีการประกาศเป็นพระบรมราชโองการและเพื่อให้เจ้าหน้าที่ศุลกากรสามารถปฏิบัติงานปราบปรามการลักลอบ ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตต่อเนื่องเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ คณะอนุกรรมการฯ เห็นควรที่จะแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติศุลกากร พ.ศ. 2469 และพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย พ.ศ. 2456 เพื่อกําหนดมาตรการให้เรือที่เดินทางเข้ามาในประเทศไทยต้องปฏิบัติตาม เช่น ห้ามเรือที่อยู่ในเขตต่อเนื่องหยุดจอดลอยลํา หรือจอดเรือโดยไม่มีเหตุอันควร หรือโดยไม่ได้รับอนุญาต หรือขนถ่ายสิ่งของใด ๆ โดยไม่มีเหตุผลอันควรหรือโดยไม่ได้รับอนุญาตฯลฯ ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทําร่างพระบรมราชโองการและร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... เสร็จเรียบร้อยแล้ว
2.7 กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เนื่องจากการกําหนดเขตต่อเนื่องดังกล่าวจะส่งผลกระทบ ต่อประมงรายเล็ก คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุม ครั้งที่ 2/2538 (ครั้งที่ 50) เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2538 จึงได้มีมติให้กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ (กรมประมง) รับไปดําเนินการหามาตรการเพื่อช่วยเหลือชาวประมงรายย่อย ซึ่งได้รับผลกระทบในเรื่องราคาน้ำมันเชื้อเพลิงจากมาตรการกําหนดเขตต่อเนื่องในพื้นที่ระหว่าง 12 ถึง 24 ไมล์ทะเล จากชายฝั่ง กรมประมงได้ดําเนินการตามที่ได้รับมอบหมายแล้ว โดยได้นําข้อเสนอดังกล่าวเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายประมงแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 1/2558 เมื่อวันที่ 22 พฤษภาคม 2538 ซึ่งได้มีมติเห็นชอบให้กําหนดมาตรการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันของชาวประมงขนาดเล็ก โดยให้สามารถซื้อน้ำมันได้ในราคาต่ำกว่าราคาตลาดลิตรละ 1.20 บาท โดยให้สมาคมประมงจัดตั้งสหกรณ์เพื่อการค้าน้ำมันสําหรับชาวประมง และรับซื้อน้ำมันจากผู้ค้าน้ำมันในราคาต้นทุนซึ่งลดค่าการตลาดลงลิตรละ 0.70 บาท โดยจะขายน้ำมันให้ชาวประมงในราคาต่ำกว่าทุนลิตรละ 0.50 บาท ซึ่งราคาขายน้ำมันของสหกรณ์ที่ขาดทุนนั้นจะได้รับการชดเชยจากคณะกรรมการนโยบายและมาตรการช่วยเหลือเกษตรกร (คชก.) ปีละ 350 ล้านบาท ทั้งนี้ โดยมีเงื่อนไข คือ น้ำมันที่จะใช้ต้องเติมสีและสาร (additive) จดทะเบียนเรือประมงที่เป็นสมาชิกทุกลํา เรือประมงทุกลําต้องมีสมุดปูมซึ่งระบุระยะเวลาทําการประมง เส้นทางในการทําการประมง ปริมาณน้ำมันที่เติม และปริมาณปลาที่จับได้ ปริมาณน้ำมันที่จะใช้ 700 ล้านลิตรต่อปี เจ้าหน้าที่ของรัฐร่วมกับสมาคมการประมงแห่งประเทศไทย ดําเนินการควบคุมดูแลการรับและขายน้ำมันของสหกรณ์เป็นประจํา
2.8 กระทรวงมหาดไทย ได้มีคําสั่งกระทรวงมหาดไทย ที่ 140/2538 เรื่อง แต่งตั้ง คณะกรรมการอํานวยการป้องกันปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 31 มีนาคม 2538 เพื่อจัดรูปองค์กรในการกํากับและประสานการปฏิบัติงานให้บังเกิดผลอย่างแท้จริง ประกอบด้วย 1) คณะกรรมการอํานวยการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมัน เชื้อเพลิง มีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเป็นประธานกรรมการ เพื่อทําหน้าที่กํากับและเร่งรัดการดําเนินการให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี 2) คณะอนุกรรมการประสานการปฏิบัติป้องกันปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง มีรองปลัดกระทรวงมหาดไทยฝ่ายบริหารเป็นประธานอนุกรรมการ เพื่อทําหน้าที่กําหนดแนวทาง ประสานการปฏิบัติงานป้องกันและปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี 3) คณะทํางานป้องกันปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงในระดับจังหวัด มีผู้ว่าราชการจังหวัดในแต่ละจังหวัดเป็นประธานคณะทํางาน เพื่อทําหน้าที่ดําเนินการวางมาตรการใช้กําลังป้องกันปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตพื้นที่รับผิดชอบอย่างต่อเนื่องและจริงจังให้เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี โดยในเดือนมีนาคม 2538 กองบังคับการตํารวจน้ำ กรมตํารวจ สามารถจับกุมผู้กระทําผิดลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงทางทะเลได้ จํานวน 3 ราย เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ปริมาณรวม 513,000 ลิตร นอกจากนี้ ทางจังหวัดสระบุรี ได้ทําการตรวจค้นคลังน้ำมันของบริษัท ภาคใต้เชื้อเพลิง จํากัด พบว่ามีการจําหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงรวม 3,516,315 ลิตร โดยไม่ได้รับอนุญาตจึงได้ส่งเรื่องดําเนินคดี และ จังหวัดสตูล สามารถจับกุมน้ำมันลักลอบ จํานวน 24 ถัง รวม 700 ลิตร ได้จากเรือโดยสารที่เดินทางจากมาเลเซียมายังจังหวัดสตูล และในเดือนพฤษภาคม 2538 ศูนย์อํานวยการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงโดยผิดกฎหมาย กรมตํารวจ ได้จับกุมเรือประมงดัดแปลงที่ลักลอบค้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้ 1 ราย เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ปริมาณ 30,000 ลิตร
2.9 กรมตํารวจ ได้มีคําสั่งปฏิบัติการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง โดยผิดกฎหมาย ลงวันที่ 17 มีนาคม 2538 เพื่อดําเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีแล้ว แต่เนื่องจากภารกิจ ดังกล่าวต้องมีค่าใช้จ่าย ดังนั้น กรมตํารวจจึงได้เสนอต่อ สพช. ให้ช่วยสนับสนุนเงินงบประมาณ รวมทั้งสิ้น 52,988,364 บาท ซึ่ง สพช. ได้มีหนังสือถึงสํานักงบประมาณเพื่อพิจารณาสนับสนุนค่าใช้จ่ายดังกล่าวด้วยแล้ว
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานผลความคืบหน้าในการดําเนินการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ของหน่วยงานต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้อง
2. เห็นชอบในหลักการ (1) ร่างประกาศเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักรไทย เพื่อกําหนดเขตต่อเนื่อง ในท้องทะเลบริเวณถัดออกไปจากน่านน้ำอาณาเขตเป็นระยะทางไม่เกิน 24 ไมล์ทะเลจากชายฝั่ง (2) ร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และ (3) ร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... เพื่อให้การปฏิบัติงานปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น ตามที่คณะอนุกรรมการพิจารณาร่างกฎหมายการปฏิบัติงานศุลกากรในเขตต่อเนื่องเสนอ โดยมอบหมายให้สํานักงานคณะกรรมการกฤษฎีการับไปพิจารณาตรวจร่างต่อไป
3. เห็นชอบในหลักการให้จัดสรรงบประมาณให้แก่กรมตํารวจ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการป้องกันและ ปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงโดยผิดกฎหมาย ในช่วงปีงบประมาณ 2538 และ 2539 ในวงเงิน 52,988,364 บาท ตามที่กรมตํารวจเสนอ โดยให้กรมตํารวจทําความตกลงในรายละเอียดกับสํานักงบประมาณ โดยตรงต่อไป
4. ให้กระทรวงมหาดไทยแก้ไขข้อบังคับกระทรวงมหาดไทยที่ออกตามความในมาตรา 16 แห่งประมวลกฎหมายวิธีพิจารณาความอาญา กําหนดแบ่งแยกอํานาจหน้าที่ของพนักงานสอบสวนในท้องที่ที่มีอาณาเขตทางทะเลให้แน่นอนชัดเจน
เรื่องที่ 2 การส่งเสริมการใช้น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามที่รัฐบาลได้กําหนดไว้ในแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 7 (พ.ศ. 2535- 2539) ให้ยกเลิกการจําหน่ายน้ำมันเบนซินพิเศษที่มีสารตะกั่วเจือปนภายในช่วงปลายของแผนฯ ซึ่งอยู่ในราว เดือนกันยายน 2539 นั้น ในระยะเวลาที่ผ่านมา ได้มีการส่งเสริมการจําหน่ายน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วอย่างต่อเนื่องมาโดยตลอด โดยได้มีการดําเนินการ ดังนี้
1.1 ในเดือนพฤษภาคม 2534 รัฐบาลได้กําหนดให้เริ่มมีการจําหน่ายน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว โดยสมัครใจ ทั้งนี้ เพื่อรองรับนโยบายให้รถยนต์นั่งส่วนบุคคลใหม่ขนาดตั้งแต่ 1600 ซีซีขึ้นไปต้องติดตั้ง Catalytic Converter ตั้งแต่ 1 มกราคม 2536 เป็นต้นไป และสําหรับรถยนต์ใหม่ขนาดต่ำกว่า 1600 ซีซี ให้ ติดตั้งอุปกรณ์ดังกล่าวเช่นกัน ตั้งแต่ 1 กันยายน 2536 เป็นต้นไป
1.2 สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้เร่งติดตามให้มีการกระจาย การจําหน่ายน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วในสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงต่าง ๆ ให้ทั่วถึงทุกภูมิภาคของประเทศ ซึ่ง ในช่วงไตรมาสที่ 2 ของปี 2537 มีจํานวนสถานีบริการที่มีการจําหน่ายน้ำมันเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่ว จํานวน ทั้งสิ้น 3,357 แห่ง ใน 75 จังหวัดทั่วประเทศ คิดเป็นร้อยละ 70 ของสถานีบริการทั้งหมดทั่วประเทศ
1.3 คณะรัฐมนตรีในการประชุม เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2537 ได้มีมติอนุมัติตามมติของ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 2/2537 (ครั้งที่ 45) เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2537 ให้เปลี่ยนแปลงกําหนดเวลาบังคับให้น้ำมันเบนซินธรรมดาเป็นน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วให้เร็วขึ้นกว่าที่ได้กําหนดไว้เดิมที่ให้เป็นน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วในวันที่ 1 มกราคม 2538 ทั้งนี้ กระทรวงพาณิชย์ได้ออกประกาศกระทรวงพาณิชย์ ฉบับที่ 2 (พ.ศ. 2537) เรื่อง กําหนดคุณภาพของน้ำมันเบนซิน เพื่อให้น้ำมันเบนซินธรรมดาเป็นน้ำมัน ไร้สารตะกั่วทั้งหมด ตั้งแต่ 1 สิงหาคม 2537 ที่ผ่านมา โดยน้ำมันเบนซินธรรมดาไร้สารตะกั่วดังกล่าวที่ผู้ค้าน้ำมันจําหน่ายจะมีค่าออกเทน 92 RON ซึ่งรถยนต์ใหม่สามารถใช้เติมแทนน้ำมันเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่วได้ และช่วยแก้ไขปัญหาการกระจายของสถานีบริการที่จําหน่ายน้ำมันเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่วได้อีกด้วย เนื่องจากน้ำมันเบนซินธรรมดาไร้สารตะกั่วมีการจําหน่ายในสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงทุกแห่งทั่วประเทศ
2. สถานการณ์ของน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วล่าสุด มีดังนี้
2.1 ปริมาณการจําหน่าย น้ำมันเบนซินพิเศษและธรรมดาไร้สารตะกั่วในเดือนมีนาคม 2538 มี ปริมาณ 352.13 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากเดือนเดียวกันของปีที่แล้วซึ่งมีปริมาณการจําหน่าย 276.42 ล้านลิตร ประมาณ 75.71 ล้านลิตร คิดเป็นร้อยละ 27 โดยเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่วมีปริมาณการจําหน่ายประมาณ 333.00 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากเดือนเดียวกันของปีก่อนที่มีปริมาณจําหน่าย 270.43 ล้านลิตร ประมาณ 62.57 ล้านลิตร คิดเป็นร้อยละ 23 และเบนซินธรรมดาไร้สารตะกั่ว มีปริมาณการจําหน่ายประมาณ 189.47 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากเดือนเดียวกันของปีก่อนที่มีปริมาณจําหน่าย 183.63 ล้านลิตร ประมาณ 5.84 ล้านลิตร คิดเป็น ร้อยละ 3
2.2 สัดส่วนการจําหน่าย น้ำมันเบนซินพิเศษและธรรมดาไร้สารตะกั่ว รวมกันในเดือนมีนาคม 2538 มีประมาณร้อยละ 67 ของความต้องการใช้น้ำมันเบนซินทั้งหมด เพิ่มขึ้นจากช่วงเดือนเดียวกันของปีก่อนซึ่งมีสัดส่วน ประมาณร้อยละ 61 หรือเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 6 โดยน้ำมันเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่วมีสัดส่วนการจําหน่าย ประมาณร้อยละ 49 ของความต้องการใช้น้ำมันเบนซินพิเศษทั้งหมด
2.3 ปริมาณสารตะกั่ว ผลจากการใช้น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วที่เพิ่มขึ้นดังกล่าว ส่งผลให้ปริมาณสารตะกั่วที่ปล่อย ออกมาจากยานพาหนะลดลง โดยในเดือนมีนาคม 2538 มีปริมาณสารตะกั่วที่ปล่อยออกมา 26 เมตริกตัน ลดลงจากช่วงปี 2534 ซึ่งเริ่มนําน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วมาใช้ซึ่งมีปริมาณตะกั่ว 120 เมตริกตัน ลดลงร้อยละ 78
2.4 อย่างไรก็ตาม ถึงแม้ปริมาณการใช้น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วจะเพิ่มขึ้น แต่การใช้น้ำมันเบนซินที่มีสารตะกั่วกลับไม่ลดลงและยังคงมีสัดส่วนการใช้สูงถึงร้อยละ 51 ของการใช้น้ำมันเบนซินพิเศษทั้งหมดในปัจจุบัน ทั้งนี้ มีสาเหตุเนื่องมาจากประชาชนผู้ใช้น้ำมันเบนซินที่มีสารตะกั่วยังคงมีทัศนคติที่ไม่ดีต่อน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว โดยเกรงว่าเมื่อใช้แล้วจะทําให้เครื่องยนต์เร่งไม่ขึ้น บ่าวาล์วเสียหาย หรือ เครื่องสะดุด ฯลฯ
3. เพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าว สพช. จึงได้ดําเนินการจัดทําโครงการประชาสัมพันธ์การใช้น้ำมันเบนซิน ไร้สารตะกั่วขึ้น โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อแก้ไขทัศนคติของประชาชนกลุ่มที่ใช้รถยนต์ซึ่งมีบ่าวาล์วแข็งและสามารถใช้น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วได้ให้กลับมาใช้น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วแทน โดยมีกิจกรรมพอสรุปได้ ดังนี้
3.1 การสัมมนา สพช. ร่วมกับการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยได้จัดให้มีการสัมมนาเรื่อง “การยกเลิกน้ำมันเบนซินที่มีสารตะกั่ว : ปัญหาและแนวทางแก้ไข” ขึ้นในวันที่ 3 พฤษภาคม 2538 ที่ผ่านมา เพื่อรวบรวมข้อคิดเห็นจากผู้ที่เกี่ยวข้องทุกสาขาและหาแนวทางการดําเนินการไปสู่การยกเลิกการใช้น้ำมันเบนซินที่มีสารตะกั่ว ซึ่งจากผลการสัมมนาสรุปได้ว่า ทุกฝ่ายต่างเห็นด้วยให้ยกเลิกการใช้น้ำมันเบนซินที่มีสารตะกั่ว และควรเลื่อนระยะเวลาบังคับใช้ให้เร็วขึ้นกว่าเดิมที่กําหนดไว้จากสิ้นปี 2539 เป็นเดือนมกราคม 2539 แทน ทั้งนี้ ในระยะแรกอาจกําหนดให้มีน้ำมันเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่วเป็น 2 ชนิด คือน้ำมันเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่วในปัจจุบันซึ่งมีสีเขียวที่สามารถใช้ได้กับรถยนต์ทั่วไปและน้ำมันเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่วผสมสารเคลือบ บ่าวาล์วซึ่งจะมีสีเขียวเช่นกัน ซึ่งทางการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) จะได้นําออกจําหน่ายในวันที่ 15 กรกฎาคม 2538 เพื่อใช้กับรถยนต์ซึ่งมีบ่าวาล์วอ่อน รวมทั้ง รถบ่าวาล์วแข็งที่ยังไม่กล้าใช้น้ำมันไร้สารตะกั่วด้วย แต่ไม่ควรใช้กับรถยนต์ใหม่ที่ติดตั้ง Catalytic Converter เพราะสารเคลือบบ่าวาล์วจะไปเคลือบ Catalytic Converter อาจทําให้หมดสภาพเร็วขึ้นได้เล็กน้อย จึงจําเป็นที่จะต้องกําหนดมาตรการบังคับให้หัวจ่ายน้ำมันชนิดนี้ต้องมีขนาดใหญ่เส้นผ่าศูนย์กลางไม่น้อยกว่า 24.50 มิลลิเมตร หรือ 15/16 นิ้ว เท่ากับหัวจ่ายของ น้ำมันเบนซินชนิดมีสารตะกั่วเพื่อป้องกันรถใหม่ที่ติดตั้ง Catalytic Converter เข้าไปเติม
3.2 การประชาสัมพันธ์ สพช. ได้ดําเนินการประชาสัมพันธ์โดยตรงกับผู้ใช้รถยนต์ที่สามารถใช้ น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วแต่ยังคงใช้น้ำมันเบนซินที่มีสารตะกั่วอยู่ โดยจัดส่งนักศึกษาออกไปประจําตามสถานี บริการน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตกรุงเทพและปริมณฑล อําเภอเมือง จังหวัดเชียงใหม่ อําเภอหาดใหญ่ จังหวัด สงขลา อําเภอเมือง จังหวัดนครราชสีมา และอําเภอเมือง จังหวัดขอนแก่น เพื่อชี้แจงทําความเข้าใจ
3.3 การออกสื่อโฆษณาและประชาสัมพันธ์ สพช. ได้จัดให้มีการออกสื่อโฆษณาทางวิทยุและ โทรทัศน์ส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วเพิ่มขึ้น ในช่วง 1 พฤษภาคม 20 มิถุนายน 2538 และขอความร่วมมือจากสื่อมวลชนทั้งทางหนังสือพิมพ์ นิตยสารและวิทยุ ให้ช่วยเผยแพร่บทความชี้แจงให้ประชาชนได้รับข้อมูลที่ถูกต้องเกี่ยวกับน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้มีการยกเลิกการจําหน่ายน้ำมันเบนซินที่มีสารตะกั่ว โดยให้กระทรวงพาณิชย์ (กรมทะเบียนการค้า) ร่วมกับ สพช. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปพิจารณาในรายละเอียด และดําเนินการออกประกาศกระทรวงพาณิชย์ต่อไป โดยให้มีผลบังคับใช้ประมาณวันที่ 1 มกราคม 2539 เป็นต้นไป
2. ให้กรมโยธาธิการแก้ไขประกาศกรมโยธาธิการเกี่ยวกับการกําหนดขนาดของหัวจ่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของสถานีบริการ โดยให้มีข้อยกเว้นสําหรับหัวจ่ายน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วซึ่งผสมสารเคลือบบ่าวาล์วให้มีขนาดเส้นผ่าศูนย์กลางภายนอกของท่อทางออกน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นขนาดใหญ่เท่ากับหัวจ่ายน้ำมันเบนซินที่มีตะกั่วในปัจจุบันคือไม่น้อยกว่า 24.50 มิลลิเมตร หรือ 15/16 นิ้ว
เรื่องที่ 3 ราคาน้ำมันและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ด้วยสํานักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี ได้ส่งสําเนาหนังสือกระทรวงพาณิชย์ ด่วนที่สุด ที่ พณ 0405/311 ลงวันที่ 18 มกราคม 2538 เรื่อง ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) พิจารณา ซึ่งกระทรวงพาณิชย์ได้เสนอให้คณะรัฐมนตรีพิจารณากําหนดมาตรการกํากับดูแลค่าการตลาดให้เหมาะสม เนื่องจากราคาได้ขยับสูงขึ้นเป็นลําดับ และผู้ค้าน้ำมันมีพฤติกรรมในการกําหนดค่าการตลาดเพิ่มสูงขึ้นโดยตลอด เป็นการเอาเปรียบผู้บริโภค หากค่าการตลาดยังคงทรงตัวอยู่ในระดับสูงหรือมีแนวโน้มสูงขึ้นอีก จะทําให้ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงสูงตามไปด้วย อันจะทําให้ราคาสินค้าและบริการสูงขึ้น ซึ่งเป็นสาเหตุของภาวะเงินเฟ้อ กระทรวงพาณิชย์จึงได้เสนอว่า ควรได้มีการพิจารณากําหนดมาตรการกํากับดูแลค่าการตลาดให้เป็นไปโดยเหมาะสมต่อไป
2. สพช. ได้นําเรื่องดังกล่าวเสนอต่อคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ในการประชุมครั้งที่ 1/2538 (ครั้งที่ 15) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2538 และคณะกรรมการฯ ได้มีมติรับทราบผลการวิเคราะห์ของ สพช. และมอบหมายให้ สพช. รับไปหารือกับกรมการค้าภายในก่อนนําเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ต่อไป
3. สพช. ได้ประชุมหารือกับกรมการค้าภายใน ตามมติของคณะกรรมการฯ ข้างต้นแล้วเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2538 โดยได้ชี้แจงในรายละเอียด สรุปได้ดังนี้
3.1 ภายหลังราคาน้ำมันลอยตัวในปี 2534 เป็นต้นมา ราคาขายปลีกเฉลี่ยในแต่ละปีลดลงโดยตลอด ซึ่งการพิจารณารายได้ของผู้ค้าน้ำมันจะพิจารณาเพียงการเปลี่ยนแปลงของค่าการตลาด (Marketing Margin) ไม่ได้ เพราะจะไม่ทําให้เห็นการเปลี่ยนแปลงของรายได้ทั้งหมด เนื่องจากรายได้จากการจําหน่ายน้ำมัน ประกอบด้วย 2 ส่วน คือ ค่าการกลั่น (Refining Margin) ซึ่งเป็นรายได้ของผู้ผลิตหรือผู้กลั่น และค่าการตลาด (Marketing Margin) ซึ่งเป็นรายได้ของผู้จําหน่ายทุกทอดรวมกัน รวมทั้งสถานีบริการด้วย ดังนั้น หากค่าการตลาดเปลี่ยนแปลงไปในทางสูงขึ้น มิได้หมายความว่าราคาขายปลีกของน้ำมันเชื้อเพลิงจะต้องสูงตามไปด้วยเสมอไป ทั้งนี้ค่าการตลาดก่อนและหลังราคาลอยตัว ไม่สามารถนํามาเปรียบเทียบกันได้โดยตรง เพราะภายหลังการลอยตัวตั้งแต่ปี 2535 เป็นต้นมา รัฐบาลได้เปลี่ยนแปลงกฎเกณฑ์ ซึ่งมีผลกระทบต่อต้นทุนและราคาน้ำมันเชื้อเพลิงหลายประการ ดังนี้ (1) ต้นทุนของผู้ผลิตหรือนําเข้า เนื่องจากรัฐบาลได้ปรับปรุงข้อกําหนดคุณภาพของน้ำมัน เชื้อเพลิงให้สูงขึ้นเป็นระยะๆ เพื่อแก้ไขปัญหามลพิษจากยานพาหนะ รวมทั้งฝ่ายผู้ค้าน้ำมันเองก็ได้เพิ่มค่าออกเทนของน้ำมันเบนซินให้สูงขึ้นด้วยความสมัครใจ เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันไร้สารตะกั่วมากขึ้น (2) ต้นทุนของผู้จําหน่าย เนื่องจากรัฐบาลได้กําหนดให้ผู้ค้าน้ำมันเติมสารเติมแต่ง (Additive) ลงในน้ำมันก่อนจําหน่ายเพื่อลดมลพิษในไอเสียของรถยนต์ และเพิ่มอัตราสํารองของน้ำมันเพื่อเพิ่มขีดความสามารถของประเทศในการป้องกันปัญหาการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ทําให้ต้นทุนการจําหน่ายสูงขึ้น ดังนั้น ก่อนที่จะทําการเปรียบเทียบราคาและค่าการตลาด ระหว่างก่อนลอยตัวกับหลังลอยตัวจะต้องมีการปรับต้นทุนต่าง ๆ ดังกล่าวเข้าไปในราคาและค่าการตลาดช่วงก่อนลอยตัวเสียก่อน จึงจะสามารถเปรียบเทียบกันได้บนพื้นฐานเดียวกัน โดยผลการเปรียบเทียบพบว่า หากรัฐยังคงควบคุมราคามาจนถึงปัจจุบัน ราคาขายปลีกจะสูงกว่ากรณีราคาลอยตัว โดยค่าการกลั่นและค่าการตลาดรวมกันหลังราคาลอยตัวต่ำกว่าช่วงก่อนราคาลอยตัว ดังนั้นค่าการตลาดที่เพิ่มขึ้นจึงไม่ได้มาจากการขึ้นราคาขายปลีก แต่มาจากค่าการกลั่นซึ่งลดลงมากเนื่องจากนโยบายนําเข้าเสรีของรัฐบาล ซึ่งดําเนินการไปพร้อมกับการปล่อยราคาลอยตัว ทําให้โรงกลั่นน้ำมันมีอํานาจต่อรองราคาลดลงและสูญเสียรายได้ที่เคยได้รับให้แก่ผู้จําหน่ายในรูปของค่าการตลาดที่สูงขึ้น แต่อย่างไรก็ดี ค่าการตลาดที่เพิ่มขึ้นก็มิได้ตกเป็นผลกําไรแก่ผู้จําหน่ายทั้งหมด เพราะส่วนหนึ่งเป็นการชดเชยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นจากการเพิ่มสํารองและการเติมสารเติมแต่ง คงเหลือเป็นกําไรที่เพิ่มขึ้นสําหรับน้ำมันเบนซินพิเศษประมาณลิตรละ 25 สตางค์ และสําหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลิตรละ 22 สตางค์ ซึ่งแม้ในส่วนนี้ผู้บริโภคก็มีส่วนได้รับประโยชน์ด้วยดังนี้ (1) สภาพการแข่งขันในระดับการค้าปลีกเพิ่มสูงขึ้นมาก โดยจํานวนสถานีบริการเพิ่มขึ้น และมีผู้ลงทุนจัดตั้งสถานีบริการภายใต้เครื่องหมายการค้าใหม่ ๆ เกิดขึ้นมากมาย ผู้บริโภคได้รับประโยชน์ในด้านราคาจําหน่าย ซึ่งโดยทั่วไปจะตั้งราคาต่ำกว่าสถานีบริการของผู้ค้าน้ำมันรายใหญ่ สภาพของสถานีบริการ ทั้งด้านความปลอดภัย ความสะอาดและการบริการที่ดีขึ้น และในระยะยาวการแข่งขันระหว่างสถานีบริการที่สูงขึ้นเรื่อย ๆ จะทําให้อัตราค่าการตลาดลดลง (2) ช่วยให้เกิดการขยายตัวของการจําหน่ายน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่วไปยังภูมิภาคต่าง ๆ อย่างทั่วถึงในระยะเวลาอันรวดเร็ว เนื่องจากค่าการตลาดอยู่ในระดับสูงพอสมควร จึงจูงใจให้มีการนําไปจําหน่ายได้ (3) ผลประโยชน์ทางด้านสิ่งแวดล้อมในเมือง กล่าวคือ คุณภาพอากาศในเมืองดีขึ้น โดยเฉพาะในเขตกรุงเทพมหานคร อันเนื่องมาจากการที่น้ำมันมีคุณภาพดีขึ้นตามข้อกําหนดใหม่ที่เคร่งครัดมากขึ้น
3.2 ผลกระทบจากการลดลงอย่างมากของค่าการกลั่น (Refining Margin) ในช่วงหลังราคาลอยตัวทําให้ผู้ค้าน้ำมันเล็งเห็นว่าในอนาคตค่าการกลั่นและค่าการตลาดที่ได้รับ จะผันแปรตามราคาน้ำมันในตลาดโลกซึ่งไม่แน่นอน หากต้องการจะให้ผลประโยชน์ที่ได้รับมีความแน่นอนมากขึ้น จะต้องได้รับทั้งค่าการกลั่นและค่าการตลาดรวมกัน แนวความคิดดังกล่าวทําให้ผู้ค้าน้ำมันเริ่มขยายกิจการให้มีลักษณะกลั่นเองและจําหน่ายเองมากขึ้น เช่น บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จํากัด และบริษัท น้ำมันคาลเท็กซ์ (ไทย) จํากัด ซึ่งปัจจุบันซื้อ น้ำมันจากบริษัท ไทยออยล์ จํากัด ได้ขออนุญาตจัดตั้งโรงกลั่นน้ำมันของตนเองขึ้นโดยแยกกิจการเป็นบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จํากัด และบริษัท สตาร์ปิโตรเลียมรีไฟน์นิ่ง จํากัด ตามลําดับ การเปลี่ยนแปลงดังกล่าวข้างต้น เกิดประโยชน์ต่อประเทศในด้านความมั่นคงของการจัดหา โดยประเทศไทยพึ่งพาการนําเข้าน้อยลง มีความเสี่ยงภัยต่อการขาดแคลนน้ำมันน้อยลง และในอนาคตหากมีการจัดตั้งโรงกลั่นน้ำมันเพื่อการส่งออก ก็จะทําให้ประเทศไทยเริ่มเป็นประเทศผู้ส่งออกน้ำมัน ซึ่งจะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานยิ่งขึ้น และหากรัฐบาลยังคงควบคุมราคาขายปลีกมาจนถึงปัจจุบัน การขยายตัวด้านกําลังการกลั่นน้ำมันในประเทศดังกล่าวข้างต้นอาจไม่เกิดขึ้น
3.3 ในการปล่อยให้ราคาน้ำมันลอยตัว รัฐบาลได้คํานึงถึงการคุ้มครองผู้บริโภคและได้กําหนด มาตรการไว้เรียบร้อยแล้ว โดยคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2536 ได้มีมติให้มีการกํากับดูแล การกําหนดราคาจําหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิง ณ สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงทั่วประเทศ ซึ่งมีสาระสําคัญสรุปได้ ดังนี้ (1) การรักษาระดับราคา ให้ ปตท. บริษัทบางจาก และผู้ค้าน้ำมันสอดส่องดูแลมิให้สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงที่แสดงเครื่องหมายการค้าของตน จําหน่ายน้ำมันในราคาสูงกว่าที่ผู้ค้าน้ำมันกําหนด (2) การรับแจ้งราคา ให้สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละจังหวัดแจ้งราคาจําหน่าย ณ วันที่ 15 ของทุกเดือนต่อสํานักงานพาณิชย์จังหวัดและสํานักงานพาณิชย์จังหวัดแจ้ง สพช. เพื่อวิเคราะห์และประเมินการเคลื่อนไหวของราคาขายปลีกและค่าการตลาด (3) การติดตามราคา ให้จังหวัดส่งเจ้าหน้าที่ไปตรวจสอบดูแลการกําหนดราคาขายปลีกของ สถานีบริการในจังหวัด ในการพิจารณาว่าระดับราคาสูงเกินความเหมาะสมหรือไม่ ให้ดูจากราคาของสถานีบริการ ปตท. ข้างเคียง โดยความแตกต่างของราคาไม่ควรเกินลิตรละ 20 สตางค์ หรือใช้ราคาจําหน่ายใน กทม. ที่ผู้ค้าน้ำมันแจ้งบวกด้วยค่าขนส่งไปยังจังหวัดนั้นแทนราคา ปตท. ข้างเคียงก็ได้ (4) การดําเนินการ หากพบสถานีบริการที่จําหน่ายน้ำมันในราคาเกินเหมาะสมให้จังหวัดแจ้งกรมการค้าภายในและ สพช. เพื่อแจ้งให้ผู้ค้าน้ำมันเจ้าของเครื่องหมายการค้าดําเนินการให้ลดราคาลง หรือให้ ปตท. แทรกแซงราคา หากไม่สามารถแก้ไขได้ ให้คณะกรรมการส่วนจังหวัดกําหนดราคาสินค้าและป้องกัน การผูกขาดพิจารณาแก้ไขโดยใช้อํานาจตามกฎหมาย นอกจากนั้น สพช. ร่วมกับ ปตท. ได้เดินทางไปสํารวจสภาพการแข่งขันของสถานีบริการในท้องที่ห่างไกลในทุกภูมิภาคเป็นระยะตลอดมา เพื่อให้ทราบว่ามีการกําหนดราคาจําหน่ายสูงเอาเปรียบผู้บริโภค หรือไม่ โดยได้เชิญให้ผู้ค้าน้ำมันและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้แก่ กรมการค้าภายใน และกรมทะเบียนการค้าให้ส่งผู้แทนร่วมเดินทางไปด้วยทุกครั้ง
3.4 ผลการดําเนินการกํากับดูแลราคาและค่าการตลาดในปี 2537 ที่ผ่านมาพอสรุปได้ ดังนี้ (1) ปตท. บริษัทบางจาก และผู้ค้าน้ำมันได้สอดส่องดูแลการกําหนดราคาขายปลีกของสถานีบริการทั่วประเทศตามมติคณะรัฐมนตรีได้เป็นอย่างดี โดยสํานักงานพาณิชย์จังหวัด และ สพช. ตรวจพบ สถานีบริการซึ่งจําหน่ายน้ำมันในราคาสูงเกินเหมาะสมน้อยรายมาก จากจํานวนสถานีบริการทั่วประเทศโดยเฉลี่ย ในปี 2537 ทั้งหมด 4,768 ราย พบโดยเฉลี่ยเดือนละ 112 ราย หรือร้อยละ 2.4 สถานีบริการดังกล่าวมิได้กระจุกตัวอยู่ในพื้นที่ใดพื้นที่หนึ่ง แต่กระจายอยู่ในจังหวัดต่างๆ ทุกภาค ทําให้ผู้บริโภคไม่เดือดร้อนเพราะสามารถซื้อจากสถานีบริการอื่นที่อยู่ข้างเคียงได้ อย่างไรก็ดีเมื่อตรวจพบผู้ค้าน้ำมันก็ได้ให้ความร่วมมือในการดําเนินการให้สถานีบริการลดราคาจําหน่ายลงอย่างรวดเร็ว (2) นอกจากการกํากับดูแลมิให้ราคาขายปลีกของสถานีบริการสูงเกินเหมาะสมแล้ว สพช. ยังได้กํากับดูแลระยะเวลาการเปลี่ยนแปลงของราคาขายปลีกตามราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นด้วย ซึ่งปรากฏว่าการ เปลี่ยนแปลงของราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินพิเศษและเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่วอยู่ในลักษณะ “ขึ้นเร็วลงช้า” สพช. ได้นําเสนอปัญหาดังกล่าวต่อที่ประชุมคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2536 ซึ่งคณะกรรมการฯ พิจารณาแล้วมีมติให้ ปตท. และบริษัทบางจาก ปรับปรุงกลไกการกําหนดราคาขายปลีก ณ สถานีบริการให้สามารถปรับปรุงราคาขายปลีกตามราคาขายส่งได้อย่างรวดเร็วยิ่งขึ้น และให้เจ้าหน้าที่สามารถดําเนินการไปได้โดยไม่ต้องขึ้นอยู่กับการตัดสินใจของผู้บริหาร เพื่อให้มีความคล่องตัว ผลปรากฏว่าช่วยแก้ไขปัญหาดังกล่าวได้ โดยราคาขายปลีก ณ สถานีบริการของน้ำมันเบนซินพิเศษทั้ง 2 ชนิดเปลี่ยนแปลงตามราคาขายส่งในลักษณะ “ขึ้นเร็วลงเร็ว” โดย สพช. เห็นว่ามาตรการกํากับดูแลราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ที่รัฐกําหนดไว้ในปัจจุบันเหมาะสมดีแล้ว กล่าวคือช่วยให้ราคาจําหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงอยู่ในระดับที่เหมาะสมและสะท้อนถึงราคาในตลาดโลก รวมทั้งค่าการตลาดที่ผู้ค้าน้ำมันได้รับก็มิได้เพิ่มสูงขึ้นมากเกินสมควร เมื่อคํานึงถึงต้นทุนการผลิตจําหน่ายที่เพิ่มขึ้นจากกฎเกณฑ์ของรัฐ และผู้บริโภคได้รับประโยชน์จากความปลอดภัย ความสะอาดและบริการที่ดีขึ้นของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างเห็นได้ชัดเจน จึงไม่จําเป็นต้องมีการทบทวนมาตรการกํากับดูแลดังกล่าวแต่อย่างใด
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการวิเคราะห์ของ สพช. เกี่ยวกับราคาน้ำมันและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง
2. เห็นชอบให้ สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และ กรมการค้าภายใน ร่วมกัน พิจารณาปรับปรุงมาตรการในการกํากับดูแลการกําหนดราคาน้ำมันและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ให้มีความ เหมาะสมยิ่งขึ้น
3. ให้กรมโยธาธิการเร่งดําเนินการในการออกประกาศกฎเกณฑ์เกี่ยวกับการจัดตั้งสถานีบริการน้ำมันขนาดเล็กเพื่อส่งเสริมการแข่งขันในการขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่คณะรัฐมนตรีได้มีมติไปแล้ว
เรื่องที่ 4 รายงานสถานการณ์ความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า (ปัญหาไฟฟ้าตก ไฟฟ้าดับ)
สรุปสาระสำคัญ
1. เขตการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ในช่วง 6 เดือนแรกของปีงบประมาณ 2538 ผู้ใช้ไฟฟ้าในเขต กฟน. ประสบปัญหาจํานวนไฟฟ้าดับถาวรเฉลี่ย 1.83 ครั้งต่อผู้ใช้ไฟหนึ่งราย ลดลงจากช่วงเดียวกันของปีที่แล้ว อย่างไรก็ตาม บางเขตยังมีปัญหาไฟฟ้าดับค่อนข้างสูง เช่น เขตบางใหญ่ และเขตบางพลี
2. เขตการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ในช่วง 6 เดือนแรกของปีงบประมาณ 2538 จํานวนไฟฟ้าดับ ถาวรอยู่ในระดับ 3.87 ครั้งต่อผู้ใช้ไฟหนึ่งราย เพิ่มขึ้นจากช่วงเดียวกันของปีที่แล้วเล็กน้อย เขตที่มีปัญหามาก เป็นเขตทางภาคใต้ สาเหตุมาจากต้นยาง เขตที่มีปัญหารองลงมาคือ เขตภาคกลาง เนื่องจากเป็นเขตที่มีการใช้ ไฟฟ้าสูง อุปกรณ์ไฟฟ้าชํารุดบ่อยและปัญหารถชนเสาไฟฟ้า
3. ในส่วนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ซึ่งมีส่วนทําให้ระบบไฟฟ้าของ กฟน. และ กฟภ. ขัดข้องนั้น ในช่วง 6 เดือนแรกของปีงบประมาณ 2538 ปัญหาไฟฟ้าดับที่เป็นผลมาจาก กฟผ. ลดน้อยลง โดยสามารถคิดเป็นเวลาที่ระบบไฟฟ้าหยุดจ่ายไฟ ประมาณ 22.9 นาที ลดลงจากช่วงเดียวกันของปีที่แล้วร้อยละ 13.5
4. การแก้ไขปัญหาไฟฟ้าตก ไฟฟ้าดับ ของคณะกรรมการปรับปรุงความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้าในรอบ 1 ปีที่ผ่านมา ซึ่งมีการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเป็นแกนนํา ได้มีการประสานงานกันระหว่างการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และมีการปรับปรุงระบบไฟฟ้าให้ดีขึ้นในหลาย ๆ ด้าน ทําให้ระบบไฟฟ้าของประเทศดีขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2538 ได้มีมติอนุมัติตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ ในเรื่องข้อเสนอการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงโดยกําหนดให้ กรมสรรพสามิตติดตั้งมาตรวัดน้ำมันเชื้อเพลิงเข้าออกจากคลังและมาตรวัดน้ำมันคงเหลือแบบ Automatic Level Gauge ในคลังน้ำมันชายฝั่งทุกแห่ง และให้ทุกหน่วยงานที่เกี่ยวข้องปิดผนึกมิให้เปิดเครื่องเข้าไปแก้ไขสัญญาณ ได้ และให้มีการรายงานผลการดําเนินงานการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมทุกครั้ง
2. ในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 2/2538 เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2538 จากการรายงานผลการดําเนินงานต่อคณะกรรมการฯ ปรากฏว่ามีคลังน้ำมันบางแห่งไม่อยู่ในความควบคุมของกรมศุลกากรและกรมสรรพสามิต คณะกรรมการฯ จึงมีมติให้สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) รับไปรวบรวมจํานวนและรายชื่อคลังน้ำมันที่ไม่อยู่ในความควบคุมดูแลของหน่วยราชการใด เพื่อ กําหนดมาตรการในการควบคุมดูแลการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง และให้นําเสนอคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติต่อไป
3. สพช. ได้ดําเนินการตามมติแล้ว โดยได้หารือร่วมกับกรมสรรพสามิต กรมศุลกากร กรมสรรพากร และกรมโยธาธิการ ในวันที่ 16 พฤษภาคม 2538 และจัดทําข้อเสนอมาตรการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้า น้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติม เสนอต่อคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานในการประชุม ครั้งที่ 2/2538 (ครั้งที่ 16) เมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2538 เพื่อพิจารณาสรุปได้ ดังนี้
3.1 ในข้อเท็จจริงแล้วไม่น่าจะมีคลังน้ำมันใดที่ไม่อยู่ในความควบคุมดูแลของทางราชการ เนื่องจากคลังน้ำมันทุกคลังต้องได้รับอนุญาตจากกรมโยธาธิการ ซึ่งเป็นพื้นฐานสําหรับควบคุมดูแลด้านความ ปลอดภัยของสถานที่เก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิงทุกแห่ง และนอกจากนี้ถ้าคลังใดเป็นคลังน้ำมันนําเข้าจะต้องอยู่ในความดูแลของกรมศุลกากรเพื่อควบคุมการชําระอากรขาเข้า หรือถ้าคลังใดมีการดําเนินการตามกฎหมาย สรรพสามิต เช่น มีการเติมสารเติมแต่ง ก็จะต้องอยู่ในความดูแลของกรมสรรพสามิตในฐานะดําเนินการผลิตอีกด้วย
3.2 ในปัจจุบันมีคลังน้ำมันชายฝั่งรวมทั้งสิ้น 71 แห่ง แต่อยู่ในความดูแลของกรมสรรพสามิต และสามารถติดตั้งมาตรวัดน้ำมันเชื้อเพลิงได้เพียง 40 แห่ง ส่วนอีก 31 แห่ง กรมสรรพสามิตไม่มีอํานาจเข้าไปติดตั้งมาตรวัดได้ เนื่องจากกรมสรรพสามิตมีอํานาจติดตั้งมาตรวัดน้ำมันเชื้อเพลิงได้ตามพระราชบัญญัติภาษีสรรพสามิต พ.ศ. 2527 เฉพาะคลังน้ำมันที่เข้าลักษณะเป็น “โรงอุตสาหกรรม” คือ คลังน้ำมันของโรงกลั่นน้ำมัน และคลังน้ำมันที่มีการเติมสารเติมแต่ง (Additive) เท่านั้น จึงทําให้มีช่องโหว่ให้มีการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้ และทําให้การแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าตามมติคณะรัฐมนตรีไม่ได้ผล อย่างไรก็ตามคลังชายฝั่งทั้ง 31 แห่ง นั้น มีคลังน้ำมันที่ควรจะต้องติดตั้งมาตรวัดจํานวน 10 แห่ง โดยให้กรมโยธาธิการดําเนินการตรวจสอบข้อเท็จจริงของคลังที่สมควรติดตั้งมาตรวัดน้ำมันเชื้อเพลิงให้แน่ชัดอีกครั้งหนึ่ง
3.3 คลังน้ำมัน 10 แห่งดังกล่าว อาจใช้อํานาจตามกฎหมายของกรมสรรพากรกําหนดให้ติดตั้ง มาตรวัดได้ แต่เนื่องจากอํานาจของกรมสรรพากรไม่ใช่อํานาจบังคับให้ติดตั้ง แต่เป็นการกําหนดเป็นทางเลือก หนึ่งให้เจ้าของคลังน้ำมันเลือกที่จะใช้การติดมาตรวัดเป็นอุปกรณ์ในการรายงานข้อมูลการรับจ่ายและคงเหลือ ของน้ำมันในคลังต่อกรมสรรพากร โดยเจ้าของคลังน้ำมันทุกคลังมีสิทธิเลือกและไม่ได้จํากัดเฉพาะคลัง 10 แห่ง ดังกล่าว อย่างไรก็ดี กรมสรรพากรอาจส่งเสริมให้เจ้าของคลังน้ำมันยอมรับการติดมาตรวัดให้มากขึ้นได้ โดยใช้ หลักการว่าคลังใดติดมาตรวัดจะถือว่ามีระบบควบคุมที่ดี กรมสรรพากรจะเข้าไปตรวจสอบภาษีอากรน้อยกว่า คลังที่ไม่ได้ติดมาตรวัด
4. เพื่อให้มาตรการติดตั้งมาตรวัดน้ำมันเชื้อเพลิงในคลังน้ำมันชายฝั่งกระทําได้อย่างครบถ้วนสมบูรณ์ เห็นควรกําหนดมาตรการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติม สําหรับคลังน้ำมันที่กรมสรรพสามิต ไม่มีอํานาจติดตั้งมิเตอร์ได้เพื่อแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
4.1 ให้กรมสรรพสามิตและกรมสรรพากรรับไปดําเนินการให้มีการติดตั้งมาตรวัดน้ำมันเชื้อเพลิง ในคลังน้ำมันที่กรมสรรพสามิตไม่มีอํานาจติดตั้ง โดยอาศัยอํานาจตามกฎหมายของกรมสรรพากรตามแนวทาง ข้างต้น โดยให้เน้นการติดตั้งมาตรวัดในคลังน้ำมันซึ่งตั้งอยู่ชายฝั่งก่อน
4.2 ให้กรมโยธาธิการติดตามข้อมูลการก่อสร้างคลังน้ำมันชายฝั่ง หากมีคลังน้ำมันที่ก่อสร้างเสร็จเพิ่มขึ้นจากปัจจุบันให้แจ้งกรมสรรพสามิตและกรมสรรพากรทราบ เพื่อดําเนินการให้มีการติดตั้งมาตรวัดน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
มติของที่ประชุม
1. ให้กรมสรรพสามิต และกรมสรรพากรรับไปดําเนินการให้มีการติดตั้งมาตรวัดน้ำมันเชื้อเพลิงในคลังน้ำมันที่กรมสรรพสามิตไม่มีอํานาจติดตั้ง โดยอาศัยอํานาจตามกฎหมายของกรมสรรพากรในเรื่องภาษีมูลค่าเพิ่ม ทั้งนี้ ให้เน้นการติดตั้งมาตรวัดในคลังน้ำมันซึ่งตั้งอยู่ชายฝั่งก่อน
2. ให้กรมโยธาธิการติดตามข้อมูลการก่อสร้างคลังน้ำมันชายฝั่งหากมีคลังน้ำมันที่ก่อสร้างเสร็จเพิ่มขึ้นจากปัจจุบันให้แจ้งกรมสรรพสามิตและกรมสรรพากร เพื่อดําเนินการให้มีการติดตั้งมาตรวัดน้ำมันเชื้อเพลิง ต่อไป
เรื่องที่ 6 การขออนุมัติในหลักการให้ กฟผ. ขายโรงไฟฟ้าขนอม
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 6 สิงหาคม 2534 และวันที่ 12 กันยายน 2535 ได้มีมติ กําหนดแนวทางการดําเนินงานในอนาคตของ กฟผ. และการเพิ่มบทบาทของเอกชนในการผลิตและจําหน่ายไฟฟ้า ซึ่ง กฟผ. ได้ดําเนินการตามมติดังกล่าวแล้ว โดยจดทะเบียนจัดตั้งบริษัทผลิตไฟฟ้า จํากัด (บผฟ.) ขึ้น ซึ่งต่อมา แปรรูปเป็นบริษัทมหาชน จํากัด เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2537 และได้ขายโรงไฟฟ้าระยองให้แก่บริษัทผลิตไฟฟ้า ระยอง จํากัด (บฟร.) ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของ บผฟ. รวมทั้งจัดทําสัญญาซื้อขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าระยอง โดยให้สิทธิ (Option) แก่ บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. เจรจาซื้อโรงไฟฟ้าขนอมจาก กฟผ. ได้ ต่อมาฝ่ายบริหารฯ กฟผ. ได้นําเรื่องการขายโรงไฟฟ้าขนอมเสนอคณะกรรมการ กฟผ. พิจารณา ในการประชุม ครั้งที่ 5/2538 เมื่อวันที่ 5 เมษายน 2538 และมีมติอนุมัติในหลักการให้ขายโรงไฟฟ้าขนอม ทั้งหมดจํานวน 824 เมกะวัตต์ แก่ บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. และให้ฝ่ายบริหารฯ ดําเนินการตามที่เสนอ ซึ่งในการดําเนินการดังกล่าว จําเป็นต้องขออนุมัติและขอรับการสนับสนุนในหลักการจากคณะรัฐมนตรี เพื่อให้สามารถดําเนินการตามขั้นตอนต่าง ๆ ได้ครบถ้วนภายในวันที่ 30 กันยายน 2538 กฟผ. จึงเสนอเรื่องให้สํานักนายกรัฐมนตรี เพื่อเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา เมื่อสํานักนายกรัฐมนตรีพิจารณาแล้ว จึงส่งเรื่องดังกล่าวมายังสํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ สํานักนายกรัฐมนตรีได้นําเรียนรัฐมนตรีประจําสํานักนายกรัฐมนตรี (นายกร ทัพพะรังสี) ผู้สั่งและปฏิบัติราชการแทนนายกรัฐมนตรี สําหรับ กฟผ. พิจารณาแล้ว ได้ส่งเรื่องให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาก่อนนําเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการต่อไป
2. ขั้นตอนในการดําเนินการซื้อขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม มีขั้นตอนหลัก ดังนี้
2.1 การขออนุมัติในหลักการจากคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ กฟผ. ดําเนินการขายทรัพย์สินของ โรงไฟฟ้าขนอมกับ บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. และการขอแต่งตั้งคณะกรรมการประเมิน ราคาทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม ตามระเบียบสํานักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการจําหน่ายกิจการ หรือหุ้นที่ส่วนราชการ หรือรัฐวิสาหกิจเป็นเจ้าของ พ.ศ. 2504
2.2 การเจรจาในรายละเอียดของสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอมและสัญญาซื้อขายไฟฟ้าซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอม ทั้งนี้ รวมถึงวิธีการประเมินราคาทรัพย์สิน ผลการประเมินราคาทรัพย์สิน วิธีการกําหนดอัตราค่าไฟฟ้า อัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขอื่น ๆ
2.3 การขออนุมัติจากคณะรัฐมนตรีขั้นสุดท้าย เพื่อให้มีการซื้อขายโรงไฟฟ้าขนอมเกิดขึ้น
3. สัญญาต่าง ๆ ประกอบด้วย
3.1 สัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม จะใช้สาระสําคัญตามสัญญาซื้อขายทรัพย์สิน ของโรงไฟฟ้าระยองระหว่าง กฟผ. กับ บฟร. เป็นแนวทางในการจัดทําสัญญาทรัพย์สินที่จะซื้อจะขาย คือ โรงไฟฟ้าขนอม ที่ดินและทรัพย์สินอื่น ๆ โดยจะซื้อขายในราคาที่คณะรัฐมนตรีอนุมัติ
3.2 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอม จะใช้สาระสําคัญตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าซึ่ง ผลิตจากโรงไฟฟ้าระยอง ระหว่าง กฟผ. กับ บฟร. เป็นแนวทางในการจัดทําสัญญา
4. การประเมินราคาทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอมจะดําเนินการตามระเบียบสํานักนายกรัฐมนตรี ว่าด้วยการจําหน่ายกิจการหรือหุ้นที่ส่วนราชการหรือรัฐวิสาหกิจเป็นเจ้าของ พ.ศ. 2504 หลังจากได้รับความเห็น ชอบในหลักการจาก ครม. แล้ว ทั้งนี้การประเมินราคาทรัพย์สินจะกระทําให้เสร็จสิ้นโดยเร็ว เพื่อให้การโอน ทรัพย์สินสามารถกระทําได้ภายในวันที่ 30 กันยายน 2538 ตามกําหนดการ
5. การกําหนดอัตราค่าไฟฟ้าแบ่งออกเป็น 2 ส่วน ตามลักษณะของต้นทุน ดังนี้ (1) ค่าความพร้อมผลิตไฟฟ้า (Availability Payment) คิดตามความพร้อมผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า เพื่อให้เพียงพอกับต้นทุนคงที่ของโรงไฟฟ้า และผลตอบแทนของผู้ถือหุ้น โดยไม่ขึ้นกับปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. สั่งผลิต ต้นทุนคงที่ดังกล่าว ได้แก่ ค่าชําระคืนเงินกู้ ดอกเบี้ยเงินกู้ ค่าบํารุงรักษาหลัก ค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบํารุงรักษา และค่าประกันภัย เป็นต้น (2) ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) คิดตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าซึ่งได้ผลิตตามคําสั่งของ กฟผ. เพื่อให้เพียงพอกับต้นทุนผันแปร อันได้แก่ ค่าเชื้อเพลิงและค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบํารุงรักษา โดยไม่มีการตั้งเกณฑ์กําไรในส่วนของค่าพลังงานไฟฟ้า โดยปัจจัยสําคัญที่มีส่วนในการกําหนดอัตราค่าไฟฟ้า ได้แก่ ราคาขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม สาระสําคัญของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอม ความต้องการผลตอบแทนของผู้ลงทุนใน บผฟ. อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ ระยะเวลาคืนเงินกู้ อายุใช้งานของโรงไฟฟ้า ประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า และสิทธิประโยชน์ ที่พึงได้รับจากการส่งเสริมการลงทุนโดยการยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคล และภาษีอื่นใดตามที่กฎหมายอนุญาต โดยผลประโยชน์จูงใจที่สําคัญของ บผฟ. คือ บผฟ. จะมีรายได้เพิ่มขึ้นหรือลดลงก็ขึ้นอยู่กับความพร้อมผลิตไฟฟ้าที่ได้ตกลงล่วงหน้า ระบบจูงใจนี้จะส่งผลให้ บผฟ. พัฒนาคุณภาพงานแบบธุรกิจเอกชน และสร้างความมั่นคงแก่ระบบผลิตไฟฟ้าโดยรวม
6. การขออนุมัติและการขอรับการสนับสนุนจากคณะรัฐมนตรี
6.1 ขั้นตอนที่ 1 : การขออนุมัติและการขอรับการสนับสนุนในหลักการจากคณะรัฐมนตรี ในการดําเนินการเบื้องต้นนั้น กฟผ. จําเป็นต้องขออนุมัติและขอรับการสนับสนุนในหลักการจากคณะรัฐมนตรี เพื่อให้สามารถดําเนินการต่าง ๆ ที่จําเป็นได้ครบถ้วน ภายในวันที่ 30 กันยายน 2538 ดังนี้
(1) ขออนุมัติในหลักการให้ กฟผ. ขายโรงไฟฟ้าขนอม (ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม 1 ชุด ขนาด 674 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าพลังความร้อน 2 เครื่อง ขนาด 2 x 75 เมกะวัตต์ รวมเป็นกําลังผลิตติดตั้งทั้งหมด 824 เมกะวัตต์) แก่ บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. โดยใช้สาระสําคัญตามสัญญาซื้อขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าระยองระหว่าง กฟผ. กับ บฟร. เป็นแนวทางในการจัดทําสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม
(2) ขออนุมัติในหลักการให้ กฟผ. ซื้อไฟฟ้าซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอม ซึ่งดําเนินกิจการ โดย บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. โดยใช้สาระสําคัญตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งผลิตจาก โรงไฟฟ้าระยองระหว่าง กฟผ. กับ บฟร. เป็นแนวทางในการจัดทําสัญญาซื้อขายไฟฟ้าซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอม
(3) ขออนุมัติให้ กฟผ. ทําสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สิน และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า รวมทั้ง สัญญาอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการซื้อขายและการประกอบการโรงไฟฟ้าขนอมเป็นภาษาอังกฤษ
(4) ขอให้คณะรัฐมนตรีกำหนดนโยบายให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาในการ ส่งเสริมการลงทุนแก่ บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. โดยให้ได้รับการยกเว้นภาษีเงินได้นิติบุคคลและภาษีอื่น ๆ เป็นระยะเวลาสูงสุดตามที่กฎหมายอนุญาต
(5) ขอให้คณะรัฐมนตรีแต่งตั้งคณะกรรมการประเมินราคาทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม ตามระเบียบสํานักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการจําหน่ายกิจการหรือหุ้นที่ส่วนราชการหรือรัฐวิสาหกิจเป็นเจ้าของ พ.ศ. 2504 โดยขอให้แต่งตั้งผู้แทนสํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และผู้แทน กฟผ. ร่วมเป็นกรรมการฯ ด้วย แล้วนําผลการประเมินราคาทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอมเสนอต่อคณะรัฐมนตรี โดยเสนอผ่านคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
(6) ขอการสนับสนุนให้หน่วยงานของภาครัฐที่เกี่ยวข้องให้ความอนุเคราะห์ให้ความร่วมมือ และอํานวยความสะดวกในการขอรับการอนุมัติและใบอนุญาตต่างๆ ที่จําเป็นในการซื้อขายและการประกอบกิจการโรงไฟฟ้าขนอม เพื่อให้ทันกําหนดการโอนทรัพย์สิน ภายในวันที่ 30 กันยายน 2538 ดังนี้
- ขอให้สํานักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม กระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และสิ่งแวดล้อมพิจารณาอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมของโรงไฟฟ้าขนอม และท่าเทียบเรือ
- ขอให้กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน กระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และ สิ่งแวดล้อม พิจารณาอนุมัติออกใบอนุญาตผลิตพลังงานควบคุมในส่วนของ โรงไฟฟ้าขนอมให้ กฟผ. และโอนใบอนุญาตดังกล่าวให้ บฟร. หรือ บผฟ. หรือ บริษัทในเครือของ บผฟ.
- ขอให้กรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงอุตสาหกรรม พิจารณาอนุมัติออกใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงานในโรงไฟฟ้าขนอมให้ กฟผ. และโอนใบอนุญาตดังกล่าวให้ บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. ต่อไป
- ขอให้กรมโยธาธิการ กระทรวงมหาดไทย พิจารณาอนุมัติออกสัมปทานในการประกอบ กิจการไฟฟ้าในส่วนของโรงไฟฟ้าขนอมให้ กฟผ. และโอนใบอนุญาตดังกล่าว ให้ บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. เป็นระยะเวลา 25 ปี
- ขอให้กรมโยธาธิการ กระทรวงมหาดไทยพิจารณาอนุมัติออกใบอนุญาตตั้งถังน้ำมัน เชื้อเพลิง และเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของโรงไฟฟ้าขนอมให้ กฟผ. และโอน ใบอนุญาตดังกล่าวให้ บฟร. หรือ บผฟ. หรือ บริษัทในเครือของ บผฟ.
- ขอให้กรมธนารักษ์ กระทรวงการคลังพิจารณาอนุมัติให้ กฟผ. โอนสิทธิการเช่าที่ ราชพัสดุ ซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของที่ดินอันเป็นบริเวณของโรงไฟฟ้าขนอมให้แก่ บฟร หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. ได้และให้กรมธนารักษ์เร่งดําเนินการต่าง ๆ ที่จําเป็นเพื่อให้ บฟร. หรือ บผฟ. หรือ บริษัทในเครือของ บผฟ. สามารถเช่าที่ราชพัสดุนั้น เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่าอายุสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้า
- ขอให้กรมเจ้าท่า กระทรวงคมนาคมและส่วนราชการที่เกี่ยวข้อง พิจารณาอนุมัติออกใบอนุญาตให้ กฟผ. และโอนใบอนุญาตดังกล่าวให้ บฟร. หรือ บผฟ. หรือ บริษัทในเครือของ บผฟ. ต่อไป เพื่อสร้างสิ่งล่วงล้ำลําน้ำได้ คือ เทียบเรือใน บริเวณโรงไฟฟ้าขนอมและฝายกั้นน้ำในคลองท่าตก ซึ่งยกระดับน้ำเพื่อสูบเข้าอ่างเก็บน้ำดิบสําหรับโรงไฟฟ้าขนอม
- ขอให้หน่วยราชการที่เกี่ยวข้องพิจารณาอนุมัติให้ บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัท ในเครือของ บผฟ. ใช้น้ำจากคลองท่าตกและทางน้ำสาธารณะอื่นในกิจการโรงไฟฟ้าขนอมได้
- ขอให้กรมที่ดินและหน่วยราชการที่เกี่ยวข้อง เร่งรัดการดําเนินการเพิกถอนสภาพทางสาธารณะและลํารางสาธารณะ ซึ่งอยู่ในบริเวณโรงไฟฟ้าขนอม และอ่างเก็บน้ำ ซึ่งส่งให้แก่โรงไฟฟ้าขนอม และขายที่ดินอันเป็นทางสาธารณะที่ถูกเพิกถอนให้แก่ กฟผ.
- ขอให้กรมป่าไม้ กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ให้ บฟร. หรือ บผฟ. หรือ บริษัทในเครือของ บผฟ. ใช้ที่ดินในบริเวณเขตป่าสงวนแห่งชาติ ป่าเขาชัยสน ได้เช่นเดียวกับที่ กฟผ. ขอใช้อยู่ในปัจจุบัน
6.2 ขั้นตอนที่ 2 : การขออนุมัติขั้นสุดท้ายจากคณะรัฐมนตรี ภายหลังจากการดําเนินการตามขั้นตอนที่ 1 และการจัดร่างสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอมเสร็จแล้ว ยังมีขั้นตอนการขออนุมัติจาก คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรีขั้นสุดท้ายดังนี้
(1) การขออนุมัติราคาทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอมที่ กฟผ. จะขายและโอนให้ บฟร. หรือ บผฟ. หรือบริษัทในเครือของ บผฟ. ตามสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม และการขออนุมัติอัตราค่าไฟฟ้าอันกําหนดโดยสัญญาซื้อขายไฟฟ้าซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอม
(2) การขออนุมัติให้ กฟผ. ขายและโอนโรงไฟฟ้าขนอมให้ บฟร. หรือ บผฟ. หรือ บริษัทในเครือของ บผฟ. ได้ตามร่างสัญญาจะซื้อจะขายทรัพย์สินของโรงไฟฟ้าขนอม และการขออนุมัติให้ กฟผ. ซื้อไฟฟ้าซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอมได้ตามร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าซึ่งผลิตจากโรงไฟฟ้าขนอม
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ขายโรงไฟฟ้าขนอมให้แก่บริษัทผลิตไฟฟ้า จํากัด หรือบริษัทในเครือของบริษัทผลิตไฟฟ้า จํากัด ตามขั้นตอนการขออนุมัติและการขอรับการสนับสนุนจากคณะรัฐมนตรี
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2534 อนุมัติข้อเสนอของคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ โดยมอบหมายให้บริษัท การบินไทย จํากัด(มหาชน) เป็นแกนกลางในการลงทุนโครงการขนส่งน้ำมันทางท่อ บางจาก-ดอนเมือง และให้ถือเป็นโครงการเร่งด่วน พร้อมทั้งกําหนดโครงสร้างของผู้ถือหุ้นของโครงการ และต่อมาได้มีการจัดตั้งบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จํากัด (Fuel Pipeline Transportation Limited : FPT) ขึ้น
2. ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติตามมติของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2535 อนุมัติให้รัฐวิสาหกิจที่ถือหุ้นอยู่ในบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จํากัด เพิ่มทุนจดทะเบียนในบริษัทฯ จาก 200 ล้านบาท เป็น 440 ล้านบาท ได้ตามอัตราส่วนการร่วมทุนของแต่ละรัฐวิสาหกิจ ตามข้อเสนอของ บริษัทฯ ที่ให้มีการขยายท่อขนส่งน้ำมันจากดอนเมืองไปจนถึงบางปะอิน
3. บริษัท FPT เพิ่มการลงทุนอีกครั้งหนึ่งโดยการสร้างคลังรับและจ่ายน้ำมันที่บางปะอินและเชียงรากน้อย เพื่อให้จ่ายน้ำมันได้ทั้งทางรถยนต์และรถไฟโดยไม่มีการเพิ่มทุน ในขณะที่ธนาคารไม่สามารถเปลี่ยนเงินกู้ระยะสั้นเป็นเงินกู้ระยะยาวได้ เนื่องจากอัตราส่วนหนี้สินเกิน 4 ต่อ 1 ตามที่กําหนดไว้ในสัญญา และบริษัทฯ ยังขาดเงินสดจากการก่อสร้างอีก 295 ล้านบาท ทําให้บริษัทฯประสบปัญหาขาดสภาพคล่องทางการเงินทั้งใน ระยะสั้นและระยะยาว บริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จํากัด จึงจําเป็นต้องเพิ่มทุนอีกครั้งหนึ่งจาก 440 ล้านบาท เป็น 1,330 ล้านบาท โดยการออกหุ้นสามัญใหม่อีกจํานวน 8.9 ล้านหุ้น มีมูลค่าหุ้นละ 100 บาท
4. ปัญหาของผู้ถือหุ้นบริษัท FPT มีดังนี้
4.1 ผู้ถือหุ้นของ FPT บางส่วนเป็นรัฐวิสาหกิจ ซึ่งจะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี ก่อนจึงจะเพิ่มทุนจดทะเบียนใน FPT ได้
4.2 ผู้ถือหุ้นของ FPT ที่มีปัญหาดังกล่าวมี 2 รายคือ
(1) บริษัท การบินไทย จํากัด (มหาชน) ซึ่งคณะกรรมการบริหารของบริษัทฯ มีมติให้เพิ่มการถือหุ้นในบริษัท FPT จาก 44 ล้านบาท เป็น 133 ล้านบาท เพื่อคงสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัท FPT ไว้ร้อยละ 10 ตามเดิม แต่จะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี ซึ่งคาดว่าจะต้องใช้เวลานาน
(2) บริษัท บริการเชื้อเพลิงการบินกรุงเทพ จํากัด (BAFS) ต้องการเพิ่มการถือหุ้นใน บริษัท FPT จากเดิมร้อยละ 10 เป็นไม่เกินร้อยละ 34.5
5. เนื่องจากปัญหาการขาดสภาพคล่องทางการเงินของบริษัท FPT จําเป็นต้องได้รับการแก้ไขโดยเร่งด่วน แต่บริษัท FPT ยังไม่สามารถรับความช่วยเหลือในการซื้อหุ้นเพิ่มทุนจากผู้ถือหุ้นที่เป็นรัฐวิสาหกิจหรือที่เป็นบริษัทซึ่งมีรัฐวิสาหกิจเป็นผู้ถือหุ้นได้ เนื่องจากรัฐวิสาหกิจดังกล่าวต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี เสียก่อน ดังนั้นผู้ถือหุ้นของบริษัท FPT 2 ราย คือ บริษัท การบินไทย จํากัด (มหาชน) และบริษัท บริการเชื้อเพลิงการบินกรุงเทพ จํากัด จึงได้มีหนังสือขอให้สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เร่งดําเนินการนําเรื่องเสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นการเร่งด่วน ดังนี้
5.1 ให้บริษัท การบินไทย จํากัด (มหาชน) ซื้อหุ้นเพิ่มทุนของบริษัท FPT อีก 89 ล้านบาท เพื่อให้มีหุ้นเพิ่มจากเดิม 44 ล้านบาทเป็น 138 ล้านบาท ซึ่งจะทําให้มีสัดส่วนการถือหุ้นคงเดิมคือร้อยละ 10
5.2 ให้ผู้ถือหุ้นของบริษัท BAFS 3 รายคือ บริษัท การบินไทย จํากัด (มหาชน) การปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย และการท่าอากาศยานแห่งประเทศไทย นําเงินปันผลที่ได้รับจากบริษัท BAFS มาซื้อหุ้นเพิ่มขึ้นได้ไม่เกินวงเงินปันผลที่ได้รับ
6. สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ได้มีหนังสือสอบถามความเห็นไปยัง กระทรวงคมนาคมและกระทรวงอุตสาหกรรม ซึ่งเป็นหน่วยงานเจ้าสังกัดของรัฐวิสาหกิจดังกล่าวแล้ว โดยกระทรวงคมนาคมพิจารณาแล้วเห็นชอบให้บริษัท การบินไทย จํากัด (มหาชน) เพิ่มทุนในบริษัท FPT จาก 44 ล้านบาท เป็น 133 ล้านบาท และได้นําเรื่องนี้เสนอคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน เพื่อพิจารณาในการประชุม ครั้งที่ 2/2538 (ครั้งที่ 16) เมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2538 โดยที่ประชุมพิจารณาแล้วเห็นว่า การขนส่งน้ำมันทางท่อเป็นกิจการที่รัฐบาลสนับสนุนให้มีขึ้น เพื่อแก้ไขปัญหาการจราจร ปัญหามลภาวะเป็นพิษ จากยานพาหนะ รวมทั้งเพื่อลดอุบัติภัยจากการขนส่งทางรถบรรทุกและรถไฟในพื้นที่กรุงเทพมหานครและจังหวัด ใกล้เคียง แต่ทั้งนี้ ควรหารือกระทรวงการคลังเพื่อขอความเห็นชอบก่อนนําเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติ เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและให้นําเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป ซึ่ง สพช. ได้มีหนังสือสอบถามความเห็นจากกระทรวงการคลัง เพื่อประกอบการพิจาณาของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติแล้ว โดยกระทรวงการคลังพิจารณาแล้วเห็นชอบให้บริษัท การบินไทย จํากัด (มหาชน) ซื้อหุ้นเพิ่มทุนของบริษัท FPT อีก 89 ล้านบาท และเห็นชอบให้บริษัท การบินไทย จํากัด (มหาชน) การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย และการท่าอากาศยานแห่งประเทศไทย นําเงินปันผลที่ได้รับจากบริษัท BAFS ไปซื้อหุ้นเพิ่มทุนได้ไม่เกินวงเงินปันผลที่ได้รับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้บริษัท การบินไทย จํากัด (มหาชน) ซื้อหุ้นเพิ่มทุนในบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จํากัด อีก 89 ล้านบาท เพื่อให้มีหุ้นเพิ่มจากเดิม 44 ล้านบาท เป็น 133 ล้านบาท
2. เห็นชอบให้บริษัท การบินไทย จํากัด (มหาชน) การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย และการท่าอากาศยานแห่งประเทศไทย นําเงินปันผลที่ได้รับจากบริษัท บริการเชื้อเพลิงการบินกรุงเทพ จํากัด กลับมาซื้อหุ้นของ บริษัท บริการเชื้อเพลิงการบินกรุงเทพ จํากัด ได้ไม่เกินวงเงินปันผลที่ได้รับ
กพช. ครั้งที่ 50 วันพฤหัสบดีที่ 30 มีนาคม 2538
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2538 (ครั้งที่ 50)
วันพฤหัสบดีที่ 30 มีนาคม 2538
1. การดําเนินการในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
2. การดําเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติ
3. การเปลี่ยนแปลงอัตราอากรศุลกากรสําหรับวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมกลั่นน้ำมัน
4. รายงานความคืบหน้าการดําเนินงานโครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (DSM)
5. แผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (พ.ศ. 2538- 2554)
6. การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศมาเลเซีย
7. การรับซื้อไฟฟ้าโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเทิน 2
8. การประเมินผลโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการปรับราคาขายส่งระหว่างการไฟฟ้า
9. การกําหนดเขตต่อเนื่องเพื่อแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(นายชวน หลีกภัย)
เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
(นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์)
เรื่องที่ 1 การดําเนินการในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2538 ได้มีมติเห็นชอบตามข้อเสนอของ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 1/2538 (ครั้งที่ 49) เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2538 ให้กําหนดมาตรการในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดําเนินการ และรายงานผลการดําเนินงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมทุกครั้ง
2. หน่วยงานต่าง ๆ ได้รายงานผลการดําเนินการให้ สพช. ทราบรวมทั้งสิ้น 11 หน่วยงาน ดังนี้
2.1 กระทรวงการคลัง
(1) กรมสรรพสามิต ได้ดําเนินการระดมกําลังเจ้าหน้าที่เข้าควบคุมคลังน้ำมันชายฝั่งทั้ง 42 แห่งทั่วประเทศอย่างเข้มงวด ทั้งคลังน้ำมันที่นําเข้ามาจากต่างประเทศและคลังน้ำมันที่รับจากโรงกลั่นหรือคลังอื่นๆ ภายในประเทศ และให้เจ้าหน้าที่สรรพสามิตที่ประจําในโรงกลั่นน้ำมันแจ้งข้อมูลการจ่ายน้ำมันจากโรงกลั่น ให้สรรพสามิตปลายทางทราบทุกครั้ง รวมทั้ง ทําการตรวจสารเพิ่มคุณภาพน้ำมันที่สถานีบริการชายฝั่งทุกแห่ง และแก้ไขเพิ่มเติมระเบียบสรรพสามิตให้การขนส่งน้ำมันออกจากคลัง หรือโอนย้ายน้ำมันระหว่างคลังตั้งแต่ 50,000 ลิตรขึ้นไป ต้องแจ้งสรรพสามิต ซึ่งการดำเนินการดังกล่าว ทําให้การจัดเก็บภาษีผลิตภัณฑ์น้ำมันในเดือนพฤศจิกายน 2537-กุมภาพันธ์ 2538 สูงกว่าปีก่อนเมื่อเทียบกับช่วงเดียวกัน ถึงร้อยละ 7.96, 13.46, 28.41, และ 29.36 ตามลําดับ และมีการจัดเก็บภาษีน้ำมันในช่วง 4 เดือน (พฤศจิกายน 2537-กุมภาพันธ์ 2538) สูงกว่าปีก่อน ระยะเดียวกันถึงร้อยละ 19.80 นอกจากนี้ ได้มีการจัดตั้งห้อง Operation Room เพื่อรับรายงานการเคลื่อนย้ายและขนส่งน้ำมันทั่วราชอาณาจักรตลอด 24 ชั่วโมง และได้จัดทําโครงการการติดตั้งมาตรวัด และอุปกรณ์วัดน้ำมันด้วยคอมพิวเตอร์ เพื่อติดตั้ง ณ คลังชายฝั่งทั้งหมด
(2) กรมศุลกากร ได้ให้คณะทํางานเพื่อทําหน้าที่ตรวจสอบการลักลอบนําเข้าน้ำมันทําการ ตรวจสอบคลังน้ำมันบริเวณภาคกลาง ภาคเหนือตอนล่าง ภาคเหนือตอนบน และภาคอีสาน รวม 37 แห่ง และจัดกําลังเจ้าหน้าที่ออกลาดตระเวนตรวจตราการขนส่งน้ำมันทางทะเลทั้งในอ่าวไทยและทะเลอันดามัน รวมทั้ง ได้สั่งการให้มีการตรวจสอบปริมาณน้ำมันที่นําเข้า และเพิ่มสายสืบเพื่อเฝ้าตรวจสอบพฤติการณ์การขนส่งน้ำมันทางบกของคลังต่าง ๆ ด้วย โดยผลการดําเนินการในช่วงเดือนกันยายน 2537-มกราคม 2538 ปรากฏว่า สามารถจับกุมเรือที่ลักลอบนําเข้าได้ 4 ลํา เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว รวม 435,108 ลิตร และ การตรวจสอบอื่น ๆ ไม่พบความผิดแต่อย่างใด
(3) กรมสรรพากร ได้ขยายขอบเขตการจัดเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มของสถานีบริการน้ำมัน เชื้อเพลิงให้รัดกุมยิ่งขึ้น โดยเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มตามตัวเลขของมิเตอร์หัวจ่าย ซึ่งเป็นระบบที่มีการควบคุมทาง เทคนิคที่ดีทําให้มีสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงที่ขอเข้าอยู่ในระบบมิเตอร์หัวจ่ายในช่วงเดือนกรกฎาคม 2537- 15 กุมภาพันธ์ 2538 จํานวนทั้งสิ้น 2,407 ราย คิดเป็นร้อยละ 91.31 ของสถานีบริการน้ำมันทั้งหมดที่ควรเข้าอยู่ในโครงการ และได้ขยายโครงการให้สถานีบริการน้ำมันทั้งสิ้นในประเทศต้องเข้าอยู่ในระบบด้วย พร้อมกันนี้ได้กําหนดมาตรการให้มีการตรวจสอบภาษีสถานีบริการที่ไม่ยอมเข้าอยู่ในระบบมิเตอร์หัวจ่ายเป็นพิเศษ และสำหรับการดําเนินการในช่วงที่ผ่านมาได้มีการออกหมายเรียกตรวจสอบภาษีเงินได้ จากคลังน้ำมันบางแห่งที่เสียภาษีไม่ครบถ้วนและถูกต้อง และทําผิดบทบัญญัติของกฎหมาย รวม 7 ราย
2.2 กระทรวงการต่างประเทศ ได้ดําเนินการแต่งตั้งผู้แทนจากกรมสนธิสัญญาและกฎหมาย เข้าร่วมเป็นคณะอนุกรรมการพิจารณาร่างกฎหมายการปฏิบัติงานศุลกากรในเขตต่อเนื่องแล้ว
2.3 กระทรวงพาณิชย์ ได้ขอความร่วมมือจากบริษัทน้ำมันที่มีโรงกลั่นในสิงคโปร์ ให้แจ้ง รายละเอียดของเรือบรรทุกน้ำมันที่รับน้ำมันจากโรงกลั่นในสิงคโปร์และมีจุดหมายปลายทางมายังประเทศไทย แล้ว แต่ได้รับคําชี้แจงว่า มาตรการดังกล่าวมีข้อจํากัดเนื่องจากโรงกลั่นในสิงคโปร์จะจําหน่ายน้ำมันโดยผ่าน พ่อค้าคนกลางต่าง ๆ ทําให้ไม่สามารถทราบจุดหมายปลายทางของน้ำมันได้ และได้กําหนดเงื่อนไขในการนําเข้า น้ำมันของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 ทุกราย ต้องแจ้งรายละเอียดการนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงทันทีที่เรือเดินทางออกจากประเทศสิงคโปร์ ซึ่งกําลังอยู่ระหว่างการนําเสนอขอความเห็นชอบจากรัฐมนตรีก่อนดําเนินการต่อไป รวมทั้งได้ประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น กรมตํารวจ กรมศุลกากร เพื่อให้สามารถดําเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีในการตรวจสอบใบกํากับการขนส่ง และการเติมสารเติมแต่งได้ต่อไป
2.4 กระทรวงมหาดไทย
(1) กระทรวงมหาดไทย ได้ดําเนินการปรับปรุงคําสั่งแต่งตั้งคณะทํางานป้องกันปราบปราม การลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงในเขต 14 จังหวัดภาคใต้ โดยให้กรมตํารวจ กรมโยธาธิการ และผู้ว่าราชการ จังหวัดวางมาตรการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงให้เข้มงวดยิ่งขึ้น โดยเฉพาะสถานี บริการแบบถังลอยและให้รายงานให้กระทรวงมหาดไทยทราบทุกเดือน ให้กรมตํารวจจัดหน่วยเฝ้าระวังอย่าง ต่อเนื่องและจริงจังในบริเวณพื้นที่ชายฝั่งทะเล และให้ตรวจตราใบกํากับน้ำมันอย่างเข้มงวด และให้กรมโยธาธิการสํารวจข้อมูลสถานีบริการแบบถังลอย เพื่อใช้เป็นข้อมูลในการกํากับดูแลและตรวจสอบต่อไป
(2) กรมตํารวจ ได้ดําเนินการโดยสั่งการให้หน่วยรับผิดชอบ คือ ตํารวจภาค 8,9 กองบัญชาการตํารวจสอบสวนกลาง กองบังคับการตํารวจน้ำ กองตํารวจทางหลวง เพิ่มความเข้มงวดในการ ปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงในเขต 14 จังหวัดภาคใต้ และให้ตํารวจภาค 1-9 เพิ่มความเข้มงวดในการปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งให้การสนับสนุนกรมโยธาธิการในการสํารวจ จํานวนสถานีบริการน้ำมันแบบถังลอย ทั้งนี้ ให้กองบังคับการตํารวจน้ำ จัดทําโครงการขอรับการสนับสนุนด้านงบประมาณ เสนอให้คณะทํางานซึ่งแต่งตั้งโดยกระทรวงมหาดไทยทราบ และให้ตํารวจภาค 1-9 กองบัญชาการตํารวจสอบสวนกลาง กองบังคับการตํารวจน้ำ กองตํารวจทางหลวง กําชับหน่วยปฏิบัติเพิ่มความระมัดระวังในการเก็บรักษาของกลางอย่าให้มีการสูญหายเป็นอันขาด และให้รายงานผลการดําเนินการโดยตรงต่อสํานักงานปลัดกระทรวงมหาดไทย ทราบทุกระยะ 1 เดือน ด้วย โดยสําเนาส่งกรมตํารวจ ส่วนผลการจับกุมปราบปรามในช่วงมิถุนายน 2537-มกราคม 2538 ปรากฏว่าสามารถจับกุมการกระทําการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้ 8 ราย เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทั้งหมดจํานวน 990,000 ลิตร
2.5 กองทัพเรือ ได้กําหนดมาตรการกรณีตรวจพบการลักลอบและนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเข้ามา ในราชอาณาจักรให้ดําเนินการตามที่กฎหมายกําหนดไว้ และหากตรวจพบการลักลอบนอกทะเลอาณาเขต ให้แสดงท่าที่ให้เห็นว่าทราบการปฏิบัติดังกล่าว ตลอดจนถ่ายภาพและรวบรวมข่าวสารข้อมูลไว้ หากเป็นเรือไทยให้ขึ้น ตรวจเยี่ยม ตรวจค้น โดยผลการดําเนินการในปีงบประมาณ 2537 สามารถจับกุมเรือประมงดัดแปลงที่ลักลอบค้าน้ำมันในทะเล จํานวน 6 ลํา เป็นปริมาณ 199,000 ลิตร และในปีงบประมาณ 2538 จนถึงปัจจุบัน สามารถจับกุมเรือประมงดัดแปลงได้จํานวน 5 ลํา เป็นปริมาณ 289,000 ลิตร
2.6 สํานักงานอัยการสูงสุด ได้ถือว่าคดีลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นคดีที่มีความสําคัญยิ่ง อย่างหนึ่งและได้มีนโยบายที่จะปราบปรามเป็นพิเศษ โดยได้แจ้งมติของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้พนักงานอัยการถือปฏิบัติแล้ว
2.7 กระทรวงคมนาคม กรมเจ้าท่าได้มีคําสั่งให้สํานักงานเจ้าท่าภูมิภาค และสํานักงานเจ้าท่า ภูมิภาคสาขาจัดเวรตรวจสอบเรือประมงที่เข้าจอดเทียบท่าหรือแพปลาว่า ได้มีการดัดแปลงตัวเรือเป็นเรือบรรทุก น้ำมันหรือไม่ ตลอดจนตรวจสอบใบอนุญาตใช้เรือ ใบทะเบียนเรือไทย ประกาศนียบัตรผู้ควบคุมเรือ และผู้ ควบคุมเครื่องจักร หากพบว่ามีการกระทําผิดกฎหมายให้ดําเนินการลงโทษอย่างเฉียบขาด พร้อมทั้งให้ทํารายงานเสนอกรมเจ้าท่าทุกสัปดาห์ และสําเนาให้ผู้ว่าราชการจังหวัดทราบด้วย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบและมีมติ ดังนี้
1. ให้ สพช. รับไปรวบรวมจํานวนและรายชื่อคลังน้ำมัน ที่ไม่ได้อยู่ในความควบคุมดูแลของหน่วย ราชการใด เพื่อกําหนดมาตรการในการควบคุมดูแลการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง และให้นําเสนอ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
2. ให้กระทรวงมหาดไทยดําเนินการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามชายฝั่งทะเลทั่วประเทศ
เรื่องที่ 2 การดําเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติมอบหมายให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ดําเนินการเร่งรัดการ จัดหาก๊าซธรรมชาติ ทั้งจากแหล่งภายในประเทศและต่างประเทศ รวมทั้ง ดําเนินการในส่วนที่เกี่ยวกับโครงการ การนําเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เพื่อสนองความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นของประเทศ โดยใน ปัจจุบัน ปตท. ได้ดําเนินการตามมติดังกล่าวแล้วมีความคืบหน้ามาเป็นลําดับ
2. แนวทางในการดําเนินการตามมติดังกล่าว ปตท. จะเป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อสนองความ ต้องการในราคาที่เหมาะสมและสามารถแข่งขันกับเชื้อเพลิงชนิดอื่นได้ โดยการจัดหาก๊าซธรรมชาติจะต้องสร้าง ตลาดรองรับขนาดใหญ่ที่มีความต้องการในระยะยาว เช่น กลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรม ซึ่งราคา จําหน่ายให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยและผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระจะเป็นราคาที่ประกอบด้วยราคาเนื้อก๊าซ และค่าบริการผ่านท่อ ส่วนราคาจําหน่ายให้อุตสาหกรรมจะเป็นราคาที่แข่งขันกับเชื้อเพลิงทดแทนชนิดอื่น โดยราคาจําหน่าย LPG และวัตถุดิบให้อุตสาหกรรมปิโตรเคมีจะอิงตามราคาตลาดสากล
3. ผลการดําเนินงาน มีดังนี้
3.1 ความก้าวหน้าการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ปัจจุบัน อยู่ระหว่างจัดทําร่างสัญญาซื้อขาย ซึ่งหลักการส่วนใหญ่ของสัญญาสามารถทําการตกลงกันได้แล้ว โดยยังมี ประเด็นที่อยู่ระหว่างการพิจารณาคือ ระยะเวลาของสัญญา ผลตอบแทนจากการจัดหา และหลักการคิดคํานวณ ค่าเนื้อก๊าซ คาดว่าจะสามารถเจรจาแล้วเสร็จได้ประมาณกลางปี 2538
3.2 การจัดหาก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งภายในและภายนอกประเทศ ได้แก่ (1) แหล่งภายในประเทศ เช่น จากแหล่งยูโนแคล 1,2 และ 3 แหล่งบงกช แหล่งไพลิน แหล่งทานตะวัน และแหล่ง JDA (2) การนําเข้าจากสหภาพพม่า จากแหล่ง YADANA และแหล่ง YETAGUN (3) โครงการนําเข้า LNG ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาเพื่อจัดหาจากหลายประเทศ เช่น กาตาร์ อินโดนีเซีย มาเลเซีย บรูไน และออสเตรเลีย เพื่อให้สามารถนําเข้าได้ภายในปี 2544 (4) โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ มีโครงการที่อยู่ระหว่างการดําเนินงาน คือโครงการวางท่อคู่ขนานในทะเล จากแหล่งเอราวัณ-ระยอง โครงการวางท่อคู่ขนานบนบกช่องระยอง-บางปะกง โครงการวางท่อจากบางปะกง-วังน้อย และโครงการวางท่อชายแดนไทย/สหภาพพม่า-โรงไฟฟ้าราชบุรีจากแหล่ง YADANA
3.3 การสนับสนุนการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้กับโครงการ Independent Power Producer (IPP) จากการดําเนินงานจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับกับความต้องการได้อย่างเพียงพอ ทําให้มีปริมาณก๊าซธรรมชาติเหลือให้กับโครงการ IPP ประมาณ 123 ล้าน ลบ.ฟุต/วัน ในปี 2542 และเพิ่มขึ้นเป็น 350 ล้าน ลบ.ฟุต/วัน ในปี 2546 โดยจะต้องมีการนําเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ตั้งแต่ปี 2544 ในปริมาณความต้องการใน ระยะแรก 1 ล้านตัน/ปี และเพิ่มขึ้นเป็น 3 และ 5 ล้านตัน/ปี ในปี 2547-2548 ตามลําดับ ซึ่งเพียงพอที่จะใช้ในการผลิตไฟฟ้าจํานวน 2,400 เมกะวัตต์ ในปี 2545 และเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2538 ปตท. ได้จัดให้มีการสัมมนาเพื่อให้ผู้สนใจในโครงการ IPP ทราบข้อมูลการจัดหาและความเป็นไปได้ในการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในโครงการดังกล่าวโดยคาดว่าจะสามารถจัดทําร่าง Heads of Agreement ในการซื้อขาย และประมาณราคาซื้อขายเบื้องต้นได้ประมาณต้นเดือนเมษายน ศกนี้
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 การเปลี่ยนแปลงอัตราอากรศุลกากรสําหรับวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมกลั่นน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ในคราวประชุมครั้งที่ 5/2537 (ครั้งที่ 14) เมื่อวันที่ กรกฎาคม 2537 ได้พิจารณาเรื่อง การจัดเก็บอากรศุลกากรจากการนําเข้าวัตถุดิบของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และมีมติมอบหมายให้สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) รับไปประสานงานกับกรมศุลกากร และสํานักงานเศรษฐกิจการคลัง เพื่อรวบรวมข้อเท็จจริงและหาข้อยุติเกี่ยวกับการจัดเก็บอากรศุลกากรจากการนําเข้าวัตถุดิบของอุตสาหกรรมปิโตรเคมี เพื่อนําเสนอคณะกรรมการฯ ต่อไป
2. สพช. ได้ดําเนินการตามมติของคณะกรรมการฯ ในข้อ 1 แล้ว โดยได้หารือร่วมกับกรมศุลกากร สํานักงานเศรษฐกิจการคลัง และกรมทะเบียนการค้า เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2537 โดยได้นําประเด็นการจัดเก็บ อากรศุลกากรของผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงที่ยังไม่มีข้อสรุปที่ชัดเจนในลักษณะเช่นเดียวกันไปหารือด้วย คือ น้ำมันองค์ประกอบ Reformate เพื่อใช้ในการผลิตน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว วัตถุดิบที่ใช้ในการผลิตน้ำมันหล่อลื่นพื้นฐาน เช่น Long Residue และน้ำมันดิบปรุงแต่ง ซึ่งกรมศุลกากร สํานักงานเศรษฐกิจการคลัง ได้รับข้อหารือของ สพช. ไปพิจารณา
3. กระทรวงการคลังได้ดําเนินการเปลี่ยนแปลงอัตราอากรศุลกากรสําหรับผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิง โดยได้ออกประกาศกระทรวงการคลัง ที่ ศก. 17/2537 เรื่อง ยกเลิกการลดและการยกเว้นอากร, การลดอัตราอากรศุลกากรและกําหนดให้ของได้รับการยกเว้นอากร ลงวันที่ 27 ธันวาคม 2537 โดยผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงอัตราอากรศุลกากรดังกล่าว น่าจะช่วยแก้ไขปัญหาการจัดเก็บอากรศุลกากรสําหรับผลิตภัณฑ์น้ำมันเชื้อเพลิงได้เกือบทั้งหมด เนื่องจากประเด็นส่วนใหญ่มีลักษณะเหมือนกัน คือ มีการจัดเก็บอากรในอัตราที่สูงเกินควร ดังนั้น การลดอัตราอากรศุลกากรให้เหลือต่ำเพียงร้อยละ 1 น่าจะแก้ไขปัญหาได้ทั้งหมด และสําหรับในกรณีของน้ำมันดิบปรุงแต่งซึ่งกระทรวงการคลังได้พิจารณาให้เก็บอากรในอัตราต่ำเพียงร้อยละ 1 นั้นก็น่าจะแก้ไขปัญหาและยอมรับได้เช่นกัน เพราะน้ำมันดิบปรุงแต่งมีส่วนผสมของน้ำมันสําเร็จรูป จึงไม่ควรถือเป็นน้ำมันดิบซึ่งได้รับการยกเว้นอากรทั้งหมด แต่ควรถือเป็นน้ำมันกึ่งสําเร็จรูป ซึ่งทางกระทรวงการคลังได้พิจารณากําหนดอัตราอากรศุลกากรของสินค้ากึ่งสําเร็จรูปโดยทั่วไปไว้เท่ากันตามราคาร้อยละ 1 ของมูลค่านําเข้า ส่วนปัญหาการจัดเก็บอากรศุลกากรสําหรับผลิตภัณฑ์ Reformate ที่นําเข้าก่อน วันที่ 1 มกราคม 2538 ควรที่กรมศุลกากรจะได้พิจารณาต่อไปตามหลักเกณฑ์ที่มีอยู่เดิม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานความคืบหน้าการดําเนินงานโครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (DSM)
สรุปสาระสำคัญ
ความคืบหน้าของแผนงานการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้าในแต่ละโครงการสรุปได้ ดังนี้
1. โครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้าภาคที่อยู่อาศัย ประกอบด้วย 3 โครงการย่อย คือ
1.1 โครงการประชาร่วมใจใช้หลอดประหยัดไฟฟ้า โดยบริษัทผู้ผลิตหลอดไฟฟ้ารายใหญ่ของประเทศ ได้ยุติการผลิตหลอดฟลูออเรสเซนต์ ขนาด 20 วัตต์ และ 40 วัตต์ และทําการผลิตหลอดขนาด 18 วัตต์ และ 36 วัตต์ ตั้งแต่ปลายเดือนตุลาคม 2537 ซึ่งสามารถยุติการผลิตได้ก่อนกําหนดประมาณ 1 ปี ในส่วนของ กฟผ. ได้ดําเนินการจ้างโฆษณาประชาสัมพันธ์ โครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า ระยะที่ 2 งบประมาณ 100 ล้านบาท ปรากฏว่า บริษัท ลีโอเบอร์เนทท์ จํากัด ได้รับการคัดเลือกเป็นผู้ดําเนินการ และได้นําภาพยนตร์ พร้อมทั้งสื่อโฆษณาต่าง ๆ ออกอากาศทางสถานีโทรทัศน์ และสื่อมวลชน ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2538 เป็นต้นไป สำหรับกิจกรรมส่งเสริมการใช้หลอดคอมแพคฟลูออเรสเซนต์ แบบหลอดตะเกียบ 2x11 วัตต์ แทนหลอดฟลูออเรสเซนต์ 32 วัตต์ แบบวงกลม และกิจกรรมส่งเสริมการใช้หลอดคอมแพคฟลูออเรสเซนต์ 9 หรือ 11 วัตต์ แบบหลอดตะเกียบ แทนหลอดไส้ธรรมดา กฟผ. ได้จัดทําโครงการล้านดวงใจ ล้านดวงไฟ ร่วมใจภักดิ์ ร่วมประหยัดไฟ ซึ่งจะจัดกิจกรรมเปลี่ยนหลอดไส้ธรรมดา เป็นหลอดคอมแพคฟลูออเรสเซนต์ จํานวน 1,509,999 หลอด รวมทั้งจะขอให้ภาคเอกชนลดการใช้ไฟฟ้าในกรณีจําเป็นจํานวนหนึ่งด้วย (Volunteer Interruptible Load) ส่วนกิจกรรมส่งเสริมการใช้บัลลาสต์ประหยัดไฟฟ้า กฟผ. ได้จัดประชุมร่วมกับการไฟฟ้า ทั้ง 3 และได้เสนอให้ปรับปรุงระเบียบการไฟฟ้าฝ่ายจําหน่าย ในการกําหนดให้ผู้ใช้ไฟรายใหม่ใช้เฉพาะบัลลาสต์ ประหยัดไฟฟ้าเท่านั้น โดยจะมีการประสานงานในรายละเอียดระหว่าง 3 การไฟฟ้า และสํานักงานมาตรฐาน ผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ต่อไป
1.2 โครงการประชาร่วมใจ ใช้ตู้เย็นประหยัดไฟฟ้า โดย กฟผ. ได้จัดประชุมร่วมกับบริษัทผู้ผลิตและจําหน่ายตู้เย็นรายใหญ่ในประเทศดําเนินการติดฉลากแสดงระดับประสิทธิภาพการใช้พลังงานไฟฟ้าของตู้เย็นขนาด 5-6 คิว ที่ผลิตตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2538 เป็นต้นไป โดยการกําหนดระดับประสิทธิภาพจะกําหนดจากระดับ 1-5 และการทดสอบประสิทธิภาพ กําหนดให้สํานักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) เป็นหน่วยงานกลางเป็นผู้ทดสอบช่วงปีแรก นอกจากนี้ได้กําหนดให้มีการรณรงค์ด้านการโฆษณา โดยใช้งบประมาณ 50 ล้านบาท
1.3 โครงการประชาร่วมใจ ใช้เครื่องปรับอากาศประหยัดไฟฟ้า โดย กฟผ. ได้ประชุมร่วมกับบริษัทผู้ผลิตและผู้จําหน่ายเครื่องปรับอากาศ รวม 23 บริษัท เพื่อแจ้งให้ทราบว่า กฟผ. จะดําเนินการให้มีการติดฉลากแสดงระดับประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่องปรับอากาศที่จําหน่ายในประเทศไทย ซึ่งจะมีการประชุมเพื่อพิจารณากําหนดระดับประสิทธิภาพต่อไป
2. โครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจ ราชการ และรัฐวิสาหกิจ โดย กฟผ. ได้ประสานงานกับภาคธุรกิจ โดยเฉพาะกลุ่มโรงแรม และศูนย์การค้า เพื่อเข้า โครงการล้านดวงใจ ล้านดวงไฟ ร่วมใจภักดิ์ ร่วมประหยัดไฟฟ้า โดย กฟผ. จะเปลี่ยนหลอดไส้ธรรมดาเป็นหลอดคอมแพคฟลูออเรสเซนต์ ซึ่งภายใต้โครงการล้านดวงใจฯ จะมีการขอความร่วมมือไปยังโรงแรม ศูนย์การค้าและอาคาร ธุรกิจทั่วประเทศ ให้ลดการใช้ไฟฟ้าลงประมาณ 10-15% ในกรณีที่ระบบไฟฟ้ามีความจําเป็น เป็นเวลาปีละไม่เกิน 30 ชั่วโมง (ไม่เกิน 15 วัน) ครั้งละไม่เกิน 2 ชั่วโมง โดยจะแจ้งล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 2 ชั่งโมง ขณะนี้อยู่ระหว่างการศึกษาในรายละเอียด
3. โครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรม โดย กฟผ. อยู่ระหว่างจัดทําแผนการดําเนินงานในรายละเอียดสําหรับโครงการส่งเสริมการใช้มอเตอร์ประสิทธิภาพสูง และจะมีการดําเนินการในเรื่องการจัดฝึกอบรมผู้ปฏิบัติงานให้มีความรู้เกี่ยวกับมอเตอร์ไฟฟ้าทั้งภาคทฤษฎีและปฏิบัติ ตลอดจนศึกษาดูงานจากโรงงานต่าง ๆ และการเผยแพร่ความรู้เกี่ยวกับมอเตอร์ประสิทธิภาพสูงต่อผู้ประกอบการในภาคอุตสาหกรรม และจัดประชุมเพื่อรับฟังความคิดเห็นและข้อเสนอแนะจากผู้แทนจําหน่ายมอเตอร์ประสิทธิภาพสูง สำหรับการดำเนินงานภายใต้โครงการล้านดวงใจฯ จะมีการขอความร่วมมือไปยังโรงงานอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ ที่ใช้ไฟฟ้าประมาณ 1,000 กิโลวัตต์ขึ้นไป ให้ลดการใช้ไฟฟ้าลงประมาณ 5-10% ในกรณีที่ระบบไฟฟ้ามีความจําเป็น เป็นเวลาปีละไม่เกิน 30 ชั่วโมง (ไม่เกิน 15 วัน) ครั้งละไม่เกิน 2 ชั่วโมง โดยจะแจ้งล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 2 ชั่วโมง ขณะนี้อยู่ระหว่างการศึกษาในรายละเอียด
4. โครงการการจัดการความต้องการใช้ไฟฟ้า โดย กฟผ. ได้ดําเนินโครงการทดลองควบคุมการทํางานของเครื่องปรับอากาศ โดยใช้ระบบ Ripple Control ซึ่งจะสามารถควบคุมการปิดเปิดเครื่องปรับอากาศจากศูนย์สั่งการใน กฟผ. ได้ รวมทั้ง กฟผ. ได้รับความร่วมมือจาก Tokyo Electric Power Company ประเทศญี่ปุ่น ในการศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการทดลองระบบปรับอากาศด้วยระบบกักเก็บความเย็น (Thermal Energy Storage) สําหรับอาคารธุรกิจและราชการ ซึ่งจะเป็นระบบปรับอากาศทําความเย็นเก็บไว้ในรูปของน้ำเย็นหรือน้ำแข็ง ในช่วง เวลา 21.30 น. ถึง 08.00 น. และนําความเย็นดังกล่าวมาใช้ในช่วงเวลากลางวันหรือช่วงหัวค่ำ คาดว่าจะสามารถลดความต้องการใช้ไฟฟ้าในช่วงกลางวัน หรือหัวค่ำได้ประมาณร้อยละ 20-30 ของความต้องการใช้ไฟฟ้าในแต่ละอาคาร หรือจะสามารถลดความต้องการใช้ไฟฟ้าได้ร้อยละ 5-10 ของความต้องการใช้ไฟฟ้าทั้งระบบ คือประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ในเวลา 10-15 ปี ในอนาคต
5. โครงการส่งเสริมทัศนคติประหยัดไฟฟ้า โดย กฟผ. ร่วมกับคณะทํางานพัฒนาชุดการเรียนเพื่อสร้างนิสัยในการประหยัดไฟฟ้าของกระทรวงศึกษาธิการและกรุงเทพมหานคร พัฒนาชุดการเรียนสําหรับระดับอนุบาล จนถึงมัธยมศึกษาตอนปลายรวม 6 ระดับ ในขณะนี้ กฟผ. อยู่ระหว่างจัดพิมพ์ร่างต้นฉบับชุดการเรียนดังกล่าว เพื่อส่งให้ที่ปรึกษาคณะทํางานฯ พิจารณาภาพรวม หลังจากนั้น กฟผ. จะได้จัดทําต้นฉบับเพื่อเผยแพร่ต่อไป ขณะเดียวกัน สํานักงานการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า อยู่ระหว่างดําเนินงานโครงการลูกเสือ/เนตรนารี ประหยัดไฟฟ้า โดยประสานงานกับฝ่ายลูกเสือและยุวกาชาด กองโรงเรียน กรุงเทพมหานคร กองลูกเสือและ กองยุวกาชาด กรมพลศึกษา เพื่อพิจารณาหลักเกณฑ์การเป็นลูกเสือ/เนตรนารีประหยัดไฟฟ้า
6. โครงการประเมินศักยภาพและการประเมินผล โดยการจ้างบริษัทที่ปรึกษาสําหรับการประเมินผล กฟผ. ได้เชิญบริษัทที่ปรึกษาตามที่ธนาคารโลกได้ให้รายชื่อไว้มาร่วมประกวดราคา ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาทางด้านเทคนิค สำหรับรายงานการสํารวจการรับรู้และทัศนคติต่อโครงการประชาร่วมใจใช้หลอดประหยัดไฟฟ้า กฟผ. ได้ดําเนินการสํารวจการรับรู้และทัศนคติต่อการใช้หลอดประหยัดไฟฟ้า โดยจัดทําแบบสอบถามการใช้เครื่องใช้ไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟประเภทบ้านอยู่อาศัยตอบ พบว่าประชาชนรู้จักโครงการประชาร่วมใจประหยัดไฟฟ้า ร้อยละ 67 จากสื่อโฆษณาโทรทัศน์ รู้จักหลอดประหยัดไฟฟ้า (หลอดผอม) ร้อยละ 95 จากสื่อโฆษณาโทรทัศน์ และวิทยุ โดยจะเลือกซื้อหลอดผอม ร้อยละ 90 และครัวเรือนมีการใช้ไฟฟ้าในช่วงเวลาประมาณ 18.30- 21.30 น. (PEAK LOAD) ร้อยละ 69.30
7. การดําเนินงานตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน โดยสํานักงาน การจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (สจพ.) ได้ดําเนินการตามข้อเสนอของคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ในการประชุมครั้งที่ 1/2538 (ครั้งที่ 15) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2538 ดังนี้
7.1 การประหยัดพลังงานที่ศูนย์การค้าเซ็นทรัล การศึกษาการใช้ไฟฟ้าของกลุ่มศูนย์การค้าเซ็นทรัล พบว่ามีความต้องการพลังไฟฟ้า ในระดับ 50 เมกะวัตต์ โดยจ่ายค่าไฟฟ้าประมาณปีละ 400 ล้านบาท และบริษัทเซ็นทรัล ยินดีให้ความร่วมมือในการประหยัดไฟฟ้า โดยยินดีจะลดความต้องการใช้ไฟฟ้าลงร้อยละ 10 เมื่อระบบไฟฟ้ามีความจําเป็น และยินดีให้ กฟผ. เข้าทดลองเปลี่ยนอุปกรณ์ประหยัดไฟฟ้า เช่น หลอดไฟฟ้า และบัลลาสต์ โดยหากพิสูจน์ได้ว่าการดําเนินการดังกล่าวทําให้ประหยัดไฟฟ้าได้ตามเป้าหมาย บริษัทยินดีที่จะร่วมโครงการประหยัดไฟฟ้ากับ กฟผ. ทุกโครงการ
7.2 การศึกษาการใช้ไฟฟ้าของอาคารในสํานักนายกรัฐมนตรี สจพ. ได้ศึกษาการใช้ไฟฟ้าของตึกไทยคู่ฟ้า ตึกบัญชาการใหม่ และตึกสภาความมั่นคงแห่งชาติ โดยการติดตั้งอุปกรณ์ตรวจวิเคราะห์การใช้ไฟฟ้าทั้ง 3 อาคาร ระหว่างวันที่ 5-12 มีนาคม 2538 สรุปข้อมูลที่สําคัญได้ดังนี้ (1) ตึกไทยคู่ฟ้า ห้องทํางาน ฯพณฯ นายกรัฐมนตรี มีแสงสว่างบนโต๊ะทํางานเพียง 270 Lux ซึ่งต่ำกว่ามาตรฐานถึง 40% (มาตรฐานมากกว่า 450 Lux) ดังนั้น จึงจะต้องทําการปรับปรุง ส่วนหลอดไฟที่ตึกไทยคู่ฟ้าเกือบทั้งหมดเป็นหลอดไส้ (Incandescent) ซึ่งใช้พลังงานไฟฟ้ามาก ค่าไฟฟ้าของตึกไทยคู่ฟ้าประมาณปีละ 1 ล้านบาท การประหยัดไฟฟ้าอาจดําเนินการได้โดยการเปลี่ยนให้เป็นหลอดคอมแพคฟลูออเรสเซนต์ (Compact Fluorescent) ซึ่งจะทําให้ประหยัดไฟฟ้าได้ถึง ร้อยละ 70 ต่อหลอด และเมื่อเปลี่ยนหลอดได้ทั้งหมด ตึกไทยคู่ฟ้าจะประหยัดไฟฟ้าได้ประมาณร้อยละ 40 (จาก 274 กิโลวัตต์ เหลือ 165 กิโลวัตต์) หรือประหยัดค่าไฟฟ้าได้ 400,000 บาทต่อปี (2) ตึกบัญชาการใหม่ เป็นตึกที่มีการใช้ไฟฟ้ามากที่สุด ประมาณปีละ 2.5 ล้านบาท การใช้ไฟฟ้าส่วนใหญ่มาจากเครื่องปรับอากาศ (ถึงร้อยละ 60) โดยเฉพาะเครื่องปรับอากาศในห้องประชุมคณะรัฐมนตรี โดยการประหยัดพลังงานในเบื้องต้น อาจดําเนินการได้จากการเปิดเครื่องปรับอากาศห้องประชุมคณะรัฐมนตรีให้เหมาะสม เนื่องจากในปัจจุบันมีการเปิดตั้งแต่เที่ยงคืนของคืนก่อนวันประชุมคณะรัฐมนตรี ดังนั้นจึงอาจมีการปรับปรุงโดยเปลี่ยนแปลงระบบปรับอากาศและแสงสว่างให้มีประสิทธิภาพสูงขึ้น (3) ตึกสภาความมั่นคงแห่งชาติ เป็นตึกที่มีค่าไฟฟ้าประมาณปีละ 1.2 ล้านบาท การประหยัดไฟฟ้าจะดําเนินการได้จากระบบแสงสว่างและระบบปรับอากาศ โดยการดําเนินการประหยัดพลังงานสําหรับทําเนียบรัฐบาลในระยะแรก จะดําเนินการได้ในส่วนของตึกไทยคู่ฟ้า เป็นลําดับแรก
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบการรายงานความคืบหน้าการดําเนินงานโครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (DSM) และมีข้อเสนอแนะเพิ่มเติม ดังนี้
1. ให้หน่วยราชการทั่วประเทศร่วมมือส่งเสริมการประหยัดไฟฟ้าอย่างจริงจัง โดยให้มีการใช้หลอด คอมแพคฟลูออเรสเซนต์แบบประหยัดพลังงานแทนหลอดไส้ธรรมดาในสถานที่ราชการ และมอบหมายให้สํานัก งบประมาณพิจารณาจัดสรรงบประมาณ เพื่อการเปลี่ยนหลอดไฟฟ้าดังกล่าวให้แก่หน่วยราชการทั่วประเทศ
2. ให้รายงานความคืบหน้าของการดําเนินงานให้ที่ประชุมทราบในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 5 แผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (พ.ศ. 2538- 2554)
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้จัดทําแผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. (พ.ศ. 2538-2554) ซึ่ง กฟผ. จะปรับปรุงแผนฯ ทุกระยะ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ต่าง ๆ ที่ได้เปลี่ยนแปลงไป ครั้งหลังสุดที่ได้มีการจัดทําแผนฯ เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และคณะรัฐมนตรีเป็นระยะเวลาเกือบ 2 ปีแล้ว ขณะนี้สถานการณ์บางอย่างได้เปลี่ยนแปลงไป โดยเฉพาะนโยบายในการให้เอกชนขายไฟฟ้าให้ กฟผ. ในรูป Independent Power Producer (IPP) กฟผ. จึงได้ดําเนินการปรับปรุงแผนระยาวขึ้นใหม่ เพื่อใช้เป็นกรอบในการดําเนินการลงทุนในการจัดหาไฟฟ้าในระยะยาว
2. แผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้าที่ปรับใหม่ ประกอบด้วย 2 แผน คือ แผนหลักและแผนทางเลือก ทดแทน แผนหลักเป็นแผนที่ไม่รวมการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าในประเทศลาว ส่วนแผนทางเลือก ทดแทนเป็นแผนที่รวมการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศลาว ระหว่างปี 2541-2544 รวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1,611 เมกะวัตต์ แผนทางเลือกทดแทนจะแตกต่างจากแผนหลัก คือ เมื่อมีการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศลาว โครงการที่ กฟผ. ดําเนินการเองบางโครงการจะถูกชะลอออกไป
3. แผนหลักและแผนทางเลือกทดแทนดังกล่าว ได้มีการยกเลิกโครงการโรงไฟฟ้าหลายโครงการ โดยเป็นโครงการที่ไม่สามารถดําเนินการได้ เช่น โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนแก่งกรุง โครงการแม่ลามาหลวง และ โครงการอ่าวไผ่ นอกจากนี้ได้มีการผนวกโครงการที่เพิ่งได้รับอนุมัติเมื่อเร็ว ๆ นี้บางโครงการ เช่น โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมราชบุรี และโครงการใหม่ ๆ เช่น โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนกระบี่ สุราษฎร์ธานี ในระดับ 300 เมกะวัตต์ การเพิ่มสายส่งไฟฟ้า 500 กิโลโวลล์ เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ในระดับ 300 เมกะวัตต์ ด้วย ทั้งนี้ แผนที่ออกมาเป็นทั้งแผนหลักและแผนทางเลือกทดแทน โดยแผนหลักคาดว่าจะใช้เงินลงทุนจํานวน 192,500 ล้านบาท ในช่วงแผนฯ 7 และเพิ่มเป็น 253,500 ล้านบาท ในช่วงแผนฯ 8 ในกรณีแผนทางเลือกทดแทนนั้น เงินลงทุนน้อยกว่าแผนหลักเล็กน้อย
4. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน ได้ให้ความเห็นชอบในแผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. ดังกล่าว ในกรณี “แผนหลัก” และ “แผนทางเลือกทดแทน” เพื่อใช้เป็นกรอบในการดําเนินการของ กฟผ. ต่อไป นอกจากนี้ได้มีความเห็นเพิ่มเติม ดังนี้ 1) เห็นควรให้ สพช. และ กฟผ. ทําการศึกษาความเหมาะสมของสัดส่วนการพึ่งพาพลังงานไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านโดยรวม เพื่อให้มีการกระจายแหล่งและชนิดของเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟฟ้าอย่างเหมาะสม และนําเสนอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบ เพื่อใช้เป็นแนวทางในการวางแผนพัฒนาพลังงานในอนาคตต่อไป และ 2) เห็นควรเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนตามประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนในรูปของ Independent Power Producer (IPP) อีกร้อยละ 10 ของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนตามประกาศเดิม เพื่อทดแทนโครงการโรงไฟฟ้าแม่ขามที่ กฟผ. ยกเลิกโครงการแล้ว โดยให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรับไปดําเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้าในกรณี “แผนหลัก” ในช่วง พ.ศ. 2538-2554 ตามที่ กฟผ. เสนอ เพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนทางด้านการขยายระบบผลิตและระบบส่งของประเทศ
2. เห็นชอบ “แผนทางเลือกทดแทน” เป็นกรอบในการดําเนินการของ กฟผ. ตามที่ กฟผ. เสนอ โดยให้ กฟผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งดําเนินการในการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการต่าง ๆ ในประเทศลาว เพื่อให้สามารถทําความตกลงรับซื้อไฟฟ้าได้ในปริมาณรวมกันประมาณ 1,600 เมกะวัตต์ ภายในปี 2544 และเพื่อให้ กฟผ. ชะลอโครงการในแผนหลักตามแนวทางแผนทางเลือกทดแทน
3. ให้ใช้แผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้าในข้อ 1 และ 2 เป็นกรอบในการพิจารณารายละเอียดของ โครงการในช่วง พ.ศ. 2538-2544 โดยไม่ต้องเสนอขออนุมัติในระดับนโยบายอีก ยกเว้นโครงการที่มีประเด็นนโยบายพิเศษ โดยมีขั้นตอนการเสนอและอนุมัติโครงการให้ยึดถือตามแนวทางที่คณะรัฐมนตรีได้เคยมีมติไปแล้วเมื่อวันที่ 12 กันยายน 2535 ดังนี้
(1) ให้ กฟผ. เสนอรายละเอียดของโครงการแต่ละโครงการที่จะดําเนินการในช่วงปี 2538- 2544 ดังกล่าวข้างต้น ต่อสํานักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) โดย ให้ สศช. รับพิจารณาเฉพาะโครงการที่อยู่ในแผนหลักหรือแผนทางเลือกทดแทนเท่านั้น
(2) ในขณะเดียวกันให้ กฟผ. จัดทําและเสนอรายงานผลกระทบสิ่งแวดล้อมเพื่อขอความเห็นชอบ ไปยังสํานักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม (สผ.) ตามพระราชบัญญัติส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อม แห่งชาติ พ.ศ. 2535
(3) สผ. เสนอความเห็นต่อ สศช.
(4) สศช. พิจารณาอนุมัติโครงการ โดยคํานึงถึงความเห็นของ สผ.
(5) หากไม่มีประเด็นนโยบายที่สําคัญและเป็นโครงการที่กําหนดให้ กฟผ. เป็นผู้ดําเนินการเอง ให้ สศช. นําเสนอกระทรวงการคลังเพื่อดําเนินการจัดหาเงินกู้ต่อไป และนําเสนอคณะรัฐมตรีและคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทราบ
(6) หากเป็นโครงการที่มีประเด็นนโยบายที่สําคัญให้นําเสนอคณะรัฐมตรีพิจารณาโดยผ่าน คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ทั้งนี้ ในกรณีที่เป็นโครงการที่ไม่ได้บรรจุอยู่ในแผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. หรือเป็นโครงการเร่งด่วน เห็นควรให้ กฟผ. นําเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อบรรจุไว้ในแผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
4. ให้ สพช. และ กฟผ. ทําการศึกษาความเหมาะสมของสัดส่วนการพึ่งพาพลังงานไฟฟ้าจาก ประเทศเพื่อนบ้านโดยรวม เพื่อให้มีการกระจายแหล่งและชนิดของเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าอย่างเหมาะสม และนําเสนอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติให้ความเห็นชอบ เพื่อใช้เป็นแนวทางในการวางแผนพัฒนาพลังงานในอนาคตต่อไป
5. ให้เพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ตามประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนในรูปของ Independent Power Producer (IPP) อีกร้อยละ 10 ของปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนตามประกาศเดิม เพื่อทดแทนโครงการโรงไฟฟ้าแม่ขามที่ กฟผ. ยกเลิกโครงการแล้ว โดยให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รับไปดําเนินการต่อไป
เรื่องที่ 6 การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศมาเลเซีย
สรุปสาระสำคัญ
1. บริษัทผลิตไฟฟ้าในประเทศมาเลเซีย ได้แก่ บริษัท YTL Coporation Berhad (YTL) บริษัท Perlis IPP (Teknologi Tenaga Perlis TTP) และ Tanaga National Berhad (TNB) แสดงความจํานงต้องการผลิตไฟฟ้าประมาณ 300 เมกะวัตต์ ขายให้ประเทศไทย ซึ่งต่อมาการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีหนังสือลงวันที่ 27 มีนาคม 2538 ถึงสํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) แจ้งให้ทราบว่ารัฐบาลมาเลเซียได้ให้สิทธิแก่ TTP ในการขายไฟฟ้าปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ให้แก่ประเทศไทย
2. จากรายละเอียดความคืบหน้าโครงการความร่วมมือตามข้อเสนอของสภาธุรกิจ ภายใต้โครงการ พัฒนาเศรษฐกิจสามฝ่าย อินโดนีเซีย-มาเลเซีย-ไทย (IMTGT) ในเดือนมิถุนายน 2537 ภาคเอกชนทั้งสามประเทศ ได้แก่ SPMS ประเทศมาเลเซีย กลุ่มชินวัตรประเทศไทย และ Bukaka Teknik Utama ประเทศอินโดนีเซีย ได้ลงนามใน MOU ร่วมกันที่เมดาน เพื่อพัฒนาโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินจากประเทศอินโดนีเซียเป็นเชื้อเพลิง ขนาดกําลังผลิต 2 x 150 เมกะวัตต์ ที่จังหวัดสตูล และประสงค์จะได้รับการอนุมัติให้เจรจาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ได้
3. ตามแผนพัฒนากําลังผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. พ.ศ. 2538-2554 แสดงให้เห็นว่า ความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นของภาคใต้ จะต้องดําเนินโครงการต่างๆ ดังนี้ 1) ปี 2540 โครงการสายส่งเชื่อมโยง ไทย-มาเลเซีย ระยะที่ 2 ขนาดกําลังผลิต 300 เมกะวัตต์ เพื่อเพิ่มการแลกเปลี่ยนไฟฟ้าระหว่างทั้ง 2 ประเทศ 2) ปี 2543 โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อน กระบี่ สุราษฎร์ธานี ใช้น้ำมัน/ก๊าซ เป็นเชื้อเพลิง ขนาดกําลังผลิต 300 เมกะวัตต์ และ 3) ปี 2545 โครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนภาคใต้ ใช้น้ำมัน ก๊าซ เป็นเชื้อเพลิง ขนาดกําลังผลิต 300 เมกะวัตต์
4. กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าเอกชน ในรูปของ Independent Power Producer (IPP) เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2537 ซึ่งผู้ลงทุนจะต้องเป็นผู้เสนอสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเอง ทั้งนี้อาจเป็นภาคใต้ของประเทศไทยก็ได้ โดยมีขนาดกําลังผลิตและระยะเวลา ดังนี้ ปีงบประมาณ 2539-2543 กําลังผลิต 1,000 เมกะวัตต์ ปีงบประมาณ 2544 กําลังผลิต 1,400 เมกะวัตต์ และปีงบประมาณ 2545 กําลังผลิต 1,400 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้น 3,800 เมกกะวัตต์
5. คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานในการประชุม ครั้งที่ 1/2538 เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 23 กุมภาพันธ์ 2538 ได้พิจารณาเรื่องการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศมาเลเซีย และมีมติที่จะขอความเห็นชอบจาก คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ดังนี้ 1) การเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากมาเลเซีย ปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ในปี 2540 ควรดําเนินการเจรจาเช่นเดียวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว โดยมอบหมายให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานแต่งตั้งคณะอนุกรรมการขึ้นชุดหนึ่งเพื่อรับผิดชอบการเจรจาการประสานงาน และ กําหนดแนวทางการเจรจา โดยกําหนดให้เจรจากับ TTP 2) การรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการพัฒนาเขตเศรษฐกิจสามฝ่าย อินโดนีเซีย-มาเลเซีย-ไทย ได้ดําเนินการเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าที่จะมีเพิ่มขึ้นในปี 2543 และ 2545 โดยให้ผู้ลงทุนยื่นข้อเสนอได้ตามประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในรูปของ IPP ซึ่งได้มีประกาศเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2537 และ 3) มอบหมายให้ ปตท. รับไปดําเนินการศึกษาความเหมาะสม และความเป็นไปได้ในการรับซื้อก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอใหม่ของมาเลเซีย
มติของที่ประชุม
1. ให้มีการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากบริษัท Teknologi Tenaga Perlis (TTP) ซึ่งเป็นบริษัทผลิตไฟฟ้าที่รัฐบาลมาเลเซียมอบหมายให้ผลิตไฟฟ้าขายให้กับไทยในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ในปี 2540 ในราคาที่เหมาะสม โดยมอบหมายให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานแต่งตั้งคณะอนุกรรมการขึ้นชุดหนึ่ง เพื่อรับผิดชอบการ เจรจาและการประสานงาน โดยมีองค์ประกอบ ดังนี้
องค์ประกอบ
(1) ผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เป็นประธานอนุกรรมการ
(2) เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็นอนุกรรมการ
(3) อธิบดีกรมเศรษฐกิจ กระทรวงการต่างประเทศ เป็นอนุกรรมการ
(4) ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ เป็นอนุกรรมการ
(5) ผู้ช่วยผู้ว่าการฝ่ายพัฒนาธุรกิจการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ
2. การรับซื้อไฟฟ้าตามโครงการพัฒนาเขตเศรษฐกิจสามฝ่าย อินโดนีเซีย-มาเลเซีย-ไทย ให้ผู้สนใจ ลงทุนยื่นข้อเสนอได้ตามประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนในรูปของ Independent Power Producer (IPP) ซึ่งได้มีการประกาศเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2537
3. มอบหมายให้ ปตท. รับไปดําเนินการศึกษาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการรับซื้อก๊าซ ธรรมชาติ ตามข้อเสนอใหม่ของมาเลเซีย
เรื่องที่ 7 การรับซื้อไฟฟ้าโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเทิน 2
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป.ลาว ได้ร่วมกันลงนามในบันทึกความเข้าใจ เรื่อง ความร่วมมือด้าน การพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 ณ นครเวียงจันทน์ โดยทั้งสองฝ่ายจะส่งเสริมและ ร่วมมือกันพัฒนาไฟฟ้าให้ได้ประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2543 เพื่อจําหน่ายให้กับประเทศไทย และ ต่อมาได้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (คปฟ.-ล) โดยมีผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเป็นประธาน เพื่อติดตามการดําเนินงานและประสานความร่วมมือกับ สปป.ลาว ให้เป็นไปตามบันทึกความเข้าใจดังกล่าว
2. คณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้า สปป.ลาว ได้ดําเนินการเจรจาเพื่อซื้อไฟฟ้าจาก โครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเทิน 2 ซึ่งมีขนาดกําลังผลิตติดตั้ง 600 เมกะวัตต์ ระยะเวลาดําเนินการปี 2538- 2541 และดําเนินการโดยรัฐบาล สปป.ลาว และกลุ่มผู้ร่วมลงทุนพัฒนาโครงการฯ ได้แก่ บริษัท Transfield (ออสเตรเลีย) การไฟฟ้าฝรั่งเศส (EDF) บริษัทอิตาเลียนไทย จํากัด บริษัทจัสมินอินเตอร์เนชั่นแนล จํากัด และบริษัทภัทรธนกิจ จํากัด การเจรจาสามารถตกลงกันได้ เมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2538 โดยมีข้อยุติคือ อัตราค่าไฟฟ้า 4.55 เซนต์สหรัฐต่อหน่วย (ณ วันที่ 1 มกราคม 2537) โดยให้ปรับราคาได้ร้อยละ 3 ต่อปี ในระหว่างการก่อสร้าง และร้อยละ 35 ของอัตราเพิ่มของดัชนีราคาผู้บริโภค ในระหว่างการดําเนินการผลิต ซึ่งอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวอยู่ในระดับต่ำกว่าค่าใช้จ่ายที่หลีกเลี่ยงได้ในการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. (Avoided Cost) คปฟ.-ล จึงเห็นสมควรยอมรับได้ และได้มีพิธีลงนามข้อตกลงการซื้อขายไฟฟ้า (Heads of Agreement) ของโครงการฯ น้ำเทิน 2 ระหว่างรัฐบาล สปป.ลาว คปฟ.-ล กฟผ. และกลุ่มผู้ลงทุน เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2538 ณ นครเวียงจันทน์ สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
3. เนื่องจากข้อตกลงการซื้อขายไฟฟ้า (Heads of Agreement) ดังกล่าวจะต้องได้รับความเห็นชอบจากรัฐบาลไทย การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จึงมีหนังสือลงวันที่ 23 มีนาคม 2538 ถึงสํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เพื่อขอนําข้อตกลงการซื้อขายไฟฟ้า เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ โดยรัฐมนตรีประจําสํานักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) เห็นชอบให้ สพช. นําเสนอ กพช. พิจารณา
4. ข้อตกลงการซื้อขายไฟฟ้าโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเทิน 2 มีสาระสําคัญสรุปได้ดังนี้
4.1 ข้อตกลงดังกล่าวให้เป็นข้อตกลงร่วมกันระหว่างรัฐบาล สปป.ลาว คปฟ.-ล กฟผ. และกลุ่มผู้ลงทุน
4.2 กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าที่ราคา 4.55 เซนต์สหรัฐต่อหน่วย (ณ วันที่ 1 มกราคม 2537) หรือ ประมาณ 1.14 บาทต่อหน่วย
4.3 ในระหว่างก่อสร้าง ให้ปรับราคาเพิ่มขึ้นร้อยละ 3 ต่อปี แต่ไม่เกิน 5 ปี จนถึงวันเริ่มผลิต และจ่ายไฟฟ้าได้ ให้ปรับราคาไฟฟ้าได้ร้อยละ 35 ของอัตราเพิ่มดัชนีราคาผู้บริโภค และเป็นราคาซื้อขายไฟฟ้า สําหรับปีแรก ทั้งนี้ วันที่เริ่มผลิตและจ่ายไฟฟ้าได้ ต้องไม่เกินวันที่ 30 มิถุนายน 2543
4.4 หลังจากเริ่มผลิตและจ่ายไฟฟ้า ให้ปรับราคาไฟฟ้าได้ทุกปีในอัตราร้อยละ 35 ของดัชนีราคาผู้บริโภค
4.5 กฟผ. รับประกันความเสี่ยงอันเนื่องมาจากฝนแล้ง ร้อยละ 50 กล่าวคือ ปีใด กฟผ. ซื้อ พลังงานไฟฟ้าน้อยกว่า 2,432 ล้านหน่วย (ร้อยละ 50 ของพลังงานที่จะต้องซื้อขายทั้งปี) และไม่มีน้ำเหลือ สําหรับผลิตไฟฟ้าอีก โดยพิสูจน์ได้ว่าเนื่องมาจากฝนแล้ง กฟผ. จะชําระค่าพลังงานไฟฟ้าจนครบ 2,432 ล้านหน่วย
4.6 ถ้าปีใด กฟผ. ซื้อพลังงานไฟฟ้าเกินกว่า 4,864 ล้านหน่วย (พลังงานไฟฟ้าที่จะซื้อขายทั้งปี) กฟผ. จะจ่ายค่าพลังงานไฟฟ้าส่วนที่เกิน ณ ราคาร้อยละ 80 ของราคาค่าไฟฟ้าปกติในปีนั้น
4.7 การชําระค่าไฟฟ้าจะชําระเป็นเงินสกุลบาทร้อยละ 50 ของค่าไฟฟ้า และอีกร้อยละ 50 ของ ค่าไฟฟ้าจะชําระเป็นเงินสกุลดอลล่าร์สหรัฐ โดยใช้อัตราแลกเปลี่ยนระหว่างเงินสกุลบาท และเงินสกุลดอลล่าร์ สหรัฐของเดือนที่มีการลงนามในสัญญา
4.8 ข้อตกลงการซื้อขายไฟฟ้านี้ จะต้องได้รับความเห็นชอบจากรัฐบาลไทย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกับข้อตกลงการซื้อขายไฟฟ้าโครงการไฟฟ้าพลังน้ำน้ำเทิน 2
เรื่องที่ 8 การประเมินผลโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการปรับราคาขายส่งระหว่างการไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติ เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2534 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้อัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนถึงต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์มากที่สุด และเพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ โดยเฉพาะส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าน้อยลงในช่วงที่มีการใช้ไฟฟ้าสูงสุดของระบบไฟฟ้า (Peak)
2. การปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2534 ประกอบด้วยสาระสําคัญ 2 ประการคือ 1) มีการปรับปรุงราคาขายส่งระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าฝ่ายจําหน่าย โดยลดราคาที่ กฟผ. จําหน่ายให้การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) จาก 1.4777 บาท/หน่วย เหลือ 1.4682 บาท/หน่วย และลดราคาที่ กฟผ. จําหน่ายให้แก่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จาก 1.0399 บาท/ หน่วย เหลือ 0.9630 บาท/หน่วย และ 2) มีการขยายขอบเขตโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแบบ Time of Day Rate (TOD) ให้ครอบคลุมถึงผู้ใช้ไฟประเภทธุรกิจและอุตสาหกรรมมากขึ้น ซึ่งมีผลทําให้ปัจจุบันมีธุรกิจและอุตสาหกรรมที่ติดตั้งมิเตอร์ TOD แล้วรวมทั้งสิ้น 1,333 ราย มีการใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 1,900 GWH/เดือน และความต้องการพลังไฟฟ้าประมาณ 4,000 MW กลุ่มอุตสาหกรรมที่อยู่ภายใต้ TOD Rate มากที่สุด ได้แก่ กลุ่มอุตสาหกรรมสิ่งทอ อุตสาหกรรมแปรรูปอาหาร อุตสาหกรรมเกษตร อุตสาหกรรมผลิตภัณฑ์โลหะ อุตสาหกรรมซีเมนต์ อุตสาหกรรมเหล็กและเคมีภัณฑ์
3. การประเมินผลการดําเนินการตามการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2534 มีดังนี้
3.1 ผลกระทบของสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติต่อราคาไฟฟ้าขายปลีก ในช่วงปี 2535-2537 ได้มีการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติมาตั้งแต่เดือนกันยายน 2535 โดยค่า Ft ในรอบ 3 ปีที่ผ่านมา มีค่าเฉลี่ยเปลี่ยนแปลงอยู่ระหว่าง 2.92-6.17 สตางค์/หน่วย ปัจจัยที่มีผลต่อการเปลี่ยนแปลงค่า Ft คือ การนําภาษีมูลค่าเพิ่มมาใช้ในเดือนมกราคม 2535 การใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากที่ได้วางแผนไว้ เนื่องจากปัญหาการขาดแคลนน้ำและความจําเป็นที่จะต้องลดการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เพื่อรักษาคุณภาพอากาศให้อยู่ในเกณฑ์มาตรฐาน รวมทั้งการเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันเตาในปี 2537
3.2 ผลกระทบของอัตรา TOD ต่อการลดความต้องการพลังไฟฟ้าของระบบ โดยเหตุที่โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแบบ TOD Rate จะมีอัตราที่สูงมากในช่วง Peak (18.30 น.-21.30 น.) เมื่อเทียบกับช่วง Partial Peak (8.00 น.-18.30 น.) และ Off-Peak (21.30 น.- 8.00 น.) ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าของประเทศในช่วง Peak ลดลงถึง 700 MW ผู้ใช้ไฟที่ลดการใช้ไฟฟ้าในช่วง Peak สามารถประหยัดค่าพลังไฟฟ้าได้เดือนละประมาณ 120-150 ล้านบาท ในขณะเดียวกัน กฟผ. ก็สามารถลดการลงทุนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าในระยะยาวได้ประมาณ 21,000 ล้านบาท และโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแบบ TOD มีผลกระทบต่อลักษณะความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบ จนทําให้ลักษณะ Load Curve ของระบบเปลี่ยนแปลงไป โดยในปัจจุบันจะเหลือเพียงช่วงที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูง (08.00 น.-21.30 น.) และช่วงที่มีการใช้ไฟฟ้าต่ำ (21.30 น.- 08.00 น.) เพียง 2 ช่วง เท่านั้น
3.3 ผลกระทบต่อฐานะการเงินของการไฟฟ้า โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบันที่ประกาศใช้ ตั้งแต่เดือนธันวาคม 2534 มีผลทําให้ฐานะการเงินของการไฟฟ้าฝ่ายจําหน่ายที่เกิดขึ้นจริงในช่วงปี 2535- 2537 ดีกว่าที่ประมาณการมาก กล่าวคือ กฟน. มีอัตราส่วนผลตอบแทนต่อทรัพย์สิน (ROR on Revalued Asset) เฉลี่ยจริงสูงถึงร้อยละ 9.49 เทียบกับการประมาณการไว้ที่ระดับร้อยละ 7.06 ส่วน กฟภ. มีอัตรา ROR เฉลี่ยจริงร้อยละ 14.05 เทียบกับการประมาณการไว้ที่ร้อยละ 7.45 อย่างไรก็ตาม กฟผ. มีอัตรา ROR เฉลี่ยจริง เพียงร้อยละ 5.91 โดยประมาณการไว้ที่ระดับร้อยละ 8.08 ทั้งนี้เป็นผลจากการลดราคาขายส่งที่จําหน่ายให้ กฟน. และ กฟภ. ซึ่งมีผลให้ราคาขายส่งเฉลี่ยลดลงจาก 1.2471 บาท/หน่วย เหลือเพียง 1.2067 บาท/หน่วย เพื่ออุดหนุน กฟภ. ในการขยายระบบการจําหน่ายไฟฟ้าในพื้นที่ชนบทห่างไกล
3.4 การเปรียบเทียบอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยกับต่างประเทศ จากการศึกษาเปรียบเทียบ ค่าไฟฟ้าของประเทศไทยกับประเทศต่าง ๆ ในภูมิภาคนี้ ในกลุ่มบ้านอยู่อาศัย ธุรกิจขนาดใหญ่ และอุตสาหกรรมขนาดใหญ่ พบว่าอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยมิได้สูงไปกว่าประเทศต่าง ๆ ในภูมิภาค โดยเฉพาะโรงงานอุตสาหกรรมและธุรกิจขนาดใหญ่ที่มีการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ (ใช้ในช่วงหัวค่ำน้อย) จะสามารถซื้อไฟฟ้าได้ในอัตราที่ต่ำกว่า ตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของวัน TOD Rate นอกจากนี้ หากพิจารณาแนวโน้มค่าไฟฟ้าในช่วง 12 ปีที่ผ่านมา พบว่าอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (รวม Ft แล้ว) ของ กฟน. มีอัตราอยู่ระหว่าง 1.77-1.92 บาท/หน่าย และอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยของ กฟภ. มีอัตราอยู่ ระหว่าง 1.59-1.74 บาท/หน่าย อาจกล่าวได้ว่าอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยเกือบไม่ได้เพิ่มขึ้นเลย ในขณะที่ดัชนีราคาผู้บริโภคเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 3.72 ต่อปีในช่วงเวลาเดียวกัน
4. การประเมินผลโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบันพบว่า ยังมีประเด็นปัญหาที่จะต้องดําเนินการ แก้ไข เพื่อให้นโยบายราคาไฟฟ้ามีความเหมาะสมยิ่งขึ้นดังนี้
4.1 ฐานะการเงินของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีความแตกต่างกันอย่างมาก จากผลของการลดราคา ขายส่งไฟฟ้าที่ กฟผ. จําหน่ายให้แก่ กฟภ. เพื่อช่วยอุดหนุน กฟภ. สําหรับการลงทุนขยายระบบไฟฟ้าไปในพื้นที่ชนบทห่างไกล ประกอบกับความต้องการไฟฟ้าในเขตความรับผิดชอบของ กฟภ. มีอัตราการขยายตัวที่เพิ่มขึ้นสูงมาก ทําให้ต้นทุนต่อหน่วยจําหน่ายต่ำกว่าที่ได้ประมาณการไว้เดิม ทําให้ฐานะการเงินของ กฟภ. ในช่วง 3 ปีที่ผ่านมา (ปี 2535-2537) มีความมั่นคงมากกว่า กฟผ. และ กฟน. ค่อนข้างมาก
4.2 การขยายขอบเขต TOD Rate ประสบความสําเร็จค่อนข้างมากจนมีผลให้มีการเปลี่ยนแปลง ลักษณะการใช้ไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าของประเทศจาก 3 ช่วงเวลา เป็น 2 ช่วงเวลา ที่มีช่วง Peak ในช่วงเวลาที่ ยาวขึ้น คือ 8.00 น.-21.30 น. ทําให้มีความจําเป็นต้องมีการปรับช่วงเวลาในอัตรา TOD เพื่อให้มีความเหมาะสม และสอดคล้องกับลักษณะการใช้ไฟฟ้าของระบบยิ่งขึ้นและควรให้มีการขยายผลการใช้อัตรา TOD ให้ครอบคลุมไปสู่ผู้ใช้ไฟกลุ่มอื่นที่ไม่ใช้อัตรา TOD ในปัจจุบัน
5. จากประเด็นปัญหาในข้อ 4 ควรจะได้มีการพิจารณาปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้
5.1 พิจารณาปรับราคาขายส่งและราคาขายปลีกเพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งมีฐานะการเงินที่มั่นคงตามเกณฑ์ที่กําหนด
5.2 ขยายขอบเขตของ TOD Rate และการนํา TOD Rate ประเภทใหม่มาใช้ให้สอดคล้องกับ ลักษณะการใช้ไฟฟ้าของระบบในปัจจุบันที่มีเพียง 2 ช่วงคือ Peak (8.00 น. - 21.30 น.) และ Off-Peak (21.30 น. - 8.00 น.) ซึ่งในขณะนี้ สพช. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ทําการศึกษาความเหมาะสมเบื้องต้นของการขยายขอบเขตอัตรา TOD Rate ตามแนวทางดังกล่าวแล้วเสร็จ ขณะนี้อยู่ระหว่างการปรึกษาหารือกับกลุ่มผู้ใช้ไฟที่จะเข้าข่ายอัตรา TOD ใหม่ เพื่อให้รับทราบเหตุผลความจําเป็นของการขยายขอบเขตอัตรา TOD ดังกล่าว พร้อมทั้งเสนอแนะแนวทางที่จะช่วยให้ผู้ใช้ไฟลดการใช้ไฟฟ้าในช่วง Peak ของระบบ เช่น การเสนอวิธีประหยัดไฟฟ้าตามแนวทางการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า สิทธิประโยชน์การส่งเสริมการลงทุน และการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เป็นต้น ซึ่งการดําเนินการดังกล่าวจะทําให้การขยายขอบเขตอัตรา TOD Rate เป็นที่ยอมรับและเกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
6. ข้อเสนอการปรับราคาขายส่งระหว่างการไฟฟ้า มีดังนี้
6.1 ควรให้มีการใช้ราคาขายส่งระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตและการไฟฟ้าฝ่ายจําหน่าย เดือนมกราคม 2538 เพื่อให้ ROR ของภาคไฟฟ้าอยู่ในระดับที่เหมาะสม ดังนี้ กฟน. 1.4865 บาท/หน่วย และ กฟภ. 1.0910 บาท/หน่วย
6.2 การประมาณการฐานะการเงินของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ภายใต้ข้อสมมติฐานการปรับราคาขายส่งเดือน ม.ค. 2538 ปรากฏว่า ฐานะการเงินของการไฟฟ้าในปี 2538 ใกล้เคียงกับเกณฑ์ที่กําหนด โดย ROR ของภาค ไฟฟ้าในปี 2538 เท่ากับ 7.77% สําหรับอัตราส่วนการลงทุนจากเงินรายได้อยู่ในระดับ 25-38% และปรากฏว่า ผลการประมาณการอัตราส่วนทางการเงินที่สําคัญ เช่น อัตราส่วนกําไรสุทธิต่อส่วนทุน Return on Equity (ROE) อยู่ในเกณฑ์ที่น่าจะยอมรับได้ โดยเฉพาะ ROE ในปี 2538 ของการไฟฟ้าทั้งสามอยู่ระหว่าง 19-22%
6.3 จากเหตุผลในข้อ 6.1 และ 6.2 จึงพอสรุปได้ว่าการปรับราคาขายปลีกเพื่อให้ฐานะการเงินของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง อยู่ในเกณฑ์ที่กําหนด ยังไม่มีความจําเป็นสําหรับปี 2538 แต่ควรจะต้องมีการพิจารณา ทบทวนฐานะการเงินในปี 2539-2540 ซึ่งจะดําเนินการได้อย่างเหมาะสมยิ่งขึ้นเมื่อการศึกษาเรื่อง Rationalization of Bulk Supply Tariff to MEA and PEA แล้วเสร็จ
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการประเมินผลการดําเนินงานภายใต้การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2534 และแนวทางการดําเนินงานในการขยายขอบเขตอัตราค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของวัน เพื่อให้อัตรา TOD ครอบคลุมถึงผู้ใช้ไฟรายใหญ่มากขึ้น อันจะทําให้นโยบายราคามีผลต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบให้มีความสม่ำเสมอมากขึ้น ซึ่งจะทําให้การลงทุนของระบบไฟฟ้ามีประสิทธิภาพมากขึ้นต่อไป
2. ให้มีการกําหนดราคาขายส่งไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และการไฟฟ้าฝ่ายจําหน่ายใหม่ โดยให้มีผลใช้ บังคับตั้งแต่เดือนมกราคม 2538 เป็นต้นไป ดังนี้
(1) กําหนดให้ราคาขายส่งไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ กฟน. เป็น 1.4865 บาทต่อหน่วย
(2) กําหนดให้ราคาขายส่งไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. และ กฟภ. เป็น 1.0910 บาทต่อหน่วย
3. มอบหมายให้สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สํานักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมบัญชีกลาง และสํานักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ทบทวนความเหมาะสมของหลักเกณฑ์การพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้าที่ใช้ในการกําหนดอัตราค่าไฟฟ้า เพื่อให้หลักเกณฑ์ดังกล่าวสะท้อนถึงฐานะการเงินของการไฟฟ้าอย่างแท้จริง และครอบคลุมถึงประสิทธิภาพการดําเนินงานของการไฟฟ้าด้วย รวมทั้งโครงสร้างราคาขายส่งและวิธีการอุดหนุน กฟภ. โดยกําหนดเป็นหัวข้อในการศึกษาเรื่อง Rationalization of Bulk Supply Tariff to MEA and PEA ซึ่งเป็นการศึกษาภายใต้เงื่อนไข เงินกู้ของธนาคารโลกสําหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำลําตะคองแบบสูบกลับ และอยู่ภายใต้การกํากับการศึกษา ของ สพช. เมื่อการศึกษาแล้วเสร็จควรให้มีการพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้าในปี 2539-2540 ตาม หลักเกณฑ์ใหม่ และนําเสนอผลการพิจารณาต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
เรื่องที่ 9 การกําหนดเขตต่อเนื่องเพื่อแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
ที่ประชุมมีมติให้กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ (กรมประมง) รับไปดําเนินการหามาตรการเพื่อช่วย เหลือชาวประมงรายย่อย ซึ่งจะได้รับผลกระทบในเรื่องราคาน้ำมันเชื้อเพลิงจากมาตรการการกําหนดเขตต่อเนื่องในพื้นที่ระหว่าง 12 ถึง 24 ไมล์ทะเลจากชายฝั่ง และให้นําผลการพิจารณาเสนอต่อคณะกรรมการฯ โดยด่วน เพื่อประกอบการพิจารณากําหนดเขตต่อเนื่อง เพื่อแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงต่อไป
กบง.ครั้งที่ 4/2567 (ครั้งที่ 68) วันพุธที่ 25 กันยายน 2567
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2567 (ครั้งที่ 68)
วันพุธที่ 25 กันยายน 2567
1. แผนการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ค.ศ. 2025 - 2050
2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
4. อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม และอาคารธุรกิจ
5. แผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)
เรื่องที่ 1 แผนการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ค.ศ. 2025 - 2050
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้จัดทำแผนปฏิบัติการด้านพลังงาน พ.ศ. 2567 - 2580 (แผนพลังงานชาติ) ซึ่งมีผลต่อทิศทางการพัฒนาพลังงานที่สำคัญ และสอดรับกับการกำหนดเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ของประเทศภายในปี ค.ศ. 2050 ทั้งนี้ การเร่งจัดหาพลังงานสะอาดที่พึ่งพาได้เพื่อช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (GHG) พร้อมรักษาความสามารถในการตอบสนองความต้องการด้านพลังงานโดยการผลักดันการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน เป็นแนวทางหนึ่งซึ่งจะช่วยให้บรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอนพร้อมการสร้างความมั่นคงทางพลังงานได้ สนพ. จึงได้ศึกษาและจัดทำแนวทางการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนเชิงพาณิชย์ในภาคพลังงาน ที่ครอบคลุมมิติ ด้านสิ่งแวดล้อม เศรษฐศาสตร์ และสังคม ที่เหมาะสมกับบริบทของประเทศ โดยกำหนดวิสัยทัศน์และเป้าหมายให้ประเทศไทยมีความพร้อมในการใช้ไฮโดรเจนเชิงพาณิชย์ในภาคพลังงานตั้งแต่ปี ค.ศ. 2030 และเติบโต อย่างยั่งยืนจนเป็นหนึ่งในทางเลือกที่สำคัญสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอนภายในปี ค.ศ. 2050 โดยมียุทธศาสตร์ 4 ด้านประกอบด้วย ยุทธศาสตร์ที่ 1 พัฒนาตลาดและสร้างแรงจูงใจให้กับผู้ใช้ ยุทธศาสตร์ที่ 2 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรม ยุทธศาสตร์ที่ 3 พัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน และยุทธศาสตร์ที่ 4 ปรับปรุงกฎระเบียบและมาตรฐาน นอกจากนี้ สนพ. ได้แต่งตั้งคณะทำงานขับเคลื่อนด้านนโยบายไฮโดรเจนของประเทศไทย (คณะทำงานฯ) โดยมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (ผอ.สนพ.) เป็นประธาน และมีหน่วยงานทั้งภาครัฐและเอกชนที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมเป็นคณะทำงาน เพื่อพิจารณาเสนอแนะเป้าหมายและนโยบายการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ทั้งในระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาว ตลอดจนจัดทำแผนกลยุทธ์และแผนปฏิบัติการการขับเคลื่อนนโยบายไฮโดรเจนของประเทศไทย
2. คณะทำงานฯ ได้จัดทำแผนการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ค.ศ. 2025 – 2050 และแผนปฏิบัติการการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ระยะสั้น ค.ศ. 2025 - 2030 โดยได้พิจารณาให้เชื่อมโยงกับแผนพลังงานชาติ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567 - 2580 (PDP 2024) ซึ่งกำหนดสัดส่วนผสมไฮโดรเจนกับก๊าซธรรมชาติในสัดส่วนร้อยละ 5 ตั้งแต่ ปี พ.ศ. 2573 เป็นต้นไป และแผนปฏิบัติการด้านพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2567 - 2580 (AEDP 2024) ซึ่งกำหนดให้ไฮโดรเจนเป็นเชื้อเพลิงชีวภาพทางเลือกอื่น มีเป้าหมาย ณ ปี พ.ศ. 2580 เท่ากับ 4 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
2.1 ยุทธศาสตร์ที่ 1 พัฒนาตลาดและสร้างแรงจูงใจให้กับผู้ใช้ เพื่อส่งเสริมการใช้ไฮโดรเจนสำหรับกลุ่มเป้าหมาย (โรงไฟฟ้า โรงงานอุตสาหกรรม และยานยนต์) ทดแทนการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล ด้วยการพัฒนาโครงการนำร่อง มาตรการสนับสนุนด้านการเงินและการลงทุนสำหรับกลุ่มผู้ใช้ พัฒนากลไกราคาที่มีการพิจารณาเกณฑ์การปล่อย GHG โดยระยะสั้น ค.ศ. 2025 - 2030 เป็นช่วงของการเตรียมพร้อม ระยะกลาง ค.ศ. 2031 - 2040 เป็นช่วงของการเริ่มต้นพัฒนาตลาดผู้ใช้ในเชิงพาณิชย์ และระยะยาว ค.ศ. 2041 - 2050 เป็นช่วงของการสนับสนุนให้เกิดการเติบโตของตลาดอย่างยั่งยืน
2.2 ยุทธศาสตร์ที่ 2 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรม เพื่อสนับสนุนให้เกิดการผลิตไฮโดรเจนในประเทศ ลดการพึ่งพาการนำเข้าด้วยการส่งเสริมการวิจัยและพัฒนารูปแบบธุรกิจใหม่ มาตรการสนับสนุนด้านการเงินและการลงทุนสำหรับผู้ประกอบการ และพัฒนาตลาดและกลไกการซื้อขายคาร์บอน โดยระยะสั้น เป็นช่วงของการวิจัยและพัฒนา ระยะกลาง เป็นช่วงของการสร้างขีดความสามารถในการแข่งขันให้แก่ผู้ประกอบการไฮโดรเจนในประเทศ และระยะยาว เป็นช่วงของการมุ่งสู่ความยั่งยืน
2.3 ยุทธศาสตร์ที่ 3 พัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อเตรียมความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐาน รองรับการเติบโตของอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้องกับการผลิต การจัดเก็บ การขนส่ง การใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน รวมถึงการซื้อขายไฮโดรเจนระหว่างประเทศ ด้วยการพัฒนาโครงข่ายระบบท่อสำหรับเชื้อเพลิงผสม พัฒนาระบบจัดเก็บ ขนส่ง และสถานีเติมไฮโดรเจน พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับเทคโนโลยีไฮโดรเจน และแอมโมเนีย หน่วยงานหลักที่รับผิดชอบ และกรอบเวลาการดำเนินงาน โดยระยะสั้น เป็นช่วงของการเตรียมความพร้อม ระยะกลาง เป็นช่วงของการพัฒนาระบบรองรับตลาดเชิงพาณิชย์ และระยะยาว เป็นช่วงของการขยายโครงสร้าง พื้นฐานรองรับตลาดใหม่
2.4 ยุทธศาสตร์ที่ 4 ปรับปรุงกฎระเบียบและมาตรฐาน เพื่อเตรียมความพร้อมด้านกฎหมาย มาตรฐาน และข้อกำหนดต่าง ๆ รองรับการจัดหาและการใช้งานไฮโดรเจนตลอดห่วงโซ่คุณค่า โดยระยะสั้น เป็นช่วงของการเตรียมความพร้อม จำเป็นต้องเตรียมการด้านกฎหมาย กฎระเบียบ และมาตรฐานต่าง ๆ รองรับการใช้ในเชิงพาณิชย์ให้ครอบคลุมการดำเนินการในทุกขั้นตอน ตั้งแต่การผลิต การจัดเก็บ การขนส่ง ไปจนถึงการใช้งาน ระยะกลางและระยะยาว เป็นช่วงของการติดตาม ประเมิน และปรับปรุง โดยเป็นช่วงของการเติบโต ของตลาดผู้ใช้ไฮโดรเจนสำหรับภาคพลังงานในระยะกลางและระยะยาว อาจมีการพัฒนารูปแบบธุรกิจ และเทคโนโลยีใหม่ ทำให้ต้องมีการศึกษา ติดตาม และทบทวนกฎหมาย ระเบียบ และมาตรฐานที่เกี่ยวข้องเป็นระยะ
3. แผนปฏิบัติการการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ระยะสั้น ค.ศ. 2025 - 2030 เป็นการเตรียมความพร้อมสำหรับการใช้และการจัดหาไฮโดรเจนสำหรับประเทศไทยที่จะผลักดัน ให้เกิดการใช้และการผลิตไฮโดรเจนในเชิงพาณิชย์ภายในปี ค.ศ. 2030 โดยการนำไฮโดรเจนไปใช้ใน 3 ภาคส่วน ประกอบด้วย ภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง ทั้งนี้ สาระสำคัญของยุทธศาสตร์ที่ 1 พัฒนาตลาดและสร้างแรงจูงใจให้กับผู้ใช้ ประกอบด้วยกลยุทธ์ (1) พัฒนาโครงการนำร่อง (2) มาตรการสนับสนุนด้านการเงินและการลงทุนสำหรับกลุ่มผู้ใช้ไฮโดรเจน และ (3) พัฒนากลไกราคาที่มีการพิจารณาเกณฑ์การปล่อย GHG ยุทธศาสตร์ที่ 2 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรม ประกอบด้วยกลยุทธ์ (1) ส่งเสริม การวิจัยและพัฒนารูปแบบธุรกิจใหม่ (2) มาตรการสนับสนุนด้านการเงินและการลงทุนสำหรับผู้ประกอบการ และ (3) พัฒนาตลาดและกลไกการซื้อขายคาร์บอน ยุทธศาสตร์ที่ 3 พัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน ประกอบด้วย กลยุทธ์ (1) พัฒนาโครงข่ายระบบท่อสำหรับเชื้อเพลิงผสม (2) พัฒนาระบบจัดเก็บ ขนส่ง และสถานี เติมไฮโดรเจน และ (3) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับเทคโนโลยีไฮโดรเจนและแอมโมเนีย และยุทธศาสตร์ที่ 4 ปรับปรุงกฎระเบียบและมาตรฐาน ประกอบด้วยกลยุทธ์การปรับปรุงกฎระเบียบและมาตรฐาน
มติของที่ประชุม
รับทราบแผนการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ค.ศ. 2025 - 2050
เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2567 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้ (1) เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2567 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2567 และ (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นตามความต้องการที่เพิ่มขึ้นเนื่องจากภูมิภาคเอเชียกำลังจะเข้าสู่ฤดูหนาวทำให้ผู้ซื้อในเอเชียรวมถึงประเทศอินเดียและญี่ปุ่นเตรียมกักตุนเชื้อเพลิงสำหรับใช้ทำความร้อน โดยในอนาคตราคาบิวเทนอาจเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับราคาโพรเพน เนื่องจากความต้องการบิวเทนเป็นวัตถุดิบตั้งต้นของสหรัฐอเมริกามักจะเพิ่มขึ้นในช่วงฤดูหนาว ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG พบว่า ราคา LPG ตลาดโลกในเดือนมิถุนายน 2567 ถึงเดือนกันยายน 2567 เพิ่มขึ้นประมาณ 46.34 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือคิดเป็นร้อยละ 8 จาก 558.44 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ในเดือนมิถุนายน 2567 เพิ่มขึ้นเป็น 604.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 18 กันยายน 2567 โดยจากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 0.2259 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 22.6265 บาทต่อกิโลกรัม (659.11 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 22.4006 บาทต่อกิโลกรัม (658.76 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยลดลงจาก 4.0956 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 3.8697 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 423 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 22 กันยายน 2567 มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 101,343 ล้านบาท แยกเป็น บัญชีน้ำมันติดลบ 53,875 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 47,468 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,336 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,182 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายรับ 154 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้นตามฤดูกาล ส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG นำเข้ารวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ณ วันที่ 18 กันยายน 2567 อยู่ที่ 659 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 415 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม แต่เนื่องจากฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ยังคงติดลบสูงถึง 47,468 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG มีรายรับเพิ่มขึ้น และไม่ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคา ขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มไปที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 659 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 22 กันยายน 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG อยู่ที่ ติดลบ 47,468 ล้านบาท หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 จะทำให้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 47,006 ล้านบาท หรือติดลบ 46,091 ล้านบาท ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ดำเนินการตามมติที่ กพช. มอบหมาย ต่อมาวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 กพช. ได้พิจารณา เรื่อง แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กกพ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยให้เหมาะสม และรายงานผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 กพช. ได้พิจารณา เรื่อง การทบทวนแนวทางการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบในหลักการการทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยมีสรุปสาระสำคัญที่เกี่ยวข้องกับการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ รูปแบบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ 1) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ คุณภาพ และราคา (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) รวมถึงผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคอุตสาหกรรม และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ ทั้งนี้ ได้กำหนดให้ผู้จัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่จัดหาได้ให้กับผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของประเทศ (Pool Manager) เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ และซื้อก๊าซธรรมชาติออกจาก Pool Gas ตามปริมาณที่จัดหาและนำเข้า Pool Gas ตลอดจนมอบหมายให้ ปตท. เป็น Pool Manager ทั้งนี้ ให้จัดตั้ง เป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. โดยมีกระบวนการแบ่งขอบเขตงานที่ชัดเจน (Ring Fenced) โดยมอบหมายให้ กกพ. ทำหน้าที่พิจารณาดำเนินการให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณา 2) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ และคุณภาพ (Partially Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ที่ไม่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ และ (2) มอบหมายให้ กบง. เป็นผู้ติดตามการดำเนินการ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สามารถปฏิบัติได้ เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวได้ ให้ กบง. จัดทำข้อเสนอแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใหม่ และนำเสนอ กพช. อีกครั้ง ต่อมา เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติ ที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงให้ใช้ต้นทุน ราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือน มกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับ ความเห็นชอบจาก กพช. โดยมอบหมายให้ กกพ. และกระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
3. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบันตามประกาศของ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติสำหรับผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2564 ที่ได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2564 กำหนดให้โครงสร้างราคาขายส่งสำหรับกิจการจัดหา และค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 โดยสามารถสรุปโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ราคา ก๊าซธรรมชาติที่ขายให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยก๊าซธรรมชาติอ่าวไทย (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (Zone 1) ทั้งนี้ ได้คำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (Zone 1) ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด (รวมค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย ประเทศไทย จำกัด) ตามแนวทางที่ กกพ. ได้นำเสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2561 กลุ่มที่ 2 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ปตท. ขายในกลุ่ม Old Supply ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซ (รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ ในทะเล) ก๊าซธรรมชาติจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา (เมียนมา) ณ ชายแดน และก๊าซ LNG (รวมค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ) หรือ Pool Gas (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่ง ก๊าซธรรมชาติ และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 2 – Zone 4) ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 5) และกลุ่มที่ 3 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ New Shipper ขายไฟฟ้า ให้โรงไฟฟ้าที่จ่ายเข้าระบบใน Regulated Market ประกอบด้วย (1) ราคา LNG (2) ค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ (3) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (4) ค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 3) โดยการกำกับราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติแต่ละแหล่งอยู่ภายใต้การดูแลจาก ภาคนโยบายตามราคาสัมปทานของผู้ผลิตแต่ละแหล่งและการเปลี่ยนแปลงดัชนีอ้างอิงในตลาดโลก สำหรับ การกำกับดูแลอัตราค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ เมื่อมีการนำเนื้อก๊าซเข้ามาในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลตามมาตรา 64 และมาตรา 65 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อกำกับต้นทุนที่จะส่งผ่านค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้พลังงานขั้นสุดท้าย (End Users)
4. การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 กำหนดกลุ่มลูกค้า และโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ กลุ่มลูกค้าก๊าซธรรมชาติสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซ ประกอบด้วย 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (2) กลุ่ม Regulated Market และ (3) กลุ่ม Partially Regulated Market โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ มีดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาเนื้อ ก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (2) ราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ ก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาจากเมียนมา และก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาในรูปแบบ LNG (3) ราคา ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติในทะเล (4) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาจากเมียนมา เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติเพื่อนำส่งก๊าซธรรมชาติมายังประเทศไทย (5) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามา ในรูปแบบ LNG เป็นราคา LNG ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า และค่าบริการสถานี LNG (6) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจากผู้บริหารระบบส่งและศูนย์ควบคุมการส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator: TSO) ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ บนบกเท่านั้น (ไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล) โดยมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ตามมติ กพช. ได้มอบหมายให้ ปตท. เป็น Pool Manager โดยให้จัดตั้งเป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. และมีกระบวนการแบ่งขอบเขตงานที่ชัดเจน มีหน้าที่ทำสัญญาเพื่อรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market คำนวณราคาก๊าซเฉลี่ย และทำสัญญาเพื่อขายก๊าซให้กับ Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน (Pool Gas) ตามปริมาณก๊าซที่ Shipper นั้น ๆ จัดหาและนำเข้า Pool Gas
5. เมื่อวันที่ 10 เมษายน 2567 กกพ. ได้เห็นชอบข้อเสนอการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ดังนี้
5.1 ปรับปรุงชื่อราคาก๊าซธรรมชาติในองค์ประกอบของสูตรราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง อ่าวไทย จากเดิมที่ใช้ Gulf Gas เป็น Gulf Price และราคาก๊าซธรรมชาติในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน จากเดิมที่ใช้ Pool Gas เป็น Pool Price เพื่อให้มีความเหมาะสมมากยิ่งขึ้น
5.2 ปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อให้เป็นไปตามนโยบายของ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 ซึ่งกำหนดให้ ปตท. ทำหน้าที่เป็น Pool Manager และมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ที่ให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิต LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจาก อ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ
5.3 การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติในแต่ละเดือนตามการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคา ข้อ 5.1 และข้อ 5.2 ให้คำนวณตามสูตรการคำนวณและนิยามของตัวแปรตามองค์ประกอบของโครงสร้างราคา ก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Price) ให้คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รับซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทุกสัญญาที่หักปริมาณก๊าซธรรมชาติเพื่อเป็นเชื้อเพลิงที่ TSO ใช้ดำเนินการเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล ตามสูตร Gulf Price = 
โดยที่ i คือ สัญญาผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (2) ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา (Myanmar Price) ให้คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รับซื้อจากผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในเมียนมา ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติ ที่ส่งมอบมายังประเทศไทย ซึ่งรวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติและค่าใช้จ่ายอื่น ๆ ในการนำเข้า ทั้งนี้ ให้หักปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของ TSO ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงของสถานีเพิ่มความดัน Saiyok Compressor Station (SCS) เพื่อจัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ สำหรับนำไปคำนวณในราคา Pool Price ตามสูตร Myanmar Price = 
โดยที่ j คือ สัญญาผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในเมียนมา (3) ราคาเฉลี่ย ของเนื้อก๊าซ LNG (LNG Price) ให้คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาในรูปแบบ LNG ซึ่งจัดหาโดย Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ที่จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ Shipper ทุกราย โดยราคา LNG ของ Shipper แต่ละรายให้ใช้วิธีการคำนวณแบบ Moving Average ตามราคาและปริมาณนำเข้าและคงค้างในถังเก็บแต่ละเดือนของ Shipper รายนั้น ๆ ทั้งนี้ ราคา LNG นำเข้า ที่นำมาใช้ในการคำนวณให้รวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้าตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด ตามสูตร LNG Price = 
โดยที่ k คือ Shipper ที่นำเข้า LNG และ (4) ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Price) สำหรับกลุ่ม Regulated Market ให้ Pool Manager คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณขายก๊าซธรรมชาติของ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ทุกราย ซึ่งเป็นผลรวมของมูลค่าก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย เมียนมา และ LNG ที่ Shipper จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ หารด้วยผลรวมของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ Shipper โดยมีรายละเอียดมูลค่าและปริมาณก๊าซธรรมชาติที่นำมาคำนวณในแต่ละเดือน ตามสูตร Pool Price = [CGulf + CMMR + CLNG] / Qpool โดยที่ 1) มูลค่าก๊าซธรรมชาติอ่าวไทย (CGulf) คือ มูลค่าก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รับซื้อจากผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทุกสัญญา ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยคำนวณจาก Gulf Price รวมค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับระบบ ท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (Tdzone1 และ Tczone1) ตามอัตราที่ กกพ. กำหนด คูณกับปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ ไม่รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนที่โรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กำหนด ตามสูตร CGulf = (Gulf Price + TdZone1 + TcZone1) x (QGulf – QLPG) 2) มูลค่าก๊าซธรรมชาติเมียนมา (CMMR) คือ มูลค่าเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper จัดหาจากเมียนมา ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดส่งให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ตามสูตร CMMR = Myanmar Price x QMMR 3) มูลค่าก๊าซธรรมชาติเหลว (CLNG) คือ มูลค่า LNG ที่ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market จัดหาตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการให้บริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซส่วนของต้นทุนคงที่ (Ld) และส่วนของต้นทุนผันแปร (Lc) ตามสูตร 
และ 4) ปริมาณก๊าซธรรมชาติ (Qpool) คำนวณจากผลรวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ Shipper ซึ่งไม่รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่โรงแยกก๊าซธรรมชาตินำไปใช้ผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กำหนด ตามสูตร Qpool = (QGulf – QLPG) + QMMR + QLNG โดยในกรณีเกิดวิกฤตราคาพลังงานให้นำราคาและปริมาณเชื้อเพลิง ได้แก่ น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา ก๊าซ LNG หรือเชื้อเพลิงอื่นที่มีมูลค่าเทียบเท่าค่าความร้อนของก๊าซธรรมชาติที่ต้องนำเข้าเพิ่มขึ้น ในช่วงเวลาเดียวกัน ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 และเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 หรือที่ กพช. กำหนดเพิ่มเติมให้นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าในระบบของ กฟผ. แทนการนำเข้า LNG ส่วนเพิ่ม เพื่อลดต้นทุนการนำเข้าพลังงานโดยรวมของประเทศไทยตามที่ กกพ. กำหนด (หน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู) ทั้งนี้ การคำนวณราคาเฉลี่ยของ เนื้อก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่น ให้เป็นไปตามราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทานในแต่ละเดือน
5.4 การทบทวนองค์ประกอบของโครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับกิจการจัดหา และค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ (Wholesale Price: W) จำแนกตามกลุ่มลูกค้าได้ 3 กลุ่ม โดยมีข้อเสนอทบทวนสูตรการคำนวณราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ดังนี้ กลุ่มที่ 1 กลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ส่วนนำไปใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ตามสูตร Wโรงแยกก๊าซ (LPG) = Gulf Price + [S1,โรงแยกก๊าซ + S2,โรงแยกก๊าซ] + [Tdzone1 + Tczone1] และ (2) การซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ส่วนที่เหลือจากการนำไปใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงตามข้อ (1) ตามสูตร Wโรงแยกก๊าซ (OTHERS) = Pool Price + [S1,โรงแยกก๊าซ + S2,โรงแยกก๊าซ] กลุ่มที่ 2 กลุ่ม Regulated Market ประกอบด้วย (1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับโรงไฟฟ้า กฟผ. / IPP ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร Wกฟผ./IPP = Pool Price + [S1,กฟผ/IPP + S2,กฟผ/IPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ SPP ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร WSPP = Pool Price + [S1,SPP + S2,SPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (3) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ IPP ที่อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช ตามสูตร Wขนอม = Pool Price + [S1,ขนอม + S2,ขนอม] + [Tdzone 2 + Tczone 2] (4) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ตามสูตร Wจะนะ = Pool Price + [S1,จะนะ + S2,จะนะ] + [Tdzone 4 + Tczone 4] (5) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่น ตามสูตร Wน้ำพอง =(WHตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน) + [S1,น้ำพอง + S2,น้ำพอง] + [Tdzone 5 + Tczone 5] (6) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ค้า NGV ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร WNGV = Pool Price + [S1,NGV + S2,NGV] + [Tdzone 3 + Tczone 3] และ (7) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร Wผู้ค้าปลีก =Pool Price + [S1,ผู้ค้าปลีก + S2,ผู้ค้าปลีก] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ ค่า Td และ Tc สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรม ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ และกรณีมีการซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับผู้ค้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติตามข้อ (6) และข้อ (7) ในพื้นที่ Zone 2 Zone 4 และ Zone 5 ให้คำนวณโดยใช้ค่าผ่านท่อตามพื้นที่ดังกล่าวในการคำนวณ และกลุ่มที่ 3 กลุ่ม Partially Regulated Market ที่ไม่มีการใช้ ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Price ของประเทศ กำหนดให้มีการจัดเก็บอัตราค่าบริการจัดเก็บและแปรสภาพ ก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ และอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และในส่วนของแนวทางกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับ Pool Manager ในระยะเริ่มต้น เห็นควรกำหนดให้ ปตท. เป็น Pool Manager ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 โดยไม่มีการกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในระยะเริ่มต้น จนกว่าจะมีการจัดตั้งหน่วยงาน Pool Manager ที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. แล้วเสร็จ สำหรับค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงจากการดำเนินงานของ Pool Manager ในระหว่างที่ ยังไม่มีการกำหนดอัตราค่าบริการ ให้เป็นส่วนหนึ่งของค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ โดย กกพ. จะพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติต่อไป
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่ กกพ. เสนอแล้ว พบว่าข้อเสนอดังกล่าวมีความสอดคล้องและเป็นการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ที่มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ
2. มอบหมายให้ กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การคำนวณ ราคาก๊าซธรรมชาติเป็นไปตามนโยบายของ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 4 อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม และอาคารธุรกิจ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณา เรื่อง การทบทวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม จากผู้ผลิตไฟฟ้ากรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ และพลังงานลม) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ต่อมา เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2566 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หารือการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาส่วนเกินของกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ ที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าโดยตรงหรือบริการให้ผู้ใช้ไฟฟ้าอื่น ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย เพื่อช่วยลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่นำมาใช้ผลิตไฟฟ้า และเพิ่มแรงจูงใจในการเข้าร่วมโครงการ เนื่องจากโครงการรับซื้อไฟฟ้าที่ผ่านมามีอัตรารับซื้อไฟฟ้าต่ำเกินไป ระยะเวลาในการรับซื้อสั้น และมีค่าใช้จ่ายในการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าจึงทำให้มีผู้สนใจเข้าร่วมโครงการค่อนข้างน้อย
2. เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567 พพ. ได้นำเสนอหลักการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ ต่อคณะอนุกรรมการฯ ด้วยอัตรา รับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย ในรูปแบบ Non-Firm โดยมีรายละเอียดข้อมูล ดังนี้ (1) ข้อมูลจากสำนักงาน กกพ. พบว่า ณ วันที่ 22 มีนาคม 2567 มีโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจที่เข้าเกณฑ์ จำนวน 6,505 ราย มีพลังงานไฟฟ้าจากระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาที่ผลิตได้รวมประมาณ 2,000 ล้านหน่วยต่อปี โดยเมื่อประเมินไฟฟ้าส่วนเหลือจากจำนวนวันหยุดรายปีของกลุ่มดังกล่าวซึ่งประกอบด้วย วันหยุดประจำสัปดาห์ จำนวน 52 วันต่อปี และวันหยุดนักขัตฤกษ์ จำนวนไม่น้อยกว่า 18 วันต่อปี รวมทั้งสิ้น 70 วันต่อปี คิดเป็นพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินจากการใช้เอง (Self Consumption) ที่คาดว่าจะสามารถรับซื้อเข้าสู่ระบบโครงข่ายประมาณร้อยละ 19 คิดเป็นพลังงานไฟฟ้าประมาณ 380 ล้านหน่วยต่อปี (2) จากการประเมินการลงทุนติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ กลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 800 กิโลวัตต์ หากมีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี พบว่าจะมีระยะเวลาคืนทุนประมาณ 6 ปี และอัตราผลตอบแทนภายใน (Internal Rate of Return: IRR) ประมาณร้อยละ 14 ทั้งนี้ หากผู้ประกอบการกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม และอาคารธุรกิจยื่นขอรับสิทธิลดหย่อนภาษีจากสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน จะทำให้ระยะเวลาคืนทุนลดลง และค่า IRR เพิ่มมากขึ้น (3) การเปิดรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวประมาณ 380 ล้านหน่วยต่อปี คาดว่า จะลดการนำเข้า LNG เพื่อผลิตไฟฟ้าประมาณ 60,000 ตัน (1 ลำเรือ) คิดเป็นมูลค่า 1,593 ล้านบาทต่อปี (กรณีราคา Spot LNG เท่ากับ 14.32 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และอัตราแลกเปลี่ยนเท่ากับ 35.66 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) ช่วยลดค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่า Ft) จากการนำเข้า LNG มาผลิตไฟฟ้าลงเท่ากับ 0.0016 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน และแบบทุ่นลอยน้ำ) โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ ที่มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าโดยตรงหรือบริการให้ผู้ใช้ไฟฟ้าอื่น และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายสามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบ Non-Firm ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย และมอบหมายให้ พพ. นำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาเห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว ต่อมา พพ. ได้ปรับรายละเอียดข้อมูลการประเมินเพื่อให้สอดคล้องกับมติที่ประชุมคณะอนุกรรมการฯ เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567 โดยประเมินกลุ่มเป้าหมายประมาณ 6,585 ราย ปริมาณกำลังผลิตติดตั้งรวม 1,796.81 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าที่คาดว่าจะผลิตได้ประมาณ 2,360.50 ล้านหน่วยต่อปี โดยมีปริมาณไฟฟ้าที่คาดว่าจะจำหน่ายประมาณ 448.5 ล้านหน่วยต่อปี ซึ่งทำให้คาดว่าประโยชน์ที่จะได้รับเพิ่มสูงขึ้น คือช่วยลดการนำเข้า LNG ประมาณ 70,800 ตัน (1.18 ลำเรือ) คิดเป็นมูลค่า 1,880 ล้านบาทต่อปี (กรณีราคา Spot LNG เท่ากับ 14.32 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และอัตราแลกเปลี่ยนเท่ากับ 35.66 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ) และช่วยลดค่า Ft จากการนำเข้า LNG มาผลิตไฟฟ้าลงเท่ากับ 0.0018 บาทต่อหน่วย โดยราคารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย เทียบกับราคา Marginal Cost (บาทต่อหน่วย) จะไม่มีผลกระทบกับราคาค่าไฟฟ้า
3. พพ. ได้มีหนังสือขอข้อคิดเห็นและข้อเสนอแนะจากสำนักงาน กกพ. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ กกพ. มีความเห็นว่า สนับสนุนหลักการของนโยบายการติดตั้งพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคากลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม และอาคารธุรกิจ และมีข้อเสนอแนะเพิ่มเติมเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเกินว่า ควรอยู่ภายใต้การดำเนินงานของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator: SO) เพื่อให้การบริหารจัดการ ระบบไฟฟ้ามีประสิทธิภาพ และควรใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าแบบสัญญาเสถียรระยะสั้น (Semi Firm) ด้าน กฟผ. มีความเห็นว่า พร้อมดำเนินการตามนโยบาย และการรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวไม่ส่งผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าเนื่องจากมีการติดตั้งและใช้งานอยู่แล้วในปัจจุบัน รวมทั้งมีข้อเสนอแนะเพิ่มเติม ดังนี้ (1) ควรกำหนดให้ กฟผ. เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ (2) กำหนดให้มี Aggregators ทำหน้าที่รวบรวมปริมาณไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบจากหลายโครงการ ปริมาณรวมมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ในลักษณะของ Virtual Power Plant (VPP) หรือผู้ผลิตไฟฟ้าแบบกระจายตัว และ (3) กำหนดกรอบปริมาณพลังงานไฟฟ้าและคำนิยามของกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจให้ชัดเจน เพื่อป้องกันปัญหา การตีความในการดำเนินการ ทั้งนี้ พพ. ได้พิจารณาข้อเสนอแนะของ กกพ. และ กฟผ. แล้ว มีความเห็นดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินจากการใช้งานเองทำให้ไม่สามารถควบคุมปริมาณไฟฟ้าส่วนเกินในช่วงเวลาหนึ่ง ๆ ได้แน่นอน รวมถึงไม่มีการกำหนดพลังงานทดแทนประเภทอื่นมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเสริมเพื่อช่วยรักษาเสถียรภาพการผลิตไฟฟ้า รูปแบบการรับซื้อแบบ Semi Firm จึงอาจไม่มีความเหมาะสม จึงเห็นควรให้ดำเนินการโดยใช้รูปแบบสัญญาประเภท Non-Firm เช่นเดียวกับการเปิดรับซื้อไฟฟ้าในครั้งที่ผ่านมา (2) การซื้อขายไฟฟ้าส่วนเกินซึ่งมีปริมาณไฟฟ้ายังไม่มาก จึงยังไม่มีความจำเป็นที่จะมี Aggregators ในการรวบรวมปริมาณไฟฟ้า ในการนี้ พพ. มีความเห็นว่าควรดำเนินการในรูปแบบเดิม แต่เพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย ซึ่งไม่มีผลกระทบกับระบบไฟฟ้าและค่าไฟฟ้า โดย พพ. ได้นำเสนอคณะอนุกรรมการฯ เห็นชอบในแนวทางดังกล่าวแล้วเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน และแบบทุ่นลอยน้ำ) โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ ที่มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าโดยตรงหรือบริการ ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าอื่น และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายสามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อไม่เกิน 2 ปี (เริ่มต้นวันที่ 1 มกราคม 2568 สิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2569) ในรูปแบบ Non-Firm ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 5 แผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2570)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2567 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนธันวาคม 2566 รวมทั้งรับทราบข้อเสนอการดำเนินงานต่อไป ที่ให้มีการรวบรวมข้อเสนอแนะจากการถอดบทเรียนการดำเนินมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงานปี 2565 และปี 2566 อาทิ การปรับปรุงกฎหมายและระเบียบให้มีความยืดหยุ่นในการบังคับใช้ ช่วงสถานการณ์ฉุกเฉิน การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน จัดทำเป็นแผนงานและข้อริเริ่มโครงการ ในร่างแผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2570) (ร่างแผนฯ) ซึ่งอยู่ระหว่างการจัดทำโดยคณะทำงานจัดทำแผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2566 - 2570) (คณะทำงานฯ) ตามคำสั่งกระทรวงพลังงาน ที่ 72/2566 ลงวันที่ 16 พฤศจิกายน 2566 และมีกำหนดแล้วเสร็จในเดือนกันยายน 2567 เพื่อกำหนดหน่วยงานรับผิดชอบหลักในการขับเคลื่อนแผนงานและข้อริเริ่มโครงการ เตรียมความพร้อมด้านทรัพยากร ตั้งแต่ภาวะปกติ แนวทางการ บูรณาการที่จำเป็นของประเทศ และการบริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ต่อมาเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567 คณะทำงานฯ ได้เสนอร่างแผนฯ ต่อคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ซึ่งแต่งตั้งขึ้นภายใต้คำสั่ง กบง. โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบหลักการและรายละเอียดร่างแผนฯ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กบง. พิจารณาเพื่อใช้เป็นกรอบในการเตรียมพร้อมและบริหารวิกฤตการณ์พลังงานต่อไป
2. แผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2570) มีเป้าหมายภาพรวม ได้แก่ “ประเทศไทยมีความพร้อมในการป้องกันผลกระทบและบริหารจัดการวิกฤตการณ์พลังงานอย่างทันท่วงทีให้ฟื้นคืนสู่การมีพลังงานเพียงพอในราคาที่เหมาะสม” ด้วยการกำหนดแนวทางการพัฒนามิติการเตรียมความพร้อมด้านพลังงาน และมิติการเตรียมการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์ฉุกเฉิน โดยสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
2.1 แนวทางการจัดทำแผน จัดทำโดยคณะทำงานฯ ซึ่งได้มีการประชุมพิจารณาจัดทำแผน จำนวน 3 ครั้ง และมอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ จัดประชุมกลุ่มย่อยจำนวน 4 ครั้ง ได้แก่ การประชุมกลุ่มย่อย ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ด้านก๊าซธรรมชาติ ด้านไฟฟ้า และด้านราคาพลังงาน โดยได้มีการนำร่างแผนฯ รับฟัง ความคิดเห็นจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จำนวน 35 หน่วยงาน ในระหว่างเดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนสิงหาคม 2567 ทั้งนี้ เนื้อหาของแผนประกอบด้วยส่วนสำคัญ ได้แก่ ความสอดคล้องกับแผนสามระดับ ประเด็นภัยคุกคามและความเสี่ยงด้านพลังงาน สาระสำคัญของแผน และกฎหมายและกลไกการขับเคลื่อน
2.2 ความสอดคล้องกับแผนสามระดับ แผนปฏิบัติการฯ เป็นแผนระดับที่ 3 มีความสอดคล้องเชื่อมโยงกับแผนระดับที่ 1 และระดับที่ 2 ซึ่งแบ่งออกเป็นสองกลุ่ม คือ (1) กลุ่มการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขัน (ประเด็นหลัก) สอดคล้องเชื่อมโยงกับยุทธศาสตร์ชาติด้านการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขัน แผนแม่บทภายใต้ยุทธศาสตร์ชาติประเด็นโครงสร้างพื้นฐาน ระบบโลจิสติกส์ และดิจิทัล แผนย่อยโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงาน แผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 13 ร่างแผนปฏิบัติการด้านพลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2580) (แผนพลังงานชาติ) และแผนย่อยรายสาขา รวมถึงแผนปฏิบัติราชการระยะ 5 ปี ของกระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2566 - 2580) และ (2) กลุ่มความมั่นคง (ประเด็นรอง) สอดคล้องเชื่อมโยงกับยุทธศาสตร์ชาติด้านความมั่นคง แผนแม่บทภายใต้ยุทธศาสตร์ชาติประเด็นความมั่นคง นโยบายและแผนระดับชาติว่าด้วยความมั่นคง พ.ศ. 2566 - 2570 แผนเตรียมพร้อมแห่งชาติและแผนบริหารวิกฤตการณ์ (พ.ศ. 2566 - 2570) และนโยบายและแผนปฏิบัติการว่าด้วยการรักษาความมั่นคงปลอดภัยไซเบอร์ (พ.ศ. 2565 - 2570)
2.3 ประเด็นภัยคุกคามและความเสี่ยงด้านพลังงาน กำหนดระดับความความรุนแรง ของสถานการณ์ฉุกเฉินตามหลักเกณฑ์สองด้าน คือ ด้านผลกระทบต่อพลังงาน และด้านการบริหารจัดการ ดังนี้ (1) ระดับปานกลาง ด้านผลกระทบต่อพลังงาน คือ ภัยคุกคามส่งผลกระทบต่อการจัดหาและราคาพลังงาน ในบางพื้นที่อย่างจำกัด โดยภาคเศรษฐกิจและประชาชนยังใช้ชีวิตได้ตามปกติ ด้านการบริหารจัดการ คือ กลไกปกติของหน่วยงานกระทรวงพลังงาน และเอกชนภาคพลังงาน (2) ระดับรุนแรง ด้านผลกระทบต่อพลังงาน คือ ส่งผลกระทบต่อการจัดหาหรือราคาพลังงาน กระทบต่อภาคเศรษฐกิจและความปกติสุขของประชาชนในหลายพื้นที่ ด้านการบริหารจัดการ คือ ใช้กลไกตามกฎหมายของกระทรวงพลังงานโดยบริหารแบบบูรณาการร่วมกับหน่วยงานภายนอก และ (3) ระดับรุนแรงมาก ด้านผลกระทบต่อพลังงาน คือ ส่งผลกระทบต่อการจัดหา และราคาพลังงาน รวมถึงอาจส่งผลต่อเศรษฐกิจและชีวิตและทรัพย์สินประชาชนในหลายพื้นที่เป็นวงกว้าง ด้านการบริหารจัดการ คือ จำเป็นต้องมีกลไกพิเศษนอกเหนืออำนาจตามกฎหมายของกระทรวงพลังงาน และมีหน่วยงานภาครัฐส่วนกลาง/หน่วยงานภายนอกบัญชาการเหตุ ทั้งนี้ แผนได้กำหนดสัญญาณบ่งชี้การเริ่มใช้แผน หรือ Trigger points ว่าหากเกิดผลกระทบต่อการจัดหาและราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และไฟฟ้า ตามค่าอ้างอิงที่กำหนด ให้หน่วยงานที่รับผิดชอบรายงานเพื่อประกอบการบ่งชี้ระดับความรุนแรงของสถานการณ์ฉุกเฉินและกำหนดกลไกการตอบสนองต่อสถานการณ์ต่อไป นอกจากนี้ แผนได้กำหนดให้มีการประเมิน ผลกระทบ (Impact) และโอกาส (Likelihood) ของสถานการณ์ฉุกเฉินด้วยวิธี Risk Matrix โดยผู้เชี่ยวชาญ ด้านพลังงานเป็นประจำอย่างน้อยปีละหนึ่งครั้ง ซึ่งในปี 2567 คณะทำงานฯ ได้ประเมินโอกาสและผลกระทบของสถานการณ์ฉุกเฉินที่คัดกรองเบื้องต้น (Environmental Scanning) จากสถานการณ์ฉุกเฉินที่เคยเกิดขึ้นและยังส่งผลต่อเนื่อง ที่มีแนวโน้มเกิดขึ้นใหม่ ที่เคยมีกรณีในต่างประเทศ หรือที่มีปัจจัยอุปสรรคภายในประเทศ จำนวน 8 ประเด็นภัยคุกคาม 17 สถานการณ์ฉุกเฉิน ผลการประเมินพบว่าโดยภาพรวมไม่มีสถานการณ์ฉุกเฉินใด ที่มีแนวโน้มจะยกระดับสู่เหตุการณ์ระดับรุนแรงมาก ทั้งนี้ ประเด็นภัยคุกคามที่ได้รับการประเมินว่าอยู่ในระดับรุนแรง ถึงปานกลาง และได้นำมาเป็นสถานการณ์สมมติประกอบการสัมมนาเชิงปฏิบัติการซ้อมแผนการแก้ไขสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงาน เมื่อวันที่ 9 กันยายน 2567 ได้แก่ (1) ประเด็นความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์ ซึ่งจะส่งผลกระทบให้เกิดความผันผวนของราคาเชื้อเพลิงนำเข้า ทั้งก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และน้ำมันดิบ (2) ประเด็นข้อจำกัดการเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด มีความเสี่ยงว่าการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานอาจมีข้อจำกัดจากการอุดหนุนราคาเชื้อเพลิงฟอสซิลแบบหน้ากระดาน (3) ประเด็นข้อจำกัดทางกฎหมายกฎระเบียบ ในกระบวนการบริหารจัดการค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการแก้ไขสถานการณ์ฉุกเฉิน และความล่าช้าในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานที่จำเป็นเพื่อขับเคลื่อนมาตรการบริหารสถานการณ์ฉุกเฉิน และ (4) ประเด็นภัยพิบัติทางธรรมชาติ โดยเฉพาะอย่างยิ่งจากภาวะอากาศร้อนแห้งแล้ง ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว
2.4 สาระสำคัญของแผน มีหลักการจัดทำโดยวิเคราะห์และบูรณาการข้อมูลจาก 3 ส่วน ได้แก่ (1) แผนภายใน คู่มือและแนวทางด้านการบริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินของหน่วยงานสังกัดกระทรวงพลังงาน ที่เคยจัดทำ (2) ข้อเสนอแนะจากการฝึกซ้อมแผนเตรียมพร้อมสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานของกระทรวงพลังงานที่จัดขึ้นรายปี ระหว่างปี 2561 - 2565 และ (3) การถอดบทเรียน ปัญหาอุปสรรค และข้อเสนอแนะ จากการดำเนินมาตรการบริหารวิกฤติราคาพลังงาน ระหว่างปี 2565 – 2566 ของคณะอนุกรรมการฯ ทั้งนี้ แบ่งเนื้อหาสำคัญออกเป็นแผนย่อย 2 เรื่อง ดังนี้ (1) แผนย่อยเรื่องที่ 1 การเตรียมความพร้อม จากวิกฤตการณ์พลังงาน มีเป้าหมายย่อยให้ประเทศไทยมีความพร้อมด้านการจัดหาพลังงานในภาวะวิกฤติ และมีกลไกป้องกันและบรรเทาวิกฤติพลังงาน มีแนวทางการพัฒนา 4 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 พัฒนาคุณภาพฐานข้อมูลสำหรับการเตรียมพร้อมบริหารจัดการวิกฤติ แนวทางที่ 2 ยกระดับโครงสร้างพื้นฐานในการป้องกันและบรรเทาวิกฤติพลังงาน แนวทางที่ 3 พัฒนานโยบาย มาตรการ กฎหมาย และกลไกการบริหารจัดการ และแนวทางที่ 4 พัฒนากำลังคนและเครือข่ายความร่วมมือด้านการเตรียมพร้อมบริหารจัดการวิกฤติทั้งใน และต่างประเทศ โดยมีข้อเสนอกรอบแผนงาน 17 แผนงาน และ (2) แผนย่อยเรื่องที่ 2 การบริหารจัดการ วิกฤติพลังงาน มีเป้าหมายย่อยให้หน่วยงานของรัฐด้านพลังงานมีศักยภาพสูงในการบริหารจัดการวิกฤติพลังงาน มีแนวทางการพัฒนา 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 พัฒนาประสิทธิภาพในการสื่อสารและประสานงาน เพื่อบริหารวิกฤติพลังงาน และแนวทางที่ 2 พัฒนาประสิทธิภาพการซักซ้อมการรับมือสถานการณ์ฉุกเฉิน โดยมีข้อเสนอกรอบแผนงาน 4 แผนงาน ทั้งนี้ แผนได้มีการกำหนดหน่วยงานรับผิดชอบหลักของกรอบแผนงาน โดยให้หน่วยงานดังกล่าวจัดทำข้อเสนอแผนงานโครงการและงบประมาณเพื่อขับเคลื่อนกรอบแผนงานระหว่าง ปี 2568 – 2570 รวมทั้งกำหนดให้มีแนวทางการติดตามประเมินผลรายปีโดยคณะผู้ประเมินผลทั้งระดับเป้าหมายภาพรวม เป้าหมายแผนย่อย ตัวชี้วัด และข้อเสนอแผนงาน เพื่อติดตามผลสัมฤทธิ์การปฏิบัติงาน อย่างน้อยปีละ 1 ครั้ง
2.5 กฎหมายและกลไกการขับเคลื่อน แผนได้ระบุรายชื่อของกฎหมาย และรายละเอียดมาตราที่เกี่ยวข้องสำหรับบริหารวิกฤติระดับชาติภาพรวม จำนวน 15 ฉบับ และกฎหมายด้านพลังงานที่หน่วยงาน ด้านพลังงานเป็นผู้ปฏิบัติและบังคับใช้ จำนวน 11 ฉบับ โดยกฎหมายดังกล่าวจะนำไปใช้บริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินผ่านกลไกบริหารวิกฤตการณ์ระดับชาติ กรณีเป็นสถานการณ์ระดับรุนแรงมาก เช่น กลไกคณะกรรมการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนพลังงาน ตามอำนาจในพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 หรือกลไกการบริหารวิกฤติของกระทรวงพลังงาน กรณีเป็นสถานการณ์ระดับรุนแรง หรือปานกลาง เช่น กลไกอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ด้านพลังงาน ซึ่งแต่งตั้งตามคำสั่ง กบง. ภายใต้อำนาจของพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม และกลไกการจัดตั้งศูนย์อำนวยการสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ตามพระราชบัญญัติระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน กรณีมีสถานการณ์ฉุกเฉิน นอกจากนี้ มีกฎหมายและกลไกระดับหน่วยงานที่ใช้บริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินระดับปานกลาง ถึงรุนแรง ด้านการจัดหาและการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง ก๊าซธรรมชาติ และไฟฟ้า ทั้งนี้ แผนได้ระบุบทบาทหน้าที่ของหน่วยงาน และหน้าที่ต่อการขับเคลื่อนแผน ของหน่วยงานรวม 39 หน่วยงาน แบ่งเป็นหน่วยงานในกำกับกระทรวงพลังงาน 10 หน่วยงาน และหน่วยงานภาครัฐภายนอก 29 หน่วยงาน เพื่อให้หน่วยงานภาครัฐ ทั้งส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ องค์การมหาชน องค์กร ในกำกับกระทรวงพลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับภาคพลังงาน ใช้เป็นกรอบในการดำเนินงานด้านการเตรียมความพร้อมและบริหารจัดการสถานการณ์วิกฤติด้านพลังงาน รวมถึงมีความเข้าใจในบทบาทการร่วมสนับสนุนการดำเนินงานตามแผนต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2570) ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานโดยสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน รับความเห็นของที่ประชุมในการแก้ไขกฎหมายและยกร่างกฎหมายใหม่กรณีที่มีความจำเป็น เพื่อเตรียมพร้อมและบริหารวิกฤตการณ์พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
กพช. ครั้งที่ 52 วันพุธที่ 11 ตุลาคม 2538
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2538 (ครั้งที่ 52)
วันพุธที่ 11 ตุลาคม 2538
1. ผลการดําเนินการในการแก้ไขกฎเกณฑ์การตั้งสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง
2. รายงานผลการดําเนินงานในการส่งเสริมการใช้น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
4. รายงานผลการดําเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
5. รายงานผลการดําเนินงานตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
6. รายงานความก้าวหน้าการดําเนินงานโครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (DSM)
7. รายงานความคืบหน้าการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
8. การลดช่องว่างระหว่างราคาน้ำมันในเขตกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค
9. สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งทานตะวัน
10. การรับซื้อไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะ
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(นายบรรหาร ศิลปอาชา)
เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ กรรมการและเลขานุการ
(นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์)
เรื่องที่ 1 ผลการดําเนินการในการแก้ไขกฎเกณฑ์การตั้งสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2537 ได้อนุมัติตามข้อเสนอของ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 4/2537 (ครั้งที่ 47) เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2537 ในเรื่อง ข้อเสนอการปรับปรุงกฎเกณฑ์และส่งเสริมการตั้งสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมอบหมายให้ กรมโยธาธิการดําเนินการปรับปรุงกฎเกณฑ์การจัดตั้งสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกันต่อไป และมอบหมายให้กรมทางหลวงรับไปศึกษาและพิจารณาผ่อนคลายกฎเกณฑ์การจัดตั้งสถานีบริการ ในบริเวณทางโค้ง และบริเวณภูเขาหรือเนินเขา เพื่อให้มีการจัดตั้งสถานีบริการในบริเวณดังกล่าวได้
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2538 ได้อนุมัติตามข้อเสนอของ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 1/2538 (ครั้งที่ 49) เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2538 ในเรื่อง ข้อเสนอเพิ่มเติมในการปรับปรุงกฎเกณฑ์การตั้งสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง โดยมอบหมายให้ กรมโยธาธิการ ปรับปรุงกฎเกณฑ์การจัดตั้งสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติมให้สอดคล้องกันต่อไป และมอบหมายให้กรมโยธาธิการและกรมควบคุมมลพิษร่วมกันจัดทําเงื่อนไขควบคุมการทิ้งเศษวัสดุและน้ำมัน รวมทั้งการระบายน้ำเสียจากสถานีบริการเพื่อมิให้เกิดปัญหาต่อสิ่งแวดล้อม
3. กรมโยธาธิการได้ดําเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี ตามข้อ 1 และ 2 แล้ว โดยได้ออก ประกาศกรมโยธาธิการ เรื่อง มาตรฐานความปลอดภัยของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทที่ 1 ประเภทที่ 2 ลงวันที่ 30 มิถุนายน 2538 มีสาระสําคัญดังนี้
3.1 กําหนดให้มีการจัดตั้งสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นในบริเวณถนน ซอย ทางลัดหรือ ถนนในหมู่บ้านจัดสรรที่มีขนาดความกว้างไม่น้อยกว่า 8.00 เมตร แต่ไม่ถึง 12.00 เมตรได้ นอกจาก กฎเกณฑ์เดิมที่กําหนดให้จัดตั้งสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงได้เฉพาะในถนนสาธารณะที่มีความกว้าง ไม่น้อยว่า 12.00 เมตร หรือถนนส่วนบุคคลที่มีความกว้างไม่น้อยกว่า 10.00 เมตรเท่านั้น โดยแยกกฎเกณฑ์ควบคุมความปลอดภัยสําหรับสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงออกเป็น 2 กฎเกณฑ์ คือ สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงที่ตั้งริมถนนสาธารณะที่มีขนาดความกว้างไม่น้อยกว่า 12.00 เมตร หรือถนนส่วนบุคคลที่มีขนาดความกว้างไม่น้อยกว่า 10.00 เมตร ให้ใช้กฎเกณฑ์ตามที่กําหนดไว้ในประกาศกรมโยธาธิการ เรื่อง มาตรฐานความปลอดภัยของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทที่ 1 และสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงที่ตั้งริมถนนที่มีขนาดความกว้างไม่น้อยกว่า 8.00 เมตร แต่ไม่ถึง 12.00 เมตร ให้ใช้กฎเกณฑ์ตามที่กําหนดไว้ในประกาศกรมโยธาธิการ เรื่อง มาตรฐานความปลอดภัยของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง ประเภทที่ 2
3.2 ลดหรือยกเลิกกฎเกณฑ์ที่ไม่จําเป็นเพื่อเพิ่มพื้นที่อนุญาตจัดตั้งสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น
3.3 เพิ่มกฎเกณฑ์ด้านความปลอดภัยสําหรับสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทที่ 2 ซึ่งจะ จัดตั้งในบริเวณซอย ทางลัด หรือถนนในหมู่บ้านจัดสรรซึ่งเป็นแหล่งชุมชนพักอาศัย โดยให้มีการติดตั้งอุปกรณ์เก็บไอระเหยของน้ำมัน (Vapour Recovery System) รวมทั้งจํากัดปริมาณการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิงไว้ด้วย
3.4 เพิ่มกฎเกณฑ์ด้านสิ่งแวดล้อมสําหรับสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงประเภทที่ 2 ที่จะจัดตั้ง ใหม่ต้องมีการติดตั้งถังใต้ดินแบบสองชั้น (Double Skin Tanks) และสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงทุกประเภทที่จะจัดตั้งใหม่ต้องมีบ่อกักไขน้ำมันความจุไม่น้อยกว่า 1,500 ลิตร ต่อพื้นที่ไม่เกิน 1,500 ตารางเมตร ทั้งนี้เพื่อควบคุมการทิ้งเศษวัสดุและน้ำมันเชื้อเพลิงของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง
4. ผลที่จะได้รับจากการปรับปรุงกฎเกณฑ์ดังกล่าว คือ
4.1 สถานีบริการในเขตกรุงเทพมหานคร และเมืองใหญ่ การลดพื้นที่ห้ามตั้งสถานีบริการโดย ให้สามารถตั้งได้ในบริเวณถนนขนาดเล็กความกว้าง ไม่น้อยกว่า 8.00 เมตร แต่ไม่ถึง 12.00 เมตร จะเป็นการเปิดโอกาสให้มีการจัดตั้งสถานีบริการเพิ่มขึ้นอย่างกว้างขวางในเขตกรุงเทพมหานคร และ เมืองใหญ่ และถึงแม้จะเพิ่มข้อกําหนดให้สถานีบริการริมถนนเล็กต้องติดตั้ง Double Skin Tanks และมี อุปกรณ์ Vapour Recovery Line เพิ่มขึ้นก็ตาม แต่ต้นทุนของอุปกรณ์ดังกล่าวไม่สูงนักหากเปรียบเทียบกับราคาที่ดินที่ลดลง ซึ่งจะทําให้มีการจัดตั้งสถานีบริการริมถนนเล็กขึ้นใหม่ทดแทนสถานีบริการริมถนนใหญ่ที่เลิกกิจการไป และทําให้มีจํานวนสถานีบริการเพียงพอแก่ความต้องการ ก่อให้เกิดการแข่งขันด้านบริการและราคา เป็นผลให้ประชาชนในเมืองใหญ่ได้รับความสะดวกและบริการที่ดีขึ้นในราคาที่เหมาะสม
4.2 สถานีบริการในพื้นที่ที่ห่างไกล การลดพื้นที่ห้ามตั้งในเขตชุมชนเล็ก ๆ ในชนบท จะช่วยให้มีผู้สนใจมาลงทุนจัดตั้งสถานีบริการในพื้นที่ดังกล่าวเพิ่มขึ้น ซึ่งจะทําให้เกิดการแข่งขันด้านบริการและราคา ทําให้ประชาชนในท้องที่ห่างไกลหรือผู้เดินทางไปในพื้นที่ที่ห่างไกล สามารถหาที่เติมน้ำมันได้สะดวกขึ้น และได้รับบริการที่ดีขึ้นในราคาที่ลดลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการดําเนินงานในการส่งเสริมการใช้น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2538 ได้อนุมัติตามข้อเสนอของ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 3/2538 (ครั้งที่ 51) เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2538 ในเรื่อง การส่งเสริมการใช้น้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว และมีมติเห็นชอบในหลักการให้มีการยกเลิกการจําหน่ายน้ำมันเบนซินที่มีสารตะกั่ว โดยให้กระทรวงพาณิชย์ (กรมทะเบียนการค้า) ร่วมกับ สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปพิจารณาในรายละเอียด และดําเนินการออกประกาศกระทรวงพาณิชย์ต่อไป โดยให้มีผลบังคับใช้ประมาณวันที่ 1 มกราคม 2539 เป็นต้นไป และให้กรมโยธาธิการแก้ไขประกาศกรมโยธาธิการเกี่ยวกับการกําหนดขนาดของหัวจ่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของสถานีบริการ โดยให้มีข้อยกเว้นสําหรับหัวจ่ายน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว ซึ่งผสมสารเคลือบบ่าวาล์วให้มีขนาดเส้นผ่าศูนย์กลางภายนอกของท่อทางออกน้ำมันเชื้อเพลิงเป็น ขนาดใหญ่เท่ากับหัวจ่ายน้ำมันเบนซินที่มีสารตะกั่วในปัจจุบัน คือ ไม่น้อยกว่า 24.50 มิลลิเมตร หรือ 15/16 นิ้ว
2. สพช. และกรมทะเบียนการค้าได้ดําเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีแล้ว โดยได้จัดให้มีการประชุม ในรายละเอียดร่วมกับกรมโยธาธิการ และบริษัทผู้ค้าน้ำมันต่างๆ และได้มอบหมายให้กระทรวงพาณิชย์ ดําเนินการออกประกาศต่อไป ซึ่งกระทรวงพาณิชย์ได้ดําเนินการออกประกาศกระทรวงพาณิชย์ ฉบับที่ 4 (พ.ศ. 2538) เรื่อง กําหนดคุณภาพของน้ำมันเบนซิน ลงวันที่ 8 กันยายน 2538 เพื่อยกเลิกคุณภาพน้ำมันเบนซินที่มีสารตะกั่วและกําหนดคุณภาพน้ำมันเบนซินพิเศษไร้สารตะกั่วชนิดใหม่ที่มีสารเคลือบบ่าวาล์วอยู่ โดยให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2539 เป็นต้นไป นอกจากนี้ในส่วนของกรมโยธาธิการ ได้เชิญบริษัทผู้ค้าน้ำมันมาร่วมพิจารณายกร่างประกาศ กรมโยธาธิการเกี่ยวกับการกําหนดขนาดหัวจ่ายน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว ซึ่งผสมสารเคลือบบ่าวาล์วแล้ว และ ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาตรวจสอบร่างประกาศฯ ก่อนออกประกาศบังคับใช้ต่อไป
3. สถานการณ์การจําหน่ายในปัจจุบันนั้น การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) เป็นผู้ค้าน้ำมัน รายแรกที่ยกเลิกการจําหน่ายน้ำมันเบนซินที่มีตะกั่วตั้งแต่วันที่ 15 กรกฎาคม 2538 ซึ่งเป็นการยกเลิกการจําหน่ายน้ำมันเบนซินที่มีสารตะกั่วเป็นการล่วงหน้าก่อนที่จะใช้เป็นมาตรการบังคับประมาณ 6 เดือน และในปัจจุบันผู้ค้าน้ำมันอื่น ๆ เช่น บริษัท สยามสหบริการ จํากัด บริษัท พี.ซี. สยามปิโตรเลียม จํากัด ได้ยกเลิกการจําหน่ายน้ำมันเบนซินที่มีสารตะกั่วแล้วเช่นกัน ซึ่งทําให้ปริมาณการจําหน่ายน้ำมันเบนซินไร้สารตะกั่ว ในเดือนสิงหาคม 2538 มีปริมาณ 438.14 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราร้อยละ 83 ของการจําหน่ายน้ำมันเบนซินทั้งหมด โดยส่วนที่เหลือเป็นการจําหน่ายน้ำมันเบนซินที่มีสารตะกั่ว เป็นปริมาณ 92.80 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราร้อยละ 17 ของการจําหน่ายน้ำมันเบนซินทั้งหมด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
1.1 ราคาน้ำมันดิบ ราคาน้ำมันดิบในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2538 (มกราคม-พฤษภาคม) ได้ปรับตัวสูงขึ้น โดยเฉลี่ยสูงขึ้นจากปี 2537 ถึง 2 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล สาเหตุสําคัญที่ผลักดันให้ราคาสูงขึ้นในระยะนี้ คือ
• การลดปริมาณการผลิตของกลุ่มโอเปคลง 320,000 บาร์เรลต่อวัน และยืนยันจะไม่มี การปรับเพดานการผลิตเพิ่มขึ้นในช่วงนี้ ซึ่งประเทศซาอุดิอาระเบียและอิหร่านพยายามควบคุมการผลิตตาม โควต้าที่ได้รับ และประเทศไนจีเรียมีปริมาณการผลิตที่ลดลงเนื่องจากประสบปัญหาที่แหล่งผลิต
• อิรัคได้ปฏิเสธข้อเสนอของคณะมนตรีความมั่นคงแห่งสหประชาชาติที่ยินยอมให้อิรัค ทําการส่งออกน้ำมันในมูลค่า 2 พันล้านเหรียญสหรัฐ ในระยะเวลา 6 เดือน
• โรงกลั่นน้ำมันยุโรปเริ่มเปิดดําเนินการในเดือนเมษายนหลังจากที่ปิดซ่อมบํารุง ทําให้ มีความต้องการน้ำมันดิบเพื่อใช้ในการกลั่นมากขึ้น ประกอบกับมีแรงซื้อจากโรงกลั่นน้ำมันในสหรัฐอเมริกา มากขึ้น เนื่องจากมีปริมาณการสํารองน้ำมันเบนซินอยู่น้อย จึงต้องเร่งกลั่นเพื่อรองรับฤดูร้อนซึ่งจะมีการใช้ น้ำมันเบนซินสําหรับรถยนต์มากขึ้น
• ในเดือนพฤษภาคม สหรัฐอเมริกาประกาศคว่ำบาตรอิหร่าน ทําให้สหรัฐอเมริกาเปลี่ยนไปซื้อน้ำมันจากแหล่งอื่นมาทดแทนที่เคยซื้อจากอิหร่านถึง 500,000 บาร์เรลต่อวัน และอิหร่านยังไม่สามารถขายให้ผู้อื่นแทนสหรัฐอเมริกาได้ จึงเป็นผลทําให้ตลาดมีการแข่งขันการซื้อน้ำมันมากขึ้น
• สําหรับราคาในช่วงเดือนมิถุนายน-เดือนกันยายน 2538 ได้ปรับลดลง 1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล สาเหตุสําคัญที่ผลักดันให้ราคาลดลงในระยะนี้ คือ ปริมาณการผลิตน้ำมันที่เพิ่มสูงขึ้นจากทุกแหล่งทั่วโลก ทั้งจากประเทศผู้ผลิตกลุ่มโอเปคเองและนอกกลุ่มโอเปค ในขณะที่การขยายตัวทางเศรษฐกิจเกิดขึ้นช้ากว่าที่คาดการณ์ไว้ นอกจากนี้ยังมีเชื้อเพลิงประเภทอื่นที่เป็นคู่แข่งสําคัญคือ ก๊าซธรรมชาติซึ่งมีราคาถูกกว่า ซึ่งการประชุมกลุ่มโอเปคในเดือนมิถุนายนที่ผ่านมาก็ได้ส่งผลกระทบต่อตลาดน้ำมันไม่น้อยเช่นกัน โดยโอเปคอาจพิจารณาเพิ่มโควต้าการผลิตในปีหน้าเพื่อรักษาส่วนแบ่งการตลาดด้วย ในขณะเดียวกัน จากปริมาณการผลิตน้ำมันดิบทั่วโลกนอกกลุ่มโอเปคซึ่งมีปริมาณที่เพิ่มขึ้นมากในเดือนกรกฎาคม เป็นผลทําให้ราคาน้ำมันดิบมีการปรับลดลงและมีแรงกดดันที่ทําให้ราคาลดลงไปอีก และจากสถานการณ์ของอิหร่านได้คลี่คลายลงเมื่อเริ่มขายน้ำมันให้กับลูกค้าในยุโรปแทนสหรัฐอเมริกาได้ และประเทศมาเลเซียหยุดซ่อมบํารุงโรงกลั่นในเดือนกรกฎาคม จึงทําให้มีน้ำมันดิบทาปีสของมาเลเซียเหลือออกสู่ตลาดมากขึ้น
1.2 ราคาน้ำมันสําเร็จรูป ราคาน้ำมันสําเร็จรูปโดยทั่วไปสูงขึ้นจากปี 2537 แต่ยังสูงขึ้นน้อยกว่า ราคาน้ำมันดิบ ทําให้โรงกลั่นน้ำมันมีรายได้ลดลง สาเหตุเกิดจากการขยายกําลังการกลั่นในหลายประเทศ โดยเฉพาะในทวีปเอเชีย ทําให้มีน้ำมันสําเร็จรูปออกสู่ตลาดมากขึ้น
1.3 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นในประเทศ เปลี่ยนแปลงขึ้นลงตามราคาน้ำมันสําเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ในช่วงแคบๆ โดยมีการปรับราคาสูงขึ้นในช่วงไตรมาสที่ 1 และ 2 แล้วปรับลดราคาลงในช่วงไตรมาส 3 ทั้งนี้ ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นในประเทศจะปรับขึ้น-ลงตามราคาน้ำมันสําเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์ ในช่วงระยะเวลาประมาณ 2 สัปดาห์
1.4 ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศ เปลี่ยนแปลงตามราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น โดยจะมีการปรับราคาตามราคาขายส่งในระยะเวลาประมาณ 1 สัปดาห์เท่ากัน ไม่ว่าจะเป็นการขึ้นราคาหรือลงราคา กล่าวคือ มีการเปลี่ยนแปลงในลักษณะ “ขึ้นเร็วลงเร็ว”
1.5 แนวโน้มราคาน้ำมันดิบ ในช่วงไตรมาสสุดท้ายของปี 2538 นี้ คาดว่าราคาน้ำมันในตลาด โลกจะไม่สูงขึ้นตามที่กลุ่มโอเปคคาดหวัง แต่อาจจะลดลงเนื่องจาก การคาดการณ์ของผู้เชี่ยวชาญน้ำมัน คาดว่าการผลิตน้ำมันของกลุ่มโอเปคในระยะต่อไป จะใกล้เคียงกับโควต้าแต่ปริมาณการผลิตน้ำมันโลกจะเพิ่มขึ้นจากการผลิตของประเทศนอกกลุ่มโอเปค ในหลายๆประเทศ เช่น บราซิล อาร์เจนตินา โคลัมเบีย มาเลเซีย สําหรับปริมาณการใช้จะเพิ่มขึ้นด้วย เช่นกัน โดยทาง International Energy Agency (IEA) คาดว่าปริมาณการใช้จะเพิ่มขึ้น 1.2 ล้านบาร์เรลต่อวัน ในขณะที่การผลิตของกลุ่มนอกโอเปคจะเพิ่มขึ้น 0.9 ล้านบาร์เรลต่อวัน และ Nymex and IPE Futures Markets ได้ประมาณราคาน้ำมันดิบ สําหรับไตรมาสที่ 4(2538) และไตรมาสที่ 1(2539) ว่าราคามีแนวโน้มลดลงกว่าปัจจุบัน และยังมีความไม่แน่นอนว่าอิรักจะกลับมาเป็นประเทศผู้ส่งออกน้ำมันอีกครั้งหนึ่งหรือไม่ ถ้าอิรักกลับมาเป็นผู้ส่งออกน้ำมันได้อีก กลุ่มโอเปคจะต้องจัดสรรโควต้าการผลิตกันใหม่อีกครั้งหนึ่ง ซึ่งคงจะเป็นปัญหาพอสมควรกับการที่สมาชิกหลายประเทศที่ได้ผลิตน้ำมันเพิ่มมาถึง 5 ปี จะต้องลดการผลิตตัวเองลง จึงคาดว่าถ้าอิรักกลับมาผลิตน้ำมันส่งออกอีกครั้งหนึ่งจะทําให้ราคาน้ำมันขาดเสถียรภาพไประยะหนึ่ง อาจต้องใช้เวลาประมาณ 3-6 เดือนกว่าราคาจะกลับมามีเสถียรภาพขึ้นอีก แต่ทั้งนี้ก็ต้องขึ้นอยู่กับปัจจัยอื่น ๆ เช่น การผลิตของกลุ่มนอกโอเปค ปัญหาการเมืองระหว่างประเทศ เป็นต้น
2. การกํากับดูแลการกําหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2536 ได้มีมติให้มีการกํากับดูแลการกําหนดราคาจําหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิง ณ สถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงทั่วประเทศ และต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2538 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ให้กรมการค้าภายในและ สพช. ร่วมกันพิจารณาปรับปรุงมาตรการ ในการกํากับดูแลการกําหนดราคาและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น ซึ่งกรมการค้า ภายในและ สพช. ได้ประชุมหารือร่วมกันในวันที่ 28 มิถุนายน 2538 ผลการประชุมสรุปได้ดังนี้ มาตรการกํากับดูแลราคาและค่าการตลาด ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2536 ยังมีความเหมาะสมที่จะใช้ปฏิบัติต่อไปโดยไม่ต้องมีการแก้ไขปรับปรุงแต่อย่างใด ซึ่งหาก สพช. ทําการกํากับดูแลการกําหนดราคาของสถานีบริการ แล้วพบว่าสถานีบริการกําหนดราคาขายปลีกเกินเหมาะสม สพช. จะเป็นผู้ดําเนินการแก้ไขโดยใช้มาตรการต่าง ๆ ที่กําหนดไว้ในมติคณะรัฐมนตรี หากไม่เป็นผล สพช. จะส่งเรื่องให้ กรมการค้าภายในเป็นผู้ดําเนินการ โดยอาศัยอํานาจตามพระราชบัญญัติกําหนดราคาสินค้าและป้องกันการผูกขาด พ.ศ.2522
3. ผลการดําเนินการกํากับดูแลการกําหนดราคาในปี 2538 (เดือนมกราคม - สิงหาคม) จากรายงานราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 15 ของทุกเดือนของสํานักงานพาณิชย์จังหวัดทั่วประเทศ พบว่ามีสถานีบริการจําหน่ายน้ำมันราคาเกินเหมาะสมโดยเฉลี่ยเดือนละ 79 สถานี หรือ ร้อยละ 1.29 ของจํานวนสถานีบริการทั่วประเทศ ทั้งนี้ เมื่อเทียบกับปี 2537 ซึ่งมีจํานวนสถานีบริการจําหน่ายน้ำมันราคาเกินเหมาะสม โดยเฉลี่ยต่อเดือน 117 สถานี หรือ ร้อยละ 2.37 ของสถานีบริการทั้งหมด จะเห็นว่าปริมาณลดลงประมาณหนึ่งในสาม และเมื่อพิจารณาเป็นรายภาคและรายผู้ค้าน้ำมันแล้วก็มีปริมาณลดลงมากเช่นกัน ซึ่งเป็นผลจากการกํากับดูแลราคาขายปลีกตามมติคณะรัฐมนตรีประสบผลสําเร็จมากขึ้น ทําให้การเปลี่ยนแปลงราคาขายปลีก ณ สถานีบริการในต่างจังหวัดมีลักษณะ “ขึ้นเร็วลงเร็ว” มากขึ้น ประกอบกับสภาพการแข่งขันของตลาดน้ำมันในต่างจังหวัดสูงขึ้น เนื่องจากมีการก่อสร้างสถานีบริการเพิ่มมากขึ้น นอกจากนี้ยังมีสถานีบริการของผู้ค้าน้ำมันรายย่อยอื่น ๆ เกิดขึ้นมาก และมีสถานีบริการหลายรายเปลี่ยนแปลงเครื่องหมายการค้า โดยเปลี่ยนไปรับน้ำมันจากผู้ค้าน้ำมันที่สามารถขายน้ำมันให้ในราคาถูกที่สุด และทําให้สถานีบริการเหล่านี้สามารถขายน้ำมันได้ ในราคาต่ำกว่าสถานีบริการโดยทั่วไป รวมทั้งยังมีการแข่งขันกันด้านอื่น ๆ เพิ่มขึ้น เช่น ด้านคุณภาพน้ำมัน (การเพิ่มค่าออกเทน) รูปแบบของสถานีบริการที่ดูแปลกใหม่ สวยงาม และการบริการที่ดียิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดําเนินงานในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2538 ได้มีมติเห็นชอบตามข้อเสนอของ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 1/2538 (ครั้งที่ 49) เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2538 ให้กําหนดมาตรการในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง รับไปดําเนินการ และรายงานผลการดําเนินงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมทุกครั้ง
2. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมครั้งที่ 3/2538 (ครั้งที่ 51) เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2538 ได้พิจารณาเรื่อง การดําเนินการในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง และมีมติเห็นชอบในหลักการของร่างประกาศเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักรไทย เพื่อกําหนดเขตต่อเนื่องในท้องทะเลบริเวณถัดออกไปจากน่านน้ำอาณาเขตเป็นระยะทางไม่เกิน 24 ไมล์ทะเลจากชายฝั่งรวมทั้ง ร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ.... ตามที่คณะอนุกรรมการพิจารณาร่างกฎหมายการปฏิบัติงานศุลกากรในเขตต่อเนื่องเสนอ โดยมอบหมายให้สํานักงานคณะกรรมการกฤษฎีการับไปพิจารณาตรวจร่างต่อไป และให้กําหนดมาตรการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติม สําหรับคลังน้ำมันที่กรมสรรพสามิตไม่มีอํานาจติดตั้งมาตรวัด โดยให้กรมสรรพสามิตและกรมสรรพากรรับไปดําเนินการติดตั้งมาตรวัดในคลังน้ำมันที่อยู่ชายฝั่งก่อน โดยอาศัยอํานาจตามกฎหมายของกรมสรรพากรในเรื่องภาษีมูลค่าเพิ่ม และมอบหมายให้กรมโยธาธิการติดตามข้อมูลการก่อสร้างคลังน้ำมันชายฝั่ง ซึ่งหากมีการก่อสร้างคลังเพิ่มขึ้นให้แจ้งกรมสรรพสามิตและกรมสรรพากรทราบ เพื่อดําเนินการต่อไป
3. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 มิถุนายน 2538 ได้พิจารณาข้อเสนอของคณะ กรรมการฯ พร้อมกับพิจารณาร่างประกาศเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักรไทย ร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ.ศ. และร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ซึ่งทางสํานักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้ตรวจพิจารณาเรียบร้อยแล้ว และโดยที่กระทรวงการต่างประเทศได้เสนอร่างประกาศเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักรไทย และร่างพระราชบัญญัติว่าด้วยการปฏิบัติการของพนักงานเจ้าหน้าที่ในเขตต่อเนื่อง เพื่อป้องกันและปราบปรามการกระทําผิด พ.ศ. .... ซึ่งคณะกรรมการกฎหมายทะเล กระทรวงการต่างประเทศ ได้ร่างขึ้น คณะรัฐมนตรีจึงมีมติเห็นชอบตามข้อเสนอของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในเรื่องการดําเนินการในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง และเห็นชอบ รางประกาศเขตต่อเนื่อง ของราชอาณาจักรไทย ที่สํานักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้ตรวจพิจารณาแล้ว และให้นําความกราบบังคมทูลพระกรุณาขอพระราชทานพระบรมราชานุญาตให้ประกาศต่อไป ส่วนร่างพระราชบัญญัติศุลกากร (ฉบับที่ ..) พ.ศ.... และร่างพระราชบัญญัติการเดินเรือในน่านน้ำไทย (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ที่สํานักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ได้ตรวจพิจารณาแล้ว ให้ทางสํานักงานคณะกรรมการกฤษฎีกานํากลับไปพิจารณาประกอบกับร่างพระราชบัญญัติว่าด้วยการปฏิบัติการฯที่กระทรวงการต่างประเทศเสนอมาและนําเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป
4. หน่วยงานต่าง ๆ ได้ดําเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวแล้ว และได้รายงานผลการดําเนินการ แก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อทราบ ดังนี้
4.1 กรมศุลกากร
(1) ได้ดําเนินการตรวจสอบเรือขนส่งน้ำมันของ กฟผ. และ ปตท. เช่นเดียวกับเรือของผู้ค้าน้ำมันรายอื่นอย่างเคร่งครัด และได้มีหนังสือแจ้งให้ ปตท. และ กฟผ. ทราบแล้ว
(2) คณะทํางานเพื่อทําหน้าที่ตรวจสอบการลักลอบนําเข้าน้ำมัน ได้สั่งการให้กองป้องกัน และปราบปรามและด่านศุลกากร จัดกําลังเจ้าหน้าที่และเรือตรวจการณ์การขนส่งน้ำมันทั้งทางด้านทะเลอันดามัน และอ่าวไทย รวมทั้งจัดเพิ่มสายสืบเฝ้าตรวจสอบการขนส่งน้ำมันทางบก ทั้งคลังที่ได้รับอนุมัตินําเข้าและคลังที่ไม่ได้รับอนุมัติให้นําเข้า แต่ไม่พบการกระทําความผิดแต่อย่างใด
(3) ได้จัดเจ้าหน้าที่ไปทําการตรวจสอบเรือนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงทุกลําอย่างเข้มงวดเป็น เวลา 1 เดือน หลังจากที่กระทรวงพาณิชย์ได้ออกประกาศกระทรวงพาณิชย์ว่าด้วยการนําสินค้าเข้ามาใน ราชอาณาจักร (ฉบับที่ 11) พ.ศ. 2538 ลงวันที่ 24 พฤษภาคม 2538 มีผลใช้บังคับแล้ว ซึ่งปรากฏว่าถูกต้องตามระเบียบของกรมศุลกากรทุกประการ
(4) กรมศุลกากรได้ออกคําสั่งทั่วไปกรมศุลกากร ที่ 13/2538 เรื่อง เพิ่มเติมประมวล ระเบียบปฏิบัติศุลกากร พ.ศ. 2530 หมวดที่ 17 บทที่ 08 ข้อที่ 02(ก) ว่าด้วยหลักเกณฑ์ในการดําเนินคดี การลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 31 มีนาคม 2538 เพื่อปรับปรุงแนวทางการดําเนินคดีของกรม ศุลกากรให้รัดกุมยิ่งขึ้น
(5) นอกจากนี้ กรมศุลกากรยังได้เพิ่มมาตรการสนับสนุน โดยจัดให้มีการติดตามและ ตรวจสอบเรือประมงดัดแปลงที่ถูกจับกุม และเจ้าของเรือหรือผู้มีสิทธิ์ที่ได้ยื่นคําร้องขอรับเรือของกลางไปเก็บ รักษาเองว่ามีการนําไปใช้เพื่อลักลอบนําเข้าหรือไม่ ซึ่งหากพบว่าฝ่าฝืนกรมศุลกากรจะยึดเรือคืนและบังคับ สัญญาประกันทัณฑ์บน รวมทั้งดําเนินการสืบสวนติดตามพฤติกรรมเรือประมงดัดแปลงหรือเรือบรรทุกน้ำมัน ต่างประเทศ ที่เคยถูกจับกุมหรืออยู่ในข่ายต้องสงสัยด้วย
4.2 กรมสรรพสามิต
(1) จัดทําโครงการติดตั้งมาตรวัดและอุปกรณ์วัดน้ำมันด้วยคอมพิวเตอร์ เพื่อติดตั้ง ณ คลังชายฝั่ง โดยขณะนี้ได้ผ่านขั้นตอนการคัดเลือกทางด้านเทคนิคแล้ว และอยู่ระหว่างการพิจารณาข้อเสนอด้านราคาอยู่ ซึ่งคาดว่าจะตกลงผลการประกวดราคาและทําสัญญาได้ในเดือนตุลาคม 2538 ส่วนการ ติดตั้งคาดว่าจะแล้วเสร็จทั้ง 42 แห่ง ภายในเดือนพฤษภาคม 2539 นอกจากนี้ กรมสรรพสามิตยังได้จัดตั้งห้อง Operation Room เพื่อรับรายงานการ เคลื่อนย้ายและขนส่งน้ำมันในทะเลจากโรงกลั่นน้ำมันไปยังคลังน้ำมันชายฝั่ง เพื่อป้องกันการลักลอบเดินเรือ ออกนอกเส้นทางเพื่อไปรับน้ำมันหนีภาษี ทั้งนี้กรมสรรพสามิตได้ประสานงานกับหน่วยงานอื่น ๆ โดยเฉพาะ กรมทะเบียนการค้าในการรับข้อมูลการนําเข้าที่ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 ต้องแจ้งแก่กรมทะเบียนการค้า ตามเงื่อนไขที่กําหนดไว้ในประกาศกระทรวงพาณิชย์ว่าด้วยการนําสินค้าเข้ามาในราชอาณาจักร (ฉบับที่ 106) พ.ศ. 2538 ลงวันที่ 24 พฤษภาคม 2538
(2) ได้ระดมกําลังเจ้าหน้าที่เข้าควบคุมคลังน้ำมันชายฝั่งทั่วประเทศอย่างเข้มงวด โดยการ ซีลผนึกท่อทางรับ-จ่ายน้ำมัน รวมทั้งให้เจ้าหน้าที่สรรพสามิตที่ประจําในโรงกลั่นน้ำมันแจ้งข้อมูลการจ่ายน้ำมันจากโรงกลั่นให้สรรพสามิตปลายทางทราบทุกครั้ง และทําการตรวจสารเพิ่มคุณภาพน้ำมันที่สถานีบริการชายฝั่งทุกแห่ง และแก้ไขเพิ่มเติมระเบียบสรรพสามิตว่าด้วยการเก็บและการขนย้ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว พ.ศ. 2537 ให้การขนส่งน้ำมันออกจากคลังหรือโอนย้ายน้ำมันระหว่างคลังตั้งแต่ 50,000 ลิตร ขึ้นไป ต้องแจ้งสรรพสามิต
(3) การดําเนินการดังกล่าว โดยเฉพาะการซีลผนึกท่อทางรับ-จ่ายคลังน้ำมัน รวมทั้งการ ปฏิบัติการอื่น ๆ มีผลให้การจัดเก็บภาษีผลิตภัณฑ์น้ำมันตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2537 – สิงหาคม 2538 (10 เดือน) สูงกว่าปีก่อนในช่วงระยะเดียวกันถึงร้อยละ 18
4.3 กรมสรรพากร ได้มีการกําหนดให้มีการจัดเก็บภาษีมูลค่าเพิ่มจากสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงด้วยระบบมิเตอร์หัวจ่าย โดยออกประกาศกรมสรรพากรเกี่ยวกับภาษีมูลค่าเพิ่ม (ฉบับที่ 60) เรื่อง กําหนดลักษณะและเงื่อนไขของการประกอบกิจการขายสินค้าหรือให้บริการรายย่อย การออกใบกํากับภาษีของผู้ประกอบการจดทะเบียน ตามมาตรา 86/8 แห่งประมวลรัษฎากร และการเก็บรักษารายงานตาม มาตรา 87/3 แห่งประมวลรัษฎากร นอกจากนี้ได้กําหนดระบบการควบคุมการรับมอบน้ำมันให้รัดกุมยิ่งขึ้นด้วย และ กรมสรรพากรได้สั่งการให้เจ้าหน้าที่เข้าตรวจสอบสถานีบริการน้ำมันต่างๆ โดยเน้นให้ ตรวจสอบภาษีสถานีบริการที่ไม่ยอมเข้าอยู่ในระบบมิเตอร์หัวจ่ายเป็นพิเศษด้วย
4.4 กระทรวงพาณิชย์ ได้มีการขอความร่วมมือจากบริษัทน้ำมันที่มีโรงกลั่นในสิงคโปร์ ให้แจ้งรายละเอียดของเรือ บรรทุกน้ำมันที่รับน้ำมันจากโรงกลั่นในสิงคโปร์และมีจุดหมายปลายทางมายังประเทศไทยแล้ว และได้รับแจ้งข้อมูลจาก บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จํากัด เพียงรายเดียวซึ่งข้อมูลดังกล่าวตรงกับข้อมูลตามเงื่อนไข และได้ออกประกาศกระทรวงพาณิชย์ ว่าด้วยการนําสินค้าเข้ามาในราชอาณาจักร (ฉบับที่ 11) พ.ศ. 2538 เพื่อกําหนดเงื่อนไขในการนําเข้าน้ำมันให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 ทุกราย ต้องแจ้งรายละเอียดการนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงทันทีที่เรือเดินทางออกจากประเทศสิงคโปร์ ปรากฏว่ารายละเอียดส่วนใหญ่ถูกต้อง ซึ่งข้อมูลดังกล่าวกรมทะเบียนการค้าได้นําส่งแก่ สพช. และกรมสรรพสามิต เพื่อทราบด้วย รวมทั้งกรมทะเบียนการค้าได้ดําเนินโครงการตรวจสอบหาสารเติมแต่ง (Additives) ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากสถานีบริการทั่วประเทศ ซึ่งปรากฏว่า จากผลการตรวจสอบน้ำมัน จํานวน 3,000 ตัวอย่างพบน้ำมันที่มีปริมาณสารเติมแต่งน้อยกว่าปริมาณที่บริษัทผู้ค้าได้แจ้งไว้แก่กระทรวงพาณิชย์ จํานวน 1,232 ตัวอย่าง คิดเป็นร้อยละ 25 ของตัวอย่างทั้งหมดที่ตรวจสอบ โดยพบความผิดมากที่สุดในภาคใต้บริเวณจังหวัดชุมพร คิดเป็นร้อยละ 53.6 นครศรีธรรมราช ร้อยละ 44.6 สตูล ร้อยละ 41.2 ปัตตานี ร้อยละ 40.7 ตรัง ร้อยละ 39.5 และสุราษฎร์ธานี ร้อยละ 35.8
4.5 กรมเจ้าท่า ได้มีคําสั่งที่ 307/2538 ลงวันที่ 13 มีนาคม 2538 ให้สํานักงานเจ้าท่าภูมิภาคและ สํานักงานเจ้าท่าภูมิภาคสาขาที่มีเขตอํานาจครอบคลุมพื้นที่ที่มีเรือประมง ให้จัดเวรตรวจสอบใบอนุญาตใช้เรือ ใบทะเบียนเรือไทย ประกาศนียบัตรผู้ควบคุมเรือ และผู้ควบคุมเครื่องจักรของเรือประมงที่เข้าจอดเทียบท่า หรือแพปลา และหากพบผิดให้ลงโทษอย่างเฉียบขาด โดยให้รายงานผลต่อกรมเจ้าท่าทุกสัปดาห์
4.6 กระทรวงมหาดไทย ได้มีคําสั่งกระทรวงมหาดไทย ที่ 140/2538 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการอํานวยการป้องกัน ปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง ลงวันที่ 31 มีนาคม 2538 เพื่อจัดรูปองค์การในการกํากับ และประสานการปฏิบัติงานให้บังเกิดผลอย่างแท้จริง
4.7 กรมตํารวจ ได้ดําเนินการออกคําสั่งปฏิบัติการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงโดยผิดกฎหมาย โดยการจัดตั้งศูนย์ปฏิบัติการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงโดยผิดกฎหมาย “นม 001” เพื่อปฏิบัติการปราบปรามการค้าน้ำมันลักลอบนําเข้าในช่วง 17 มีนาคม - 30 กันยายน 2538 ไปแล้ว นั้น เนื่องจากกรมตํารวจได้ประเมินว่าสถานการณ์การลักลอบนําเข้า น้ำมันเชื้อเพลิงโดยผิดกฎหมายในระยะต่อไปจะไม่รุนแรงเช่นที่ผ่านมา และสมควรที่กรมตํารวจจะได้ปรับแผนการในการป้องกันและปราบปรามให้เหมาะสม โดยได้อนุมัติให้ยกเลิกคําสั่งปฏิบัติการในการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงโดยผิดกฎหมาย “นม 001” และได้ออกแผน ปฏิบัติการป้องกันและปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง “นม 002” โดยมอบหมายให้หน่วยงานปกติของกรมตํารวจรับผิดชอบในการดําเนินการแทน
4.8 กองทัพเรือ ได้มีคําสั่ง (เฉพาะ) ลับที่ 98/2538 ลงวันที่ 28 เมษายน 2538 เรื่อง การป้องกันและปราบปรามการลักลอบค้าน้ำมันในทะเล เพื่อจัดตั้งศูนย์อํานวยการเฉพาะกิจป้องกัน และปราบปรามการลักลอบค้าน้ำมันในทะเล โดยมุ่งเน้นการสืบหาข่าว การติดตามและจับกุมเรือประมงดัดแปลงเรือน้ำมันขนาดเล็ก หรือเรือบรรทุกน้ำมันที่จดทะเบียนในต่างประเทศที่มีการขนถ่ายน้ำมันนอกทะเลอาณาเขตของไทยด้วยเรือและอากาศยานที่มีอยู่
5. สถานการณ์ในปัจจุบันสรุปได้ ดังนี้
5.1 สรุปการจับกุมของหน่วยงานต่าง ๆ ตั้งแต่มกราคม - กันยายน 2538 ได้มีการจับกุม รวมทั้งสิ้น 63 ราย เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงปริมาณ 2,616,264 ลิตร โดยเป็นการจับกุมคดีลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง 25 ราย ได้ของกลางเป็นน้ำมันเชื้อเพลิง 2,371,942 ลิตร และเป็นการจับกุมคดีอื่น ๆ เช่น ประกอบการค้าโดยไม่มีใบอนุญาตเป็นผู้ค้ามาตรา 6 ทวิ เป็นต้น จํานวน 38 ราย เป็นน้ำมันเชื้อเพลิง 244,322 ลิตร ซึ่งการจับกุมในปี 2538 ในช่วงระยะเวลาเพียง 9 เดือนนี้ เพิ่มขึ้นจากปี 2537 ซึ่งมีการจับกุมคดีลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงทั้งปี จํานวน 39 ราย ได้น้ำมันเชื้อเพลิงเป็นของกลาง 1,965,268 ลิตร โดยสามารถจับกุมได้เพิ่มขึ้นจํานวน 24 ราย เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงรวม 650,996 ลิตร คิดเป็นอัตราจับกุมเพิ่มร้อยละ 33
5.2 ปริมาณการจําหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตั้งแต่เดือนมกราคม 2538 เป็นต้นมา มีแนวโน้ม แสดงว่าการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงได้ลดลงในระดับหนึ่ง โดยในช่วงมกราคม - พฤษภาคม 2538 (รวม 5 เดือน) มีการจําหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วรวม 6,442 ล้านลิตร ซึ่งสูงกว่าช่วงเดียวกันของปีก่อน ซึ่งมีการจําหน่ายรวม 5,290 ล้านลิตร หรือ เพิ่มขึ้นประมาณ 1,151 ล้านลิตร คิดเป็นอัตราเพิ่มร้อยละ 22 แต่มี ข้อสังเกตว่าปริมาณการจําหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตั้งแต่เดือนมิถุนายน 2538 และกรกฎาคม 2538 ได้เริ่มมีแนวโน้มลดลงโดยในเดือนกรกฎาคม 2538 ปริมาณการจําหน่ายรวม 1,294 ล้านลิตร ลดลงจากเดือนมิถุนายน 2538 ซึ่งมีปริมาณ 1,352 ล้านลิตร หรือลดลงประมาณ 58 ล้านลิตร คิดเป็นอัตรา ร้อยละ 4 ทั้งนี้สาเหตุอาจจะเนื่องมาจากปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้ลดลง เพราะสภาวะฝนตกและน้ำท่วมทําให้การคมนาคมไปมาไม่สะดวกหรืออาจจะมีการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มสูงขึ้นในช่วงนี้ หรือทั้งสองอย่าง
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดําเนินการในการแก้ไขปัญหาการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงของหน่วยงานต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้อง
2. ให้กรมตํารวจรับไปดําเนินการจัดตั้งหน่วยเฉพาะกิจเพื่อปฏิบัติการป้องกันและปราบปราม การลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงโดยผิดกฎหมายที่ได้ยุบไปแล้วขึ้นอีกครั้งหนึ่ง และให้ดําเนินการกวดขัน ปราบปรามการลักลอบนําเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างเต็มที่ ทั้งนี้ ให้เริ่มดําเนินการตั้งแต่สัปดาห์หน้าเป็นต้นไป และให้รายงานผลการดําเนินการให้ทราบในการประชุมครั้งต่อไป
3. มอบหมายให้สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไป ดําเนินการพิจารณาที่จะให้มีหน่วยงานเอกชนทําหน้าที่ตรวจสอบพฤติการณ์ของคลังน้ำมันต่างๆ โดยให้ผู้ค้า น้ำมันสนับสนุนค่าใช้จ่ายในการดําเนินการ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการดําเนินงานตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งมีผลบังคับใช้เป็นกฎหมายตั้งแต่วันที่ 3 เมษายน 2535 มีเจตนารมย์ที่จะส่งเสริมให้เกิดวินัยในการอนุรักษ์พลังงานและให้มีการดําเนินการลงทุนในการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานและอาคาร โดยใช้มาตรการบังคับควบคู่ไปกับการให้สิ่งจูงใจ กล่าวคือได้มีการจัดตั้งกองทุนเพื่อให้การสนับสนุนทางการเงินแก่ผู้ประสงค์ที่จะเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ในขณะเดียวกัน ก็มีบทลงโทษสําหรับโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมที่ละเลยไม่ปฏิบัติตามกฎกระทรวงที่จะออกตาม พ.ร.บ. ดังกล่าว บทบาทของภาครัฐบาลก็คือ การสร้างและใช้กลไกของรัฐในการให้การสนับสนุน และส่งเสริม การดําเนินการในการประหยัดพลังงานของผู้ใช้พลังงาน ซึ่ง พ.ร.บ. ดังกล่าวมีสาระสําคัญสรุปได้ ดังนี้
1.1 พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จะมีผลบังคับให้มีการดําเนินการอนุรักษ์พลังงานกับเฉพาะผู้ที่ถูกกําหนดเป็นโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมเท่านั้น โดยต้องออกเป็นพระราชกฤษฎีกาเพื่อกําหนดโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม
1.2 พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ให้อํานาจรัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยีและสิ่งแวดล้อม โดยคําแนะนําของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการออกกฎกระทรวงเพื่อกําหนดให้เจ้าของโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมต้องอนุรักษ์พลังงาน ตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานในโรงงาน/อาคารของตนให้เป็นไปตามมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการที่กําหนดในกฎกระทรวง
1.3 พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน กําหนดให้มีเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งมีคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานเป็นผู้บริหารกองทุนฯ โดยเป็นเงินที่ได้มาจากเงินโอนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามที่นายกรัฐมนตรีกําหนด เงินที่ได้จากผู้ผลิตและผู้นําเข้าผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมในอัตราที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติกําหนด เงินที่ได้จากการเก็บค่าธรรมเนียมพิเศษการใช้ไฟฟ้า เงินอุดหนุนจากรัฐบาลเป็นคราว ๆ เงินที่ได้รับจากเอกชนทั้งภายในและภายนอกประเทศ และดอกผลที่ได้จากกองทุนนี้
1.4 พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน มาตรา 42 กําหนดว่าเมื่อพ้นสามปีนับแต่วันที่กฎกระทรวงที่ออกตามมาตรา 9 หรือมาตรา 19 ใช้บังคับ โรงงานควบคุมหรืออาคารควบคุมที่ไม่ปฏิบัติตามกฎกระทรวงต้องชําระค่าธรรมเนียมพิเศษการใช้ไฟฟ้า นอกจากนี้ ยังได้กําหนดโทษอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้องกับการให้ข้อมูลเท็จ และการฝ่าฝืนไม่ปฏิบัติตามกฎกระทรวงอีกด้วย
2. คณะรัฐมนตรีได้ให้ความเห็นชอบร่างพระราชกฤษฎีกากําหนดอาคารควบคุมและกฎกระทรวง ที่เกี่ยวกับอาคารควบคุมดังกล่าวข้างต้นแล้ว และพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัวฯ ได้ทรงลงพระปรมาภิไธย ในพระราชกฤษฎีกา และได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเล่ม 112 ตอน 33 ก ลงวันที่ 14 สิงหาคม 2538 แล้ว ซึ่งจะมีผลบังคับใช้เมื่อพ้นกําหนดหนึ่งร้อยยี่สิบวันนับแต่วันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป ส่วนกฎกระทรวงที่เกี่ยวกับอาคารควบคุมรวม 3 ฉบับ ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีแล้ว เมื่อวันอังคาร ที่ 19 กันยายน 2538 โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ จะได้ลงนามใน กฎกระทรวงฯ และนําประกาศในราชกิจจานุเบกษาต่อไป
3. ในส่วนของร่างพระราชกฤษฎีกากําหนดโรงงานควบคุมและกฎกระทรวงที่เกี่ยวข้องนั้น อยู่ใน ขั้นตอนการพิจารณาของคณะอนุกรรมการพิจารณานโยบายอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งคาดว่าจะได้ข้อยุติและสามารถ นําเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้ในการประชุมครั้งต่อไป
4. คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้นําเสนอแผนงานอนุรักษ์พลังงาน แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลําดับความสําคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมครั้งที่ 4/2537 เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2537 และได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการฯ ให้ออกระเบียบคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ว่าด้วยหลักเกณฑ์และวิธีการขอจัดสรร ขอเงินช่วยเหลือ หรือขอเงินอุดหนุนจากกองทุนฯ แล้ว สําหรับแผนงานอนุรักษ์พลังงานประกอบด้วย 3 แผนงาน 10 โครงการ ซึ่งแยกเป็นกลุ่มตามลักษณะของแผนการดําเนินงานได้ ดังนี้ แผนงานภาคบังคับ โดยมีกรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงานเป็นหน่วยงานรับผิดชอบ แผนงานภาคความร่วมมือ โดยมีสํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเป็นหน่วยงานรับผิดชอบ และแผนงานสนับสนุน โดยมีสํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเป็นหน่วยงานรับผิดชอบ
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานผลการดําเนินงานตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ.2535
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแผนการปรับปรุงระบบผลิตและส่งกระแสไฟฟ้าเพื่อลดการสูญเสียพลังงาน ซึ่งจะเป็นแนวทางหนึ่งในการอนุรักษ์พลังงาน
เรื่องที่ 6 รายงานความก้าวหน้าการดําเนินงานโครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (DSM)
สรุปสาระสำคัญ
1. โครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้าภาคที่อยู่อาศัย ประกอบด้วย 3 โครงการย่อย คือ
1.1 โครงการประชาร่วมใจ ใช้หลอดประหยัดไฟฟ้า โดยบริษัทผู้ผลิตหลอดไฟฟ้ารายใหญ่ของประเทศ ได้ยุติการผลิตและจําหน่ายหลอดฟลูออเรสเซนต์ ขนาด 20 วัตต์ และ 40 วัตต์ และทําการผลิตหลอดขนาด 18 วัตต์ และ 36 วัตต์ แทน ตั้งแต่ปลายเดือนตุลาคม 2537 ซึ่งสามารถยุติการผลิตได้ก่อนกําหนดประมาณ 1 ปี และการส่งเสริมการใช้หลอดตะเกียบประหยัดไฟฟ้า โดยการเปลี่ยนหลอดไส้ธรรมดา (ขนาด 100 วัตต์, 60 วัตต์, 40 วัตต์) เป็นหลอดคอมแพคฟลูออเรสเซนต์ หรือหลอดตะเกียบ (ขนาด 11 วัตต์ หรือ 7 วัตต์) จํานวน 1,509,999 หลอด โดยสํานักงานการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (สจฟ.) จะเปลี่ยนหลอดไฟให้ก่อนและให้ผู้สนใจผ่อนชําระเงินผ่านใบเสร็จค่าไฟฟ้าโดยไม่เสียดอกเบี้ย ซึ่งขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาดําเนินการ
1.2 โครงการประชาร่วมใจ ใช้ตู้เย็นประหยัดไฟฟ้า โดยการติดฉลากแสดงระดับประสิทธิภาพการใช้พลังงานไฟฟ้าของตู้เย็นขนาด 5-6 คิวบิคฟุต ที่ผลิตตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2538 เป็นต้นไป ประสบผลสําเร็จ โดยประชาชนจะเลือกซื้อตู้เย็นที่ติดฉลาก แสดงระดับประสิทธิภาพในระดับสูง ส่วนผู้ผลิตก็ได้ปรับปรุงประสิทธิภาพตู้เย็นเพื่อให้ได้ติดฉลากที่มีระดับ ประสิทธิภาพสูงขึ้นด้วย ขณะนี้อยู่ระหว่างการขยายขอบเขตการติดฉลากแสดงระดับประสิทธิภาพตู้เย็นในทุกขนาดและทุกรุ่น
1.3 โครงการประชาร่วมใจ ใช้เครื่องปรับอากาศประหยัดไฟฟ้า โดยการติดฉลากแสดงระดับประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่องปรับอากาศขนาด 7,000- 24,000 บีทียู/ชั่วโมง สจฟ. อยู่ระหว่างประสานงานกับบริษัทผู้ผลิต เพื่อจัดลําดับการทดสอบ ปัจจุบันได้มี บริษัทผู้ผลิตและจําหน่ายเครื่องปรับอากาศยื่นความจํานงให้ทดสอบประสิทธิภาพเพื่อติดฉลาก จํานวน 40 บริษัท จาก 81 บริษัท และได้มีการทดสอบประสิทธิภาพแล้ว 12 บริษัท คาดว่าจะสามารถติดฉลากเครื่องปรับอากาศได้ในราวเดือนมกราคม 2539
2. โครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรม โดยโครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้าในภาคธุรกิจ หน่วยราชการ และรัฐวิสาหกิจ และโครงการ การจัดการด้านการใช้ไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรม จะมีแนวทางในการดําเนินการที่คล้ายกัน กล่าวคือ สจฟ. ได้ริเริ่มโครงการอาคารสีเขียว (Green Building) สําหรับอาคารของหน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ หรือ อาคารสํานักงานของเอกชนที่มีความต้องการใช้พลังงานไฟฟ้าสูงและประสงค์จะเข้าร่วมโครงการการ ประหยัดไฟฟ้า โดยอาคารที่จะเข้าร่วมโครงการจะต้องมีมาตรการประหยัดพลังงานไฟฟ้า อาทิ เปลี่ยนมาใช้อุปกรณ์ประหยัดไฟฟ้า มีการจัดการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ (Load Management) และจัดการปรับปรุงระบบการป้องกันความร้อนเข้าสู่อาคาร เป็นต้น โดย สจฟ. จะเปลี่ยนอุปกรณ์ประหยัดไฟฟ้าให้ก่อน และให้ผ่อนชําระคืนภายหลัง ทั้งนี้ จะมีการเสนอขอความร่วมมือให้ผู้ร่วมโครงการงดการใช้ไฟฟ้าในช่วงเวลา ที่ กฟผ. ร้องขอ (Voluntary Interruption) ด้วย ปัจจุบันมีอาคารที่เข้าร่วมโครงการ 4 อาคาร ได้แก่ อาคารเซ็นทรัลพลาซ่า ธนาคารแห่งประเทศไทย โรงแรมในเครือดุสิตธานี และอาคาร The Nation นอกจากนี้ ยังมีโครงการทดลองระบบปรับอากาศด้วยระบบกักเก็บความเย็น (Thermal Energy Storage) ซึ่งหมายถึงระบบทําความเย็นเก็บไว้ในรูปของน้ำเย็นหรือน้ำแข็งในเวลากลางคืน และนําความเย็น มาใช้ในเวลากลางวัน โดย สจฟ. จะนํามาทดลองใช้ในโครงการสาธิตระยะแรกที่สํานักงานการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย และห้องประชุมคณะรัฐมนตรี และในระยะที่สองจะนํามาทดลองใช้กับอาคารที่มีระบบ ปรับอากาศขนาดใหญ่ เช่น ห้างเซ็นทรัลพลาซ่า โรงแรมดุสิตธานี และอาคารในโรงพยาบาลจุฬาลงกรณ์ เป็นต้น คาดว่าจะสามารถลดความต้องการใช้ไฟฟ้าในช่วงเวลากลางวันได้ประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ในระยะ 10-15 ปี ในอนาคต
3.โครงการการจัดการความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Management) เป็นการดําเนินการ ด้านเทคโนโลยีการใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ โดยมีการศึกษาถึงความเป็นไปได้ในการพัฒนาเทคโนโลยี ด้านการประหยัดพลังงานมาทดลองใช้ เช่น โครงการทดลองควบคุมการทํางานของเครื่องปรับอากาศโดยใช้ ระบบ Ripple Control ซึ่งเป็นระบบควบคุมจากศูนย์กลาง และโครงการทดลองระบบปรับอากาศด้วยระบบ กักเก็บความเย็น (Thermal Energy Storage) เป็นต้น
4. โครงการส่งเสริมทัศนคติประหยัดไฟฟ้า (Attitude Creation Program) มีแนวทางในการ ดําเนินงาน คือ ในระยะสั้นจะรณรงค์ให้มีการประหยัดไฟฟ้าในรูปของการจัดกิจกรรมต่าง ๆ ส่วนในระยะยาวจะดําเนินการให้มีการเรียนการสอนเพื่อสร้างนิสัยประหยัดไฟฟ้าให้แก่เยาวชนไทย ซึ่งประกอบด้วย
4.1 โครงการส่งเสริมทัศนคติเยาวชน โดยการจัดทําชุดการเรียนและคู่มือเพื่อสร้างนิสัยในการประหยัดไฟฟ้า อยู่ในระหว่างการปรับปรุงต้นฉบับ ประสานงานและจัดพิมพ์ ติดต่อจัดจ้างทําอุปกรณ์ในศูนย์การเรียน เพื่อส่งเสริมการประหยัดไฟฟ้าสําหรับการเรียนการสอนในระดับอนุบาลและระดับมัธยมศึกษาตอนปลาย และโครงการลูกเสือ เนตรนารี ยุวกาชาด และผู้บําเพ็ญประโยชน์ประหยัดไฟฟ้า อยู่ในระหว่างการเตรียมการจัดการสัมมนาเชิงปฏิบัติการเพื่อจัดทําหลักสูตร
4.2 โครงการอาคารสีเขียว โดยจัดทําข่าวเผยแพร่ข้อมูล และตราสัญลักษณ์ของโครงการอาคารสีเขียว เพื่อเผยแพร่ในรายการ วิทยุของกรมประชาสัมพันธ์ รายการโทรทัศน์ และไทยสกายทีวี
5. โครงการประเมินศักยภาพและการประเมินผล (Project Assessment and Project Evaluation) เป็นการติดตามและประเมินผลโครงการเพื่อเป็นการยืนยันว่า การใช้เงินในการดําเนินงานตามโครงการ DSM มีผลในทางปฏิบัติจริงและคุ้มค่า นอกจากนี้ยังสามารถใช้เป็นข้อมูลประกอบในการพิจารณาวางแผนก่อสร้าง โรงไฟฟ้าในอนาคตได้อีกด้วย ส่วนผลการพิจารณาทางด้านเทคนิคสําหรับการจ้างบริษัทที่ปรึกษาเพื่อประเมินผล โครงการ (Independent Monitoring and Evaluation Agency : IMEA) ได้มีบริษัทที่ปรึกษา 4 แห่ง ยื่นข้อเสนอให้ กฟผ. พิจารณา ปรากฏว่า บริษัท Barakat and Chamberlin ได้รับคะแนนสูงสุด และได้เริ่ม ดําเนินงานตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2538 ที่ผ่านมา
6. การพิจารณาเพิ่มเป้าหมาย จากความก้าวหน้าของโครงการต่าง ๆ ที่ได้ดําเนินการมา ทําให้โครงการ DSM ซึ่งมีเป้าหมาย เดิมที่จะลดการใช้ไฟฟ้าในช่วง Peak 238 เมกะวัตต์ ในปี 2540 กําลังพิจารณาเพิ่มเป้าหมายการประหยัดไฟฟ้าใหม่ ซึ่งคาดว่าจะประหยัดการใช้พลังงานไฟฟ้าได้ถึง 3,400 ล้านหน่วย และประหยัดพลังไฟฟ้าได้ 1,400 เมกะวัตต์ โดยยังคงงบประมาณค่าใช้จ่ายโครงการตามเดิม
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดําเนินงานโครงการการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า
2. มอบหมายให้สํานักงานการจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า ประสานงานกับกระทรวงการคลัง ในการลดภาษีนําเข้าอุปกรณ์ประหยัดไฟฟ้า และประสานงานกับสํานักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน ในการพิจารณาให้สิทธิประโยชน์สําหรับโรงงานผลิตอุปกรณ์ประหยัดไฟฟ้าในประเทศไทย
เรื่องที่ 7 รายงานความคืบหน้าการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
สรุปสาระสำคัญ
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว)
1.1 รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป. ลาว ได้ร่วมกันลงนามในบันทึกความเข้าใจเรื่องความร่วมมือ ด้านการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 ณ นครเวียงจันทน์ โดยทั้งสองฝ่ายจะส่งเสริม และร่วมมือกันพัฒนาไฟฟ้า ให้ได้ประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2543 เพื่อจําหน่ายให้กับประเทศไทย และต่อมารัฐมนตรีประจําสํานักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ได้มีคําสั่งสํานักนายกรัฐมนตรี ที่ 116/2536 ลงวันที่ 20 สิงหาคม 2536 เรื่องแต่งตั้งคณะกรรมการประสานความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้า ใน สปป. ลาว (คปฟ.-ล) และคําสั่งสํานักนายกรัฐมนตรี ที่ 135/2537 ลงวันที่ 21 พฤศจิกายน 2537 เรื่องแต่งตั้งกรรมการใน คปฟ.-ล เพื่อติดตามการดําเนินงาน และประสานความร่วมมือกับ สปป. ลาว ให้เป็นไปตามบันทึกความเข้าใจ ขณะเดียวกัน รัฐบาล สปป. ลาว ได้แต่งตั้ง Committee for Energy and Electric Power (CEEP) เพื่อประสานความร่วมมือในการพัฒนาโครงการ ดังกล่าว
1.2 ขณะนี้มีโครงการซึ่งอยู่ระหว่างการศึกษาและพัฒนารวม 10 โครงการ รวมกําลังผลิต ประมาณ 3,603 เมกะวัตต์ โดยเป็นโครงการที่ได้ตกลงราคาค่าไฟฟ้าแล้ว 3 โครงการ และเป็นโครงการซึ่งอยู่ระหว่างการเจรจา 7 โครงการ ดังนี้ โครงการที่ได้ตกลงราคาค่าไฟฟ้าแล้ว รวม 3 โครงการ คือ 1) โครงการน้ำเทิน-หินบุน มีกําลังผลิตติดตั้ง 210 เมกะวัตต์ 2) โครงการน้ำเทิน 2 มีกําลังผลิตติดตั้ง 681 เมกะวัตต์ 3) โครงการห้วยเฮาะ มีกําลังผลิตจ่ายกระแสไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบ 133 เมกะวัตต์ และโครงการที่อยู่ระหว่างการเจรจา รวม 7 โครงการ คือ 1) โครงการโรงไฟฟ้าลิกไนต์หงสา มีกําลังผลิตติดตั้ง 720 เมกะวัตต์ 2) โครงการเซคาตาม-เซคามาน 1 มีกําลังผลิตติดตั้ง 70 เมกะวัตต์ และ 360 เมกะวัตต์ 3) โครงการน้ำเทิน 1 มีกําลังผลิตติดตั้ง 540 เมกะวัตต์ 4) โครงการน้ำงึม 2 มีกําลังผลิตติดตั้ง 300 เมกะวัตต์ 5) โครงการน้ำเทิน 3 มีกําลังผลิตติดตั้ง 190 เมกะวัตต์ 6) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย มีกําลังผลิตติดตั้ง 339 เมกะวัตต์ 7) โครงการน้ำเลิก มีกําลังผลิตติดตั้ง 60 เมกะวัตต์
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศมาเลเซีย
2.1 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 25 เมษายน 2538 อนุมัติตามมติคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศมาเลเซีย โดยให้มีการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากบริษัท Teknologi Tenaga Perlis ประเทศมาเลเซีย ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ ในปี 2540 ในราคาที่เหมาะสม และมอบหมายให้คณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงาน แต่งตั้งคณะอนุกรรมการขึ้นชุดหนึ่งเพื่อรับผิดชอบการเจรจาและการประสานงาน
2.2 รัฐมนตรีประจําสํานักนายกรัฐมนตรี (นายสาวิตต์ โพธิวิหค) ในฐานะประธานคณะกรรมการ พิจารณานโยบายพลังงาน ได้มีคําสั่งคณะกรรมการพิจารณานโยบายพลังงานที่ 5/2538 ลงวันที่ 2 พฤษภาคม 2538 เรื่องแต่งตั้งคณะอนุกรรมการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศมาเลเซีย เพื่อรับผิดชอบการเจรจา และการประสานงานในการรับซื้อไฟฟ้า 300 เมกะวัตต์ จากบริษัท Teknologi Tenaga Perlis
2.3 คณะอนุกรรมการฯ ได้มีการเจรจากับฝ่ายมาเลเซียครั้งแรกเมื่อวันที่ 12 กันยายน 2538 สรุปความคืบหน้าในการเจรจา ได้ดังนี้ บริษัท Teknologi Tenaga Perlis (TTP) จะสร้างโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โดยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าในประเทศมาเลเซีย ขนาด 650 เมกะวัตต์ และเสนอขายกระแสไฟฟ้าให้ กฟผ. จํานวน 300 เมกะวัตต์ แบบ Firm Energy โดยกระแสไฟฟ้าจะส่งผ่านสายส่งไฟฟ้าไปที่ Substation Chuping, Alor Setar, Bedong และ Gurun HVDC Convertor Station ในประเทศมาเลเซียและผ่านสายส่งไฟฟ้าแรงสูงระบบกระแสตรง EGAT-TNB HVDC Link ไปยังสถานีไฟฟ้าแรงสูงคลองแงะในประเทศไทย ซึ่ง TTP ประมาณว่า อัตราค่าไฟฟ้า จะอยู่ในระดับเท่ากับ 5.5 เซนต์สหรัฐฯ ต่อกิโลวัตต์- ชั่วโมง ซึ่งยังไม่รวมค่าส่งผ่านระบบสายส่งของการไฟฟ้ามาเลเซีย แต่ยังไม่มีข้อเสนอทางด้านราคาที่ชัดเจน เพราะรัฐบาลมาเลเซียยังไม่ได้กําหนดนโยบายเกี่ยวกับการใช้สายส่ง และอัตราค่าบริการสายส่ง ทั้งนี้คณะอนุกรรมการฯ ขอให้ TTP พิจารณาราคาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าต่อหน่วยที่รวมค่าผ่านระบบสายส่งของการไฟฟ้ามาเลเซียเสนอคณะอนุกรรมการฯ ขณะเดียวกันให้ กฟผ. และ TTP ร่วมกัน พิจารณารายละเอียดทางด้านเทคนิค และการเชื่อมโยงระบบ โดยตั้งเป้าหมายให้มีการตกลงราคาและเงื่อนไข สําคัญๆ ในการซื้อขายไฟฟ้า ภายในปลายปี 2538 และให้มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในช่วงกลางปี 2539
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 การลดช่องว่างระหว่างราคาน้ำมันในเขตกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค
สรุปสาระสำคัญ
1. จากนโยบายของรัฐบาลที่แถลงต่อรัฐสภา โดยมีนโยบายด้านพลังงานส่วนหนึ่งกําหนดให้มี การปรับปรุงและพัฒนาระบบการขนส่งน้ำมันทางท่อเพื่อลดต้นทุนการขนส่ง และให้น้ำมันมีราคาจําหน่ายปลีก ใกล้เคียงกันทั่วประเทศ สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) จึงได้จัดทําข้อเสนอ เพื่อดําเนินการให้เป็นไปตามนโยบายรัฐบาลดังกล่าว โดยเสนอมาตรการดําเนินการเพื่อลดช่องว่างระหว่างราคาขายปลีกน้ำมันในกรุงเทพมหานครและส่วนภูมิภาค ประกอบด้วย 5 มาตรการ ดังนี้ มาตรการที่ 1 เกลี่ยค่าการตลาดกรุงเทพมหานครและต่างจังหวัด มาตรการที่ 2 ปรับปรุงบัญชีค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง มาตรการที่ 3 ปรับปรุงกฎเกณฑ์ส่งเสริมการตั้งสถานีบริการ มาตรการที่ 4 การขยายหรือสร้างโรงกลั่นในภูมิภาค และมาตรการที่ 5 ส่งเสริมการขนส่งน้ำมันทางท่อ ซึ่งรัฐมนตรีประจําสํานักนายกรัฐมนตรี (นายปิยะณัฐ วัชราภรณ์) ได้พิจารณามาตรการดังกล่าวแล้ว เห็นชอบในหลักการและมอบหมายให้ สพช. นํามาตรการที่ 1 และ 2 ไปดําเนินการ เนื่องจากสามารถ กระทําได้ทันทีโดยไม่ต้องมีการแก้ไขกฎหมายหรือระเบียบกฎเกณฑ์ของหน่วยงานใดทั้งสิ้น
2. สพช. ได้ดําเนินการตามมาตรการที่ 1 และ 2 แล้ว ดังนี้
2.1 การเกลี่ยค่าการตลาดกรุงเทพมหานครและต่างจังหวัด สพช. ร่วมกับการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) และผู้ค้าน้ำมันรายใหญ่อีก 4 ราย คือ เชลล์ เอสโซ่ คาลเท็กซ์ และบางจาก ได้ดําเนินการปรับราคา น้ำมันเพื่อเกลี่ยค่าการตลาดแล้ว 2 ครั้ง ดังนี้
2.2 ปรับปรุงบัญชีค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง สพช. ได้ทําการศึกษาเสร็จเรียบร้อยแล้ว ปรากฏว่า ค่าขนส่งควรลดต่ำลงจากบัญชีค่าขนส่งที่ทางราชการใช้อยู่ในปัจจุบันในทุกจังหวัดประมาณลิตรละ 1-10 สตางค์ ยกเว้น 9 จังหวัดคือ เชียงใหม่ ลําพูน พะเยา อุบลราชธานี อํานาจเจริญ ชลบุรี ระยอง จันทบุรี และชุมพร ซึ่งควรสูงขึ้นลิตรละ 1-2 สตางค์ ทั้งนี้ สพช. ได้นําผลการศึกษาดังกล่าวประชุมหารือกับผู้ค้าน้ำมัน ผู้ขนส่งน้ำมัน รวมทั้งส่วนราชการที่เกี่ยวข้องแล้ว และมีความเห็นว่าควรนํามาใช้แทนบัญชีค่าขนส่งเดิมได้ ซึ่งขณะนี้ สพช. กําลังประสานงานกับ ปตท. เพื่อนําไปปรับราคาจําหน่ายในต่างจังหวัดต่อไป
3. สําหรับมาตรการที่เหลืออีก 3 มาตรการมีสาระสําคัญ โดยสรุป ดังนี้
3.1 ปรับปรุงกฎเกณฑ์ส่งเสริมการตั้งสถานีบริการ สถานีบริการในปัจจุบันส่วนใหญ่จะตั้งอยู่ในเมือง และริมทางหลวงสายหลัก ส่วนในท้องที่อื่น ๆ โดยเฉพาะในชนบทห่างไกลและในเขตภูเขา ยังมีสถานีบริการ น้อยมากหรือไม่มีเลย สพช. ได้ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องคือ กรมโยธาธิการ และกรมทางหลวง ได้ดําเนินการแก้ไขปรับปรุงกฎเกณฑ์ให้สามารถตั้งสถานีบริการได้มากขึ้น
3.2 การขยายหรือสร้างโรงกลั่นในภูมิภาค การมีกําลังกลั่นน้ำมันในประเทศมากขึ้นจะช่วยเพิ่ม ปริมาณการผลิตน้ำมันในประเทศ ซึ่งจะช่วยให้เกิดการแข่งขันกันมากขึ้น และทําให้ราคาจําหน่ายลดลงในทุกภูมิภาค นอกจากนี้ หากมีโรงกลั่นน้ำมันขึ้นในภูมิภาคใดจะทําให้ราคาน้ำมันในภูมิภาคนั้นๆ ลดลงได้มากที่สุด เพราะไม่ต้องเสียค่าขนส่ง หรือเสียในอัตราที่ต่ำลงกว่าเดิมมาก
3.3 ส่งเสริมการขนส่งน้ำมันทางท่อ ท่อขนส่งน้ำมันเป็นกลไกที่สําคัญในการที่จะทําให้รัฐสามารถปรับราคาขายปลีกทั่วประเทศให้ใกล้เคียงกันมากขึ้นได้ ดังจะเห็นได้จากการมีท่อขนส่งน้ำมันในภาคกลาง ปัจจุบันคือ ท่อศรีราชา-ลําลูกกา-สระบุรี ของ บริษัท ท่อส่งปิโตรเลียมไทย จํากัด (THAPPLINE) และท่อ บางจาก-ดอนเมือง-บางปะอิน ของบริษัท ขนส่งน้ำมันทางท่อ จํากัด (FPT) ทําให้สามารถปรับราคาขายปลีกให้เท่ากันได้ถึง 13 จังหวัดในภาคกลาง คือ กรุงเทพมหานคร และจังหวัดโดยรอบอีก 12 จังหวัด ดังนั้น จึงควรมีการพิจารณาขยายท่อส่งน้ำมันให้กว้างขวางออกไปยังภาคอื่น ๆ เพื่อให้ สามารถปรับราคาจําหน่ายให้ลดลงได้อย่างกว้างขวางยิ่งขึ้น ซึ่ง สพช. ได้ทําการศึกษาในเบื้องต้นร่วมกับ บริษัทท่อทั้งสองบริษัทแล้ว ว่าควรมีการขยายท่อส่งน้ำมัน ดังนี้ ขยายท่อจากศรีราชาไปมาบตาพุดเพื่อรับน้ำมันจากโรงกลั่นใหม่ 2 โรงในจังหวัดระยอง ต่อท่อแยกจากท่อประธานช่วงศรีราชา-ลําลูกกาไปจ่ายน้ำมันให้สนามบินหนองงูเห่า คลังน้ำมันพระโขนง และคลังช่องนนทรี และขยายท่อจากสระบุรีไปภาคเหนือถึงพิษณุโลกหรือลําปาง และไปภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ถึงขอนแก่น เพื่อจ่ายน้ำมันให้กับสถานีบริการและผู้ใช้น้ำมันในภาคดังกล่าว
อย่างไรก็ดี เนื่องจากกิจการท่อส่งน้ำมันเป็นกิจการที่ต้องลงทุนมาก และในระยะแรก มีปริมาณน้ำมันผ่านท่อน้อยอาจจะทําให้มีรายได้ต่ำกว่ารายจ่ายอยู่ระยะหนึ่ง ดังนั้น รัฐจึงควรเข้าไปช่วยเหลือ เพื่อให้สามารถผ่านพ้นการดําเนินการระยะแรกและมีรายได้พอเลี้ยงตัวเองได้ เช่น การส่งเสริมให้มี รถบรรทุกวิ่งเข้ารับน้ำมันได้โดยสะดวก การลดค่าใช้จ่ายบางอย่าง เช่น ค่าเช่าที่ดิน การแก้ไขสัญญากับ การรถไฟแห่งประเทศไทย ให้เอื้ออํานวยต่อการกู้เงินได้ง่ายขึ้นและการเข้าตลาดหลักทรัพย์ฯ เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการดําเนินงานตามมาตรการที่ 1 และ 2 คือ
(1) การเกลี่ยค่าการตลาดกรุงเทพมหานครและต่างจังหวัด
(2) ปรับปรุงบัญชีค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง
2. เห็นชอบในหลักการสําหรับมาตรการที่ 3, 4 และ 5 คือ
(1) ปรับปรุงกฎเกณฑ์ส่งเสริมการตั้งสถานีบริการ
(2) การขยายหรือสร้างโรงกลั่นในภูมิภาค
(3) ส่งเสริมการขนส่งน้ำมันทางท่อ
โดยมอบหมายให้สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดําเนินการต่อไป
3. มอบหมายให้สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไป พิจารณาความเหมาะสมของอัตราค่าผ่านท่อที่เรียกเก็บอยู่ในปัจจุบัน เพื่อให้เกิดการลงทุนขยายเส้นท่อออกไปยังส่วนภูมิภาคต่อไป
เรื่องที่ 9 สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งทานตะวัน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2536 มอบหมายให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) เร่งรัดการจัดหาก๊าซธรรมชาติ โดยเร่งดําเนินการเจรจารับซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งสัมปทานในอ่าวไทย และจากแหล่งในต่างประเทศ เพื่อสนองความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศที่มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น
2. ปตท. ได้ดําเนินการเจรจากับผู้รับสัมปทานแหล่งทานตะวันในแปลง B8/32 และได้ลงนาม ในบันทึกความเข้าใจ (MOU) กับผู้รับสัมปทานเมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2538 โดยมีสาระสําคัญที่จะทําให้สัญญามีผลบังคับใช้ภายใต้เงื่อนไข ดังนี้คือ (1) เงื่อนไขต่าง ๆ ที่ตกลงกันไว้ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารของทั้งสองฝ่าย รวมทั้งจากทางรัฐบาลไทยด้วย (2) ทั้งสองฝ่ายลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ก่อนวันที่ 1 ตุลาคม 2538 หรือหลังจากนั้น ถ้าทั้งสองฝ่ายตกลงเลื่อนกําหนดการดังกล่าวออกไป ซึ่งต่อมาได้มีการลงนามในการแก้ไขบันทึกความเข้าใจ เพื่อเลื่อนกําหนดวันลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ออกไปเป็นภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2538 ซึ่ง ปตท. ได้ส่งร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ให้สํานักงานอัยการสูงสุดพิจารณาแล้วเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2538
3. กระทรวงอุตสาหกรรมได้พิจารณาเรื่องดังกล่าวแล้ว เห็นควรให้เสนอเรื่องดังกล่าวให้คณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ ปตท. ลงนามในร่างสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ได้ เนื่องจาก
3.1 ปตท. ต้องเร่งดําเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งในอ่าวไทยและต่างประเทศเพื่อสนองตอบ ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคตอันใกล้
3.2 แหล่งก๊าซฯ ทานตะวัน สามารถสนองตอบความต้องการที่เพิ่มสูงขึ้นได้เร็วที่สุด และทันเวลา
3.3 เงื่อนไขต่าง ๆ ของสัญญาซื้อขายก๊าซฯ แหล่งทานตะวัน เป็นไปตามแบบของสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ปัจจุบันที่ ปตท. ถือปฏิบัติอยู่และเป็นประโยชน์ต่อ ปตท.
3.4 ราคาก๊าซฯ เริ่มต้นของแหล่งทานตะวันจะต่ำกว่าราคาซื้อขายก๊าซฯ เฉลี่ยจากแหล่งต่าง ๆ ในอ่าวไทยในปัจจุบัน และมีแนวโน้มที่จะต่ำกว่าราคาก๊าซจากแหล่งต่าง ๆ ในอนาคต เมื่อเทียบกับประมาณการ ของราคาน้ำมันที่ระดับต่าง ๆ
3.5 ผู้ขายยินยอมคุ้มครองความเสี่ยงของ ปตท. ในเรื่องการลงทุนท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยจ่ายเงินชดเชยให้ ปตท. กรณีที่ผู้ขายไม่สามารถส่งก๊าซให้ ปตท. ได้ครบจํานวนตามสัญญา
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานสรุปผลการเจรจาสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งทานตะวันแปลง สัมปทาน B8/32
2. เห็นชอบตามข้อเสนอของการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) และให้ ปตท. รับไปดําเนินการ ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติจากแหล่งทานตะวันต่อไป เมื่อสัญญาฯ ดังกล่าวได้รับการแก้ไขจาก สํานักงานอัยการสูงสุดเรียบร้อยแล้ว (ถ้ามี)
เรื่องที่ 10 การรับซื้อไฟฟ้าโครงการห้วยเฮาะ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้ร่วมกันลงนาม ในบันทึกความเข้าใจเรื่องความร่วมมือด้านการพัฒนาไฟฟ้า ใน สปป. ลาว เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 ณ นครเวียงจันทน์ สปป. ลาว โดยทั้งสองฝ่ายจะส่งเสริมและร่วมมือกันพัฒนาไฟฟ้าให้ได้ประมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2543 เพื่อจําหน่ายให้กับประเทศไทย และต่อมาได้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการประสาน ความร่วมมือพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (คปฟ.-ล) เพื่อติดตามการดําเนินงานและประสานความร่วมมือ กับ สปป. ลาว ให้เป็นไปตามบันทึกความเข้าใจดังกล่าว
2. คปฟ.-ล ได้ดําเนินการเจรจาเพื่อซื้อไฟฟ้าจากโครงการห้วยเฮาะ ซึ่งมีกําลังผลิตจ่ายกระแสไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบ (Contracted Capacity) 133.2 เมกะวัตต์ และกําหนดจะแล้วเสร็จปี 2541 โดยการเจรจาสามารถหาข้อยุติได้เมื่อวันที่ 25 กันยายน 2538 และต่อมาเมื่อวันที่ 29 กันยายน 2538 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ได้มีหนังสือ ด่วนมาก ที่ กฟผ. 03100/51319 ถึงสํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) เพื่อขอนําบันทึกความเข้าใจร่วมระหว่าง กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการห้วยเฮาะเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาให้ความเห็นชอบ
3. บันทึกความเข้าใจร่วมระหว่าง กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการห้วยเฮาะมีสาระสําคัญสรุปได้ ดังนี้ (1) เป็นบันทึกความเข้าใจร่วมระหว่าง กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ซึ่งมีลักษณะคล้ายกับ บันทึกความเข้าใจระหว่าง กฟผ. กับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำเทิน-หินบุนและน้ำเทิน 2 ซึ่งได้มีการลงนามไปแล้ว บันทึกความเข้าใจจะประกอบด้วยหลักการสําคัญในการซื้อขายไฟฟ้า เช่น อัตราค่าไฟฟ้า ปริมาณไฟฟ้าที่จะรับซื้อ ซึ่งจะเป็นสาระสําคัญของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่จะมีการเจรจาและลงนามกันต่อไป (2) บันทึกความเข้าใจจะมีผลบังคับใช้จนกระทั่งมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่เป็น ระยะเวลาไม่เกิน 12 เดือนจากวันลงนาม ยกเว้นว่า ทั้ง 2 ฝ่าย ตกลงขยายระยะเวลา (3) กลุ่มผู้พัฒนาโครงการจะขายไฟฟ้าให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบ (ชายแดนไทย-ลาว) โดยมีปริมาณพลังงานไฟฟ้าประเภท Firm จํานวน 563 ล้านหน่วยต่อปี Secondary Energy จํานวน 12 ล้านหน่วยต่อปี และมีปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญา 133.2 เมกะวัตต์ เป็นเวลาวันละ 13.5 ชั่วโมง ในช่วงวันจันทร์ถึงวันเสาร์ ของแต่ละสัปดาห์ (4) อัตราค่าไฟฟ้าจะเป็น ดังนี้ กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าที่ราคา 4.22 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย (ณ วันที่ 1 มกราคม 2537) หรือประมาณ 1.06 บาทต่อหน่วย และให้ปรับราคาเพิ่มขึ้นร้อยละ 3 ต่อปี จนถึงวันเดินเครื่องจ่ายกระแสไฟฟ้าแต่ไม่เกินวันที่ 1 มกราคม 2542 และจะไม่มีการปรับราคาค่าไฟฟ้าจนกว่าจะมีการเดินเครื่องจ่ายกระแสไฟฟ้า ครบ 12 เดือน เมื่อครบกําหนด 12 เดือน นับจากวันเดินเครื่องจ่ายกระแสไฟฟ้า ให้ปรับราคาเพิ่มขึ้น ปีละร้อยละ 35 ของอัตราการเพิ่มขึ้นของดัชนีราคาผู้บริโภคสหรัฐฯ และไทย ในสัดส่วนที่เท่ากัน โดยร้อยละ 50 ของค่าไฟฟ้า จะชําระเป็นเงินสกุลบาท และอีกร้อยละ 50 ของค่าไฟฟ้า จะชําระเป็นเงินสกุลดอลล่าร์สหรัฐฯ โดยใช้อัตราแลกเปลี่ยนระหว่างเงินสกุลบาทและเงินสกุลดอลล่าร์สหรัฐฯ เฉลี่ยของเดือนที่มีการลงนามในสัญญา (5) ในกรณีที่กลุ่มผู้พัฒนาโครงการจ่ายไฟฟ้าให้ กฟผ. น้อยกว่าปริมาณตามสัญญา จะมีบทปรับ เช่น ในกรณี ที่ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่จ่ายน้อยกว่าปริมาณตามสัญญาแต่มากกว่าร้อยละ 50 อัตราค่าไฟฟ้า จะลดลงเหลือประมาณ 3.65 เซนต์สหรัฐฯต่อหน่วย (6) สําหรับเรื่องกฎหมายที่ใช้ในการทําสัญญาในข้อ 6 ตาม MOU ระบุให้ใช้กฎหมายไทยเป็นกฎหมายที่ใช้บังคับกับ MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้านั้น กลุ่มผู้พัฒนาโครงการห้วยเฮาะได้มีข้อโต้แย้ง โดยขอเสนอให้ใช้กฎหมายของประเทศที่เป็นกลาง
4. สพช. มีความเห็นว่าเห็นควรให้ความเห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ที่ กฟผ. เสนอ ทั้งนี้เพราะอัตราค่าไฟฟ้าที่ตกลงกันได้อยู่ในระดับต่ำกว่าค่าใช้จ่ายที่หลีกเลี่ยงได้ของ กฟผ. (Avoided Cost) คือ ต่ำกว่าค่าไฟฟ้าที่จะได้จากการผลิตไฟฟ้าโดยโครงการอื่นที่ กฟผ. จะดําเนินการ และอยู่ในระดับต่ำกว่าค่าไฟฟ้าที่ได้ตกลงรับซื้อไปแล้วจากโครงการน้ำเทิน 2 และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ควรพิจารณากําหนดเป็นนโยบายที่ชัดเจนเกี่ยวกับการใช้กฎหมายว่าจะยืนยันให้ใช้กฎหมายไทย หรือจะยอมให้ใช้กฎหมายประเทศที่สาม
มติของที่ประชุม
เห็นชอบประเด็นหลักของการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และร่างบันทึกความเข้าใจระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการห้วยเฮาะ แต่ทั้งนี้ให้ใช้กฎหมายประเทศที่สาม (เช่น กฎหมายอังกฤษ) เป็นกฎหมายที่ใช้บังคับกับบันทึกความเข้าใจ และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยมอบหมายให้ กฟผ. รับไปลงนามในบันทึกความเข้าใจร่วมกับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการต่อไป
เรื่องที่ 11 อัตราค่าไฟฟ้าสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
ที่ประชุมได้พิจารณาในประเด็นตามที่ประชาชนร้องเรียนมา ดังนี้
1. อัตราค่าไฟฟ้าในช่วงที่ผ่านมามีอัตราที่สูงขึ้น ตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ จึงควรมีการพิจารณาถึงความเหมาะสมของสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติดังกล่าว เพื่อมิให้การไฟฟ้า ผลักภาระค่าใช้จ่ายบางประเภทที่ไม่เหมาะสมให้ผู้ใช้ไฟ รวมทั้ง ควรคํานึงถึงประสิทธิภาพการดําเนินการ และการให้บริการของการไฟฟ้าฯ เช่น ความสูญเสียในระบบ (Losses) และคุณภาพการบริการ ซึ่งหากไม่สามารถดําเนินการได้ การไฟฟ้าฯ ควรรับผิดชอบค่าใช้จ่ายส่วนนี้
2. การประเมินผลการเป็นรัฐวิสาหกิจที่ดี ของการไฟฟ้าฯ ไม่ควรใช้กําไรเป็นหลักเพราะจะทําให้ การไฟฟ้าฯ มุ่งเน้นการหากําไรเพียงประการเดียว และผลักภาระค่าใช้จ่ายให้ผู้ใช้ไฟ จึงควรพิจารณา การประเมินผลด้วยเครื่องชี้วัดอื่น ๆ ประกอบด้วย
3. อัตราค่าไฟฟ้าที่สูงขึ้นในช่วงที่ผ่านมา เกิดจากการใช้น้ำมันดีเซลในจํานวนที่สูงเกือบถึง 100 ล้านลิตร/เดือน ในขณะที่แต่เดิมได้วางแผนว่าจะใช้น้ำมันดีเซลไม่เกิน 3 ล้านลิตรต่อเดือน เท่านั้น จึงส่งผลให้ อัตราค่าไฟฟ้าเพิ่มสูงขึ้น ทั้งนี้ เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันดีเซลมีต้นทุนที่สูงกว่าเชื้อเพลิงอื่น การใช้น้ำมันดีเซลในปริมาณที่สูงเป็นเพราะความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดเพิ่มสูงเกินกว่ากําลังการผลิตจากโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงอื่น หากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะติดตั้งระบบกําจัดก๊าซซัลเฟอร์ไดออกไซด์ (FGD) แล้วเสร็จก็จะสามารถลดการใช้น้ำมันดีเซลได้ส่วนหนึ่ง สําหรับในระยะยาวควรให้มีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงที่มีราคาถูกกว่าเข้ามาในระบบเพื่อลดการใช้น้ำมันดีเซลให้มากที่สุด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมมีมติมอบหมายให้สํานักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พิจารณาหาวิธีการในการลดอัตราค่าไฟฟ้า รวมทั้ง พิจารณาทบทวนสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมยิ่งขึ้น โดยคํานึงถึงข้อพิจารณาของที่ประชุมดังกล่าว
กบง.ครั้งที่ 3/2567 (ครั้งที่ 67) วันพุธที่ 31 กรกฎาคม 2567
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2567 (ครั้งที่ 67)
วันพุธที่ 31 กรกฎาคม 2567
1. แผนการจัดหา Spot LNG ปี 2567
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)
เรื่องที่ 1 แผนการจัดหา Spot LNG ปี 2567
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 ได้รับทราบมติ กพช. ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล และ (2) มอบหมาย กบง. เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ต่อมา เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้พิจารณาสถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณ และการทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 - 2567 และมีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปี 2565 - 2567 รวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้ ชธ. และ ปตท. เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาทบทวน โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 - 2567 และกำกับดูแลต่อไป และต่อมา เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2567 กบง. ได้รับทราบรายงานผลการนำเข้า LNG ปี 2566 จำนวน 6.2 ล้านตัน ตามที่ ชธ. เสนอ
2. กกพ. ดำเนินการกำกับดูแลบริหารจัดการการนำเข้า LNG ที่ผ่านมา ดังนี้ (1) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในช่วงที่มีปัญหารอยต่อสัมปทานก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย โดยจากสถานการณ์พลังงานโลก และภาวะการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติที่ส่งผลต่อประมาณการอัตราค่าไฟฟ้า กกพ. ได้พิจารณามาตรการบริหารจัดการเสถียรภาพค่าไฟฟ้า อาทิ การนำเงินบริหารจัดการอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เก็บรักษาก่อนหน้านี้ และเงินเรียกคืนฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าปี 2563 มาช่วยบรรเทาผลกระทบการเพิ่มขึ้นของค่า Ft นอกจากนี้ กกพ. ได้หารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณา แนวทางการบรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) เพิ่มเติม โดยได้นำเงินผลประโยชน์ที่เกิดขึ้นจากการบริหารจัดการภาระการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ที่มากกว่าความต้องการ ทำให้เกิดภาระผูกพันต้องจ่ายเงินค่าก๊าซธรรมชาติล่วงหน้าตามปริมาณในสัญญาไปก่อน (Take or Pay) ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมาในอดีต ซึ่งเมื่อมีการเรียกปริมาณก๊าซธรรมชาติ (Make up) ที่จ่ายเงินไว้แล้วมาใช้ในภายหลัง โดยราคาก๊าซธรรมชาติที่จ่ายไปในอดีตถูกกว่าราคาปัจจุบัน ทำให้เกิดผลประโยชน์จากการเรียก Make up ณ ปี 2563 มาลดราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อลดราคาค่าไฟฟ้าเพิ่ม และ (2) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในช่วงวิกฤตราคาพลังงานปี 2565 ซึ่งเกิดภาวะพลังงานตึงตัว (Energy Crisis) ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติยังคงปรับตัวสูงขึ้นต่อเนื่อง กกพ. จึงได้พิจารณาแนวทางเพิ่มเติมเพื่อบรรเทาสถานการณ์ ก๊าซธรรมชาติขาดแคลน โดยพิจารณาร่วมกับผู้รับใบอนุญาต และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กฟผ. ปตท. และกระทรวงพลังงาน ดำเนินการเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ออกไปจนถึงธันวาคม 2565 รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) กลุ่มชีวมวล และให้มีการผลิตไฟฟ้า จากเชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติ ซึ่งสามารถช่วยลดการนำเข้า LNG ในรูปแบบตลาดจร (Spot LNG) ได้ประมาณ 2.1 ล้านตันต่อปี ทำให้สามารถลดการนำเข้า Spot LNG จาก 4.5 ล้านตันต่อปี เหลือเพียง 2.4 ล้านตันต่อปี
3. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 กพช. ได้มอบหมายให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่พิจารณาการดำเนินการให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยในการพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและบริหารจัดการใช้ ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งรวมถึงการกำหนดปริมาณการเรียกใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่เหมาะสม และปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ต้องทำการสำรองไว้ (Swing Gas) และให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การใช้ Bypass Gas ได้ในกรณีมีความจำเป็น เช่น ทดสอบระบบ การควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในเกณฑ์ ที่กำหนด และกรณีที่อาจกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงาน เป็นต้น ทั้งนี้ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) โดยคณะอนุกรรมการกำกับการจัดหาและบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของประเทศ (Regulatory Sub-Committee for Pool Gas Provision and Management: PPM) (อนุกรรมการ PPM) ซึ่งมีผู้แทนจากสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ชธ. และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นองค์ประกอบ ได้พิจารณาแผนการจัดหา Spot LNG ตามที่ ปตท. ในฐานะผู้รับใบอนุญาตบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Pool Manager) เสนอ โดยในปี 2567 มีแผนการนำเข้า LNG ส่วนเพิ่ม 4.7 ล้านตัน ลดลงจากมติ กบง. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ที่เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ 5.0 ล้านตัน เนื่องจากมีการเรียกรับก๊าซ จากอ่าวไทยได้เพิ่มขึ้น และมีการจัดหา LNG เพิ่มเติมด้วยสัญญาระยะสั้นโดยผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่ง ก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รายใหม่ ตามแนวทางการเปิดเสรีระยะที่ 2 ทั้งนี้ กกพ. ได้พิจารณาถึงความมั่นคง ในการจัดหาพลังงานเพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ รวมถึงดำเนินการ ตามนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยได้เห็นชอบให้ Shipper กฟผ. และ Shipper หินกองเพาเวอร์โฮลดิ้ง จัดหา LNG ในรูปแบบสัญญาระยะสั้น (Short Term) จำนวน 15 ลำเรือ และ 8 ลำเรือ ตามลำดับ ซึ่งสอดคล้องกับแผนความต้องการใช้และการจัดหา (Demand – Supply) ของ Shipper ส่งผลให้มีแผนการจัดหา Spot LNG ส่วนเพิ่มในปี 2567 จำนวนทั้งสิ้น 79 ลำเรือ
4. กกพ. เห็นว่าเพื่อดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 ที่มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและบริหารจัดการใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งรวมถึงการกำหนดปริมาณการเรียกใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่เหมาะสม และปริมาณ Swing Gas เพื่อความมั่นคงของระบบพลังงานของประเทศ จึงเห็นควรเสนอให้มีการเรียกรับก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยและทางท่อในปริมาณก๊าซที่ผู้ขายจะต้องส่งมอบ ตามสัญญาให้แก่ผู้ซื้อในแต่ละวัน (Daily Contract Quantity: DCQ) และใช้ Swing Gas ตามความสามารถ ที่ผู้ขายรับรองว่าจะส่งก๊าซให้ได้ในแต่ละวัน (Contractual Delivery Capacity: CDC) ในกรณีที่มีความต้องการใช้ก๊าซที่เพิ่มสูงขึ้นกว่าแผนการจัดหาเชื้อเพลิงที่ได้เตรียมไว้ หรือจากสถานการณ์ต่าง ๆ ตามที่ กกพ. เห็นควร เพื่อเพิ่มความมั่นคงของระบบพลังงาน ซึ่งจะช่วยลดการออกจัดหา Spot LNG ที่เป็นเที่ยวเรือเร่งด่วน (Prompt Cargo) ซึ่งมีความเสี่ยงเชิงราคาที่อาจสูงกว่าราคา JKM (Japan-Korea Marker) ณ เวลานั้น และความเสี่ยง เชิงปริมาณที่อาจไม่สามารถจัดหา Spot LNG ได้เนื่องจากระยะเวลาอันสั้น โดยได้แจ้งให้ ปตท. ในฐานะ Shipper ดำเนินการตามมติ กพช. ดังกล่าวแล้ว ทั้งนี้ จากข้อมูลการจัดหาก๊าซธรรมชาติของแหล่งในประเทศที่ได้รับจาก ชธ. พบว่าแหล่งอ่าวไทยมี Swing Gas ประมาณ 191 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ช่วยลดความเสี่ยงจากการจัดหา Spot LNG Prompt Cargo ได้ประมาณ 1.7 ลำต่อเดือน ซึ่งสอดคล้องกับความเสี่ยงที่เกิดจากการเปลี่ยนแปลงของ Demand – Supply ที่พบในการพิจารณาการจัดหา Spot LNG ของอนุกรรมการ PPM ที่ผ่านมา
มติของที่ประชุม
รับทราบแผนการจัดหา Spot LNG ปี 2567
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและอัตรารับซื้อจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ต่อมา เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับปี 2565 – 2573 ในปริมาณรวม 5,203 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2569 ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบหมายให้ กบง. พิจารณา และต่อมา เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 กบง. ได้เห็นชอบปรับปรุงกรอบหลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT กลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2565 – 2573 ด้านคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของโครงการ และเห็นชอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่ม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม)
2. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 กบง. ได้รับทราบรายงานผลการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) โดยที่ประชุมได้มีความเห็นต่อผลการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนถึงความสนใจและศักยภาพของผู้ประกอบการในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน จึงมีความเห็นให้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ให้สามารถรองรับการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่มีปริมาณมากเพิ่มเติมได้ เพื่อเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดและสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลด ก๊าซเรือนกระจกและมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ได้ตามแผนที่กำหนดไว้ โดยต่อมา เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. ได้เห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) และเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 กพช. ได้รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) และเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง ทั้งนี้อาจพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้ กบง. พิจารณา
3. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2567 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการฯ กพช. แจ้งว่า สำนักงาน กกพ. ได้นำกรอบนโยบายไปจัดทำร่างระเบียบการจัดหาไฟฟ้า และรับฟังความคิดเห็นหลักการสำคัญของการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม ในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง รอบขยายการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่ 1 ตามที่บัญญัติในพระราชบัญญัติการประกอบ กิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ปรากฏว่ามีข้อคิดเห็นต่อหลักการรับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. ข้อ 3 (4) ที่กำหนดว่า “ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องไม่เกี่ยวข้อง (ทั้งทางตรงและทางอ้อม) หรือมีสถานะเป็นผู้เรียกร้อง ผู้ร้องเรียน ผู้อุทธรณ์ ผู้ฟ้องร้อง หรือผู้ร้องสอด ให้หน่วยงานภาครัฐ คณะกรรมการ คณะอนุกรรมการ คณะทำงาน หรือเจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งหมายรวมถึง กพช. กกพ. และกระทรวงพลังงาน ต้องรับผิดในทางวินัย ทางแพ่ง ทางอาญา หรือทางปกครอง จากการที่ได้ปฏิบัติหน้าที่ดังกล่าว โดยผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจะต้องยืนยันความไม่เกี่ยวข้องหรือยืนยันสถานะดังกล่าวตลอดเวลา” ซึ่งพิจารณาว่าอาจเป็นการจำกัดสิทธิไม่ชอบด้วยกฎหมายและรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2560 และหลักการตามมติ กพช. ข้อ 4 (2) ที่ให้รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมรอบที่ 2 (รอบ Resit) กำหนดให้ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ไม่ได้รับการคัดเลือกตามระเบียบเดิมเท่านั้น สามารถดำเนินการปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้าให้ครบถ้วนและยื่น คำเสนอขายไฟฟ้าใหม่ ว่าอาจเข้าข่ายเป็นการเลือกปฏิบัติ เนื่องจากไม่เปิดโอกาสให้ผู้ยื่นขอเสนอไฟฟ้ารายใหม่เข้าร่วมแข่งขัน ซึ่ง กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2567 มีมติให้กระทรวงพลังงานพิจารณายืนยันว่าจะให้ กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 หรือไม่ อย่างไร
4. ข้อเสนอปรับปรุงข้อความของหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 ในข้อ 3 และข้อ 4 มีรายละเอียดดังนี้
4.1 ข้อ 3 จากเดิม “3. การรับซื้อไฟฟ้าให้ยึดหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการ และเงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการตามหลักการเช่นเดียวกับที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 สำหรับขยะอุตสาหกรรม และที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 ทั้งนี้ กำหนดให้เพิ่มเติมเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอที่สำคัญ ดังนี้” แก้ไขเป็น “3. การรับซื้อไฟฟ้าให้ยึดหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการและเงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการตามหลักการเช่นเดียวกับที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 สำหรับขยะอุตสาหกรรม และที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565”
4.2 ข้อ 3 (1) จากเดิม “ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องเป็นผู้ยื่นคำเสนอ ขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน1 ซึ่งเป็นการรับซื้อตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565” แก้ไขเป็น ยกเลิกข้อความ ข้อ 3 (1) ทั้งหมด
4.3 ข้อ 3 (2) จากเดิม “ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องใช้หนังสือแสดงผล การตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมที่ได้ใช้เป็นเอกสารประกอบการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน1” แก้ไขเป็น ยกเลิกข้อความข้อ 3 (2) ทั้งหมด
4.4 ข้อ 3 (3) จากเดิม “ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม สามารถเปลี่ยนแปลงปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายได้ แต่ต้องไม่สูงเกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน1 ทั้งนี้ ไม่สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิง ที่ตั้งโครงการ จุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้า ระดับแรงดันที่เชื่อมต่อ และรูปแบบการเชื่อมต่อตามที่ระบุในหนังสือแสดงผลการตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมได้” แก้ไขเป็น ยกเลิกข้อความข้อ 3 (3) ทั้งหมด
4.5 ข้อ 3 (4) จากเดิม “ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องไม่เกี่ยวข้อง (ทั้งทางตรงและทางอ้อม) หรือมีสถานะเป็นผู้เรียกร้อง ผู้ร้องเรียน ผู้อุทธรณ์ ผู้ฟ้องร้อง หรือผู้ร้องสอด ให้หน่วยงานภาครัฐคณะกรรมการ คณะอนุกรรมการ คณะทำงาน หรือเจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน1 ซึ่งหมายรวมถึง กพช. กกพ. และกระทรวงพลังงาน ต้องรับผิดในทางวินัย ทางแพ่ง ทางอาญา หรือทางปกครอง จากการที่ได้ปฏิบัติหน้าที่ดังกล่าว โดยผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจะต้องยืนยันความไม่เกี่ยวข้องหรือยืนยันสถานะดังกล่าวตลอดเวลา” แก้ไขเป็น ยกเลิกข้อความข้อ 3 (4) ทั้งหมด
4.6 ข้อ 4 จากเดิม “4. การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมตามตารางที่ 1 ในข้อ 2 ให้เริ่มดำเนินการเมื่อสำนักงาน กกพ. ทำการประกาศรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน1เสร็จสิ้น และมีแนวทางการดำเนินการ ดังนี้” แก้ไขเป็น “4. การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมตามตารางที่ 1 ในข้อ 2 ให้เริ่มดำเนินการเมื่อสำนักงาน กกพ. ทำการประกาศรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน1 ซึ่งเป็นการรับซื้อตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 เสร็จสิ้น และมีแนวทางการดำเนินการ ดังนี้”
4.7 ข้อ 4 (1) จากเดิม “4 (1) ให้ความสำคัญเป็นลำดับแรกกับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ที่ผ่านเกณฑ์การพิจารณาความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) แต่ไม่ได้รับการคัดเลือก ภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน1 ทั้งนี้ กำหนดให้ กกพ. พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผลการประเมินความพร้อมตามเกณฑ์คะแนนคุณภาพ (Scoring) ที่ได้จัดทำไว้โดยไม่ต้องปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้า และมีปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 600 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานลม และไม่เกิน 1,580 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน โดยให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) พลังงานลม และ 2) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้รับการพิจารณาคัดเลือกเป็นรายสุดท้ายภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน1 ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และยินยอมปรับลดปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่ให้เกินกว่ากรอบเป้าหมายที่คงเหลือนั้น ให้ กกพ. สามารถปรับเพิ่มปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายให้กับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้ารายดังกล่าวได้ไม่เกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามคำเสนอขายไฟฟ้าเดิม ถ้าหากโครงข่ายระบบไฟฟ้ามีศักยภาพที่สามารถรองรับได้” แก้ไขเป็น คงข้อความตามข้อ 4 (1) ตามเดิม
4.8 ข้อ 4 (2) จากเดิม “4 (2) การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือหลังหักปริมาณที่ได้รับซื้อไปแล้วในข้อ 4 (1) ให้ดำเนินการในลำดับถัดมา โดยเปิดโอกาสให้ผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน1 หรือไม่ได้รับการคัดเลือกในการรับซื้อตามข้อ 4 (1) สามารถปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้แล้วให้ครบถ้วนได้ ภายใต้หลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่ กกพ. กำหนด รวมถึงเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอในข้อ 3 ทั้งนี้ ให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 2) พลังงานลม 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน และ 4) ขยะอุตสาหกรรม สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน1 สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิงเป็นพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เพื่อเข้ารับการพิจารณาคัดเลือกในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมส่วนที่เหลือนี้ได้” แก้ไขเป็น “4 (2) การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือหลังหักปริมาณที่ได้รับซื้อไปแล้ว ในข้อ 4 (1) ให้ดำเนินการในลำดับถัดมา โดยเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าเป็นการทั่วไป ทั้งนี้ ให้พิจารณารับซื้อ เรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 2) พลังงานลม 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน และ 4) ขยะอุตสาหกรรม”
4.9 ข้อ 4 (3) จากเดิม “4 (3) การรับซื้อไฟฟ้าจะพิจารณาตามศักยภาพของโครงข่าย ระบบไฟฟ้าที่สามารถรองรับได้ โดยการประเมินความสามารถระบบไฟฟ้าให้ดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อ ตามข้อ 4 (1) ให้แล้วเสร็จก่อนที่จะดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 4 (2) ต่อไป ทั้งนี้หากมีข้อจำกัดในด้านศักยภาพของโครงข่ายไฟฟ้าในการรองรับและไม่สามารถดำเนินการปรับปรุงให้สามารถเชื่อมโยงเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ ภาครัฐขอสงวนสิทธิ์ในการไม่ตอบรับข้อเสนอขายไฟฟ้า” แก้ไขเป็น คงข้อความ ตามข้อ 4 (3) ตามเดิม
ทั้งนี้ “ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน1” ตามหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม ในที่นี้ได้แก่ (1) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 (2) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) สำหรับพลังงานลม สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และสำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน พ.ศ. 2565 จำนวน 4 ฉบับ ลงวันที่ 30 กันยายน 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติม ฉบับที่ 2 - 4 ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 วันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 และวันที่ 1 มีนาคม 2566 ตามลำดับ (3) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับขยะอุตสาหกรรม พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2565 และ (4) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม (ปี 2569) พ.ศ. 2565 ลงวันที่ 20 ตุลาคม 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติมฉบับที่ 2 พ.ศ. 2566 เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2566
5. หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้มีความเห็นเกี่ยวกับหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ดังนี้
5.1 สำนักงาน กกพ. โดยคณะอนุกรรมการกลั่นกรองและพัฒนากฎหมายเกี่ยวกับการประกอบกิจการพลังงาน ได้มีความเห็น ดังนี้ (1) การเปิดรับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบและประกาศรอบแรกนั้นเสร็จสิ้นไปแล้ว ดังนั้นสถานะและสิทธิของผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านการคัดเลือกในชั้น Scoring (ผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้า ที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ หรือไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail)) จึงสิ้นผลไป ตามกรอบระยะเวลาของการคัดเลือกโครงการที่ระเบียบและประกาศกำหนด ประกอบกับกฎหมายมิได้กำหนดรับรองสถานะและสิทธิของผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้านั้นให้คงสภาพไว้แต่แรก จึงต้องถือว่าเป็นผู้ไม่ผ่านทั้งหมด การเปิดให้มีการคัดเลือกเฉพาะกลุ่มที่ไม่ผ่านในรอบที่ผ่านมาโดยไม่คำนึงถึงผู้เข้าแข่งขันรายใหม่ที่อาจมี ความพร้อมมากกว่า อาจถือว่าเป็นการเลือกปฏิบัติที่ไม่เป็นธรรมเนื่องจากเป็นการเปิดให้เฉพาะบางกลุ่มเท่านั้น และ (2) การกำหนดเงื่อนไขข้อ 3 (4) เป็นการจำกัดสิทธิและเสรีภาพของผู้เข้าร่วมโครงการซึ่งรัฐธรรมนูญ แห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2560 ได้รับรองและคุ้มครองไว้
5.2 สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้มีความเห็นว่า การพิจารณาให้ความเห็นทางกฎหมายของคณะกรรมการกฤษฎีกาตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการกฤษฎีกา พ.ศ. 2522 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติคณะกรรมการกฤษฎีกา (ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2542 นั้น มีลักษณะเป็นการวินิจฉัยปัญหาข้อกฎหมายซึ่งเกิดขึ้นจริงในทางปฏิบัติหรือมีข้อเท็จจริงที่ยุติ และเป็นปัญหาในระดับที่หน่วยงาน ผู้รักษาการหรือรับผิดชอบตามกฎหมายได้พิจารณาแล้วไม่อาจแก้ไขปัญหาได้และมีผลทำให้การบริหารราชการแผ่นดินไม่อาจดำเนินการได้ แต่ข้อหารือของ สนพ. ในเรื่องนี้ เป็นการหารือเพื่อขอความเห็นเกี่ยวกับแนวทาง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 อันเป็นเรื่องที่อยู่ในหน้าที่และอำนาจของ กพช. ที่จะพิจารณาปรับปรุง เปลี่ยนแปลง หรือแก้ไขเพิ่มเติมมติที่เกี่ยวกับหลักการดังกล่าวเพื่อให้สอดคล้องกับบริบทและสถานการณ์ด้านพลังงานในปัจจุบัน รวมทั้งนโยบายและแผนการบริหาร และพัฒนาพลังงานของประเทศตามพระราชบัญญัติ กพช. พ.ศ. 2535 กรณีนี้จึงยังไม่มีปัญหาข้อกฎหมายในทางปฏิบัติที่เกิดขึ้นจริงหรือมีเหตุโต้แย้งจนไม่สามารถปฏิบัติหน้าที่ตามกฎหมายโดยถูกต้องต่อไปได้ ในชั้นนี้ สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาจึงไม่อาจรับข้อหารือนี้ไว้ให้คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาให้ความเห็นได้
5.3 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เนื่องจาก มติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 เป็นการปรับปรุงขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม ให้เป็นไปอย่างต่อเนื่อง และรวดเร็ว เพื่อให้บรรลุเป้าหมายของพลังงานสะอาดและรองรับนโยบายไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) และให้สามารถรองรับจำนวนผู้พร้อมเสนอขายไฟฟ้าจำนวนมาก ดังนั้นการคัดเลือกผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้า ในข้อ 4 (1) ซึ่งเป็นกลุ่มที่มีคุณสมบัติครบถ้วนและผ่านการพิจารณาความพร้อมในทุกองค์ประกอบแล้ว จึงมีความยุติธรรมเท่าเทียมกัน โดยไม่เลือกปฏิบัติ และไม่เป็นภาระทั้งต่อหน่วยงานภาครัฐและผู้ยื่น คำเสนอขายไฟฟ้า ทั้งนี้ เพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 ไม่ขัดต่อกฎ ระเบียบ หรือกฎหมายต่าง ๆ เห็นควรยกเลิกข้อความตามข้อ 3 (4) ที่ห้ามผู้ยื่นข้อเสนอโครงการฟ้องร้องหรือร้องเรียนหน่วยงานภาครัฐหรือเจ้าหน้าที่ของทางภาครัฐ ที่อาจเป็นการจำกัดสิทธิตามกฎหมายรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2560 ที่กำหนดสิทธิและเสรีภาพของปวงชนชาวไทยไว้ และเห็นควรแก้ไขข้อความในข้อ 4 (2) ให้เป็นการเปิดรับซื้อไฟฟ้าเป็นการทั่วไป รวมทั้งจะต้องยกเลิกข้อความในข้อ 3 (1) ถึงข้อ 3 (3) ด้วย เนื่องจากข้อความดังกล่าวเป็นหลักเกณฑ์กรณีที่เปิดโอกาสให้ผู้ที่ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน1 สามารถปรับปรุงแก้ไข คำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้แล้วให้ครบถ้วนได้ซึ่งจะต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ในข้อ 3 (1) ถึงข้อ 3 (3) ดังนั้น เมื่อมีการแก้ไขหลักการรับซื้อที่เปิดโอกาสให้มีการรับซื้อเป็นการทั่วไปแล้วก็ควรยกเลิกข้อความดังกล่าวด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ในปริมาณรวม 9,996 เมกะวัตต์ โดยเมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ดังกล่าว และได้เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ในปริมาณรวม 5,203 เมกะวัตต์ ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 335 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,500 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน 1,000 เมกะวัตต์ และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน 2,368 เมกะวัตต์ และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2569 ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบหมายให้ กบง. พิจารณา ต่อมา เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. ได้เห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) ในปริมาณรวม 12,704 เมกะวัตต์ โดยเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 กพช. ได้รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) และเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน และขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2565 – 2573 ในปริมาณรวม 3,668.5 เมกะวัตต์ รวมทั้งมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดย กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า โดยไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง ทั้งนี้ อาจพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบหมายให้ กบง. พิจารณา
2. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้รับรายงานการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ที่ดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 จากสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ดังนี้ (1) กกพ. ได้ออกระเบียบและประกาศเชิญชวน การรับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. โดยมีผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกตามลำดับคะแนนความพร้อมสำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม รวมจำนวน 175 ราย และ 13 ราย ตามลำดับ (2) ผู้ผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ครบถ้วนแล้ว ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน (BESS) จำนวน 24 ราย และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน จำนวน 129 ราย ที่ได้รับการคัดเลือกอยู่ระหว่างทยอยลงนาม PPA ตามกรอบระยะเวลาที่ กกพ. ประกาศกำหนด ยกเว้นโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม จำนวน 22 ราย ยังไม่สามารถลงนาม PPA ได้ เนื่องจากศาลปกครองกลางมีคำสั่งลงวันที่ 10 ตุลาคม 2566 ทุเลาการบังคับตามประกาศสำนักงาน กกพ. เรื่อง รายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกตามระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 - 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 เฉพาะการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมจำนวน 22 ราย ตามมติ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2566 ไว้เป็นการชั่วคราว ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งดังกล่าวต่อศาลปกครองสูงสุดและอยู่ระหว่างการพิจารณา ทำให้การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 จึงยังไม่สามารถดำเนินการได้ และ (3) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมที่ได้รับการคัดเลือกที่ต้องชะลอการดำเนินการ ตั้งแต่วันที่มีคำสั่งคุ้มครองชั่วคราวดังกล่าว ซึ่งมีกำหนด SCOD ในปี 2568 และ 2569 แจ้งว่าไม่สามารถ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ได้ตามกำหนด SCOD ตามแผน นอกจากนี้ โครงการที่มีกำหนด SCOD ในปีถัด ๆ ไป อาจได้รับผลกระทบและไม่สามารถ COD ได้ตามกำหนด SCOD และอาจส่งผลต่อการจัดหาไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) แบบเจาะจงที่มา (UGT2) เพื่อสนับสนุนนโยบายรัฐบาลในการจัดหาไฟฟ้า สีเขียวด้วยเช่นกัน
3. สนพ. ได้รับรายงานเพิ่มเติมจากสำนักงาน กกพ. ว่า ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งลงวันที่ 5 มีนาคม 2567 เกี่ยวกับวิธีการชั่วคราวก่อนการพิพากษาเพิ่มเติมในคดีหมายเลขดำที่ 2219/2566 กรณีบริษัท วินด์ กาฬสินธุ์ 2 จำกัด เป็นผู้ฟ้องคดี และสำนักงาน กกพ. เป็นผู้ถูกฟ้องคดี โดยมีคำสั่งทุเลาการบังคับตามมติ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2566 ที่พิจารณาเห็นชอบผลการคัดเลือกผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าจำนวน 175 ราย เฉพาะในส่วนที่ไม่มีรายชื่อของผู้ฟ้องคดี และทุเลาการบังคับตามประกาศสำนักงาน กกพ. เรื่อง รายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกตามระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ FiT ปี 2565 - 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 ลงวันที่ 5 เมษายน 2566 สำหรับพลังงานลม จำนวน 22 ราย และคำวินิจฉัยอุทธรณ์ตามมติ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2566 ที่ยกอุทธรณ์ของผู้ฟ้องคดีไว้เป็นการชั่วคราว จนกว่าศาลจะมีคำพิพากษาหรือคำสั่งเป็นอย่างอื่น ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งดังกล่าวต่อศาลปกครองสูงสุดเมื่อวันที่ 4 เมษายน 2567 โดยอยู่ในกระบวนการพิจารณาของศาล
4. ต่อมา สนพ. ได้รับข้อมูลเพิ่มเติมจาก สำนักงาน กกพ. เกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ดังนี้ (1) ผู้ยื่นขอ ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกสำหรับพลังงานลม กำหนด SCOD ปี 2568 – 2573 ได้มีหนังสือแจ้งถึงผลกระทบจากการชะลอการลงนาม PPA จำนวน 16 โครงการ (2) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีหนังสือ แจ้งผลกระทบจากการชะลอการดำเนินการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเพิ่มศักยภาพระบบไฟฟ้าและรองรับ การเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าในส่วนที่เกี่ยวข้องกับผู้ได้รับการคัดเลือกพลังงานลม โดยหากมีการชะลอการดำเนินงานไปจนถึงภายในเดือนมิถุนายน 2567 จะส่งผลกระทบต่อ SCOD ล่าช้าไปจากกำหนดเดิมประมาณ 1 ปี สำหรับ ผู้ที่ได้รับการคัดเลือกในโครงการพลังงานลมจำนวน 9 โครงการ ที่มีกำหนด SCOD เดิมปี 2568 - 2571 และกรณีมีการชะลอการดำเนินงานออกไปภายหลังเดือนมิถุนายน 2567 จะส่งผลกระทบต่อ SCOD สำหรับผู้ที่ได้รับการคัดเลือกในโครงการพลังงานลมทั้ง 22 โครงการ (3) กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือยืนยันความจำเป็น ที่ประเทศไทยจะต้องมีพลังงานสะอาดเพิ่มมากขึ้น ซึ่งการส่งเสริมโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นภารกิจสำคัญและจำเป็นเร่งด่วนของประเทศที่ไม่สามารถชะลอหรือหยุดชะงักได้ เพื่อให้ประเทศมีศักยภาพในการแข่งขัน มีต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยถูกลง ลดการพึ่งพาการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ และช่วยให้ประเทศบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกของประเทศในปี 2573 ตามการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contribution: NDC) รวมทั้งยังเป็นกลไกสำคัญในการส่งเสริมให้เกิดการจัดหาไฟฟ้าสีเขียว (UGT) และ (4) ความคืบหน้าเรื่องที่ศาลปกครองกลางมีคำสั่งทุเลาการบังคับตามมติ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2566 ที่พิจารณาเห็นชอบผลการคัดเลือกผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้า เฉพาะในส่วนที่ไม่มีรายชื่อของผู้ฟ้องคดี และทุเลาการบังคับตามประกาศสำนักงาน กกพ. สำหรับพลังงานลม จำนวน 2 คดี ดังนี้ 1) กรณีคดีของ บริษัท วินด์ ขอนแก่น 2 จำกัด โดยเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2567 ศาลปกครองสูงสุดได้มีคำสั่งกลับคำสั่งของ ศาลปกครองชั้นต้น เป็นให้ยกคำขอของผู้ฟ้องคดีที่ขอให้ศาลมีคำสั่งทุเลาการบังคับตามมติ กกพ. ที่พิจารณาเห็นชอบผลการคัดเลือกผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าจำนวน 175 ราย เฉพาะในส่วนที่ไม่มีรายชื่อของผู้ฟ้องคดี และประกาศสำนักงาน กกพ. ดังกล่าว สำหรับพลังงานลม จำนวน 22 ราย ซึ่งสำนักงาน กกพ. มีหนังสือ แจ้งคำสั่งศาลปกครองสูงสุดให้ กฟผ. และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) แล้ว และ 2) กรณีคดีของ บริษัท วินด์ กาฬสินธุ์ 2 จำกัด โดยเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2567 ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเกี่ยวกับวิธีการชั่วคราวก่อนการพิพากษาในคดีหมายเลขดำที่ 2219/2566 ระหว่าง บริษัท วินด์ กาฬสินธุ์ 2 จำกัด กับสำนักงาน กกพ. และ กกพ. โดยศาลมีคำสั่งทุเลาการบังคับตามมติ กกพ. ที่พิจารณาเห็นชอบผลการคัดเลือกผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าจำนวน 175 ราย เฉพาะในส่วนที่ไม่มีรายชื่อของผู้ฟ้องคดี และประกาศสำนักงาน กกพ. ดังกล่าว สำหรับพลังงานลม จำนวน 22 ราย ซึ่งเมื่อวันที่ 4 เมษายน 2567 สำนักงาน กกพ. ได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งต่อศาลปกครองสูงสุดแล้ว
5. ข้อเสนอหลักการการปรับเลื่อนกำหนด SCOD สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) จากการที่ศาลปกครองกลางมีคำสั่ง ลงวันที่ 10 ตุลาคม 2566 กรณีบริษัท วินด์ ขอนแก่น 2 จำกัด และได้มีคำสั่งเพิ่มเติมลงวันที่ 5 มีนาคม 2567 กรณีบริษัท วินด์ กาฬสินธุ์ 2 จำกัด ทุเลาการบังคับตามประกาศสำนักงาน กกพ. เฉพาะการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม จำนวน 22 ราย ตามมติ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2566 ไว้เป็นการชั่วคราว จนกว่าศาลจะมีคำพิพากษาหรือคำสั่งเป็นอย่างอื่น จึงทำให้มีการชะลอการดำเนินงานในส่วนที่เกี่ยวข้องใด ๆ ตามระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าฯ สำหรับผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกสำหรับโครงการพลังงานลม จำนวน 22 ราย ตั้งแต่วันที่ศาลมีคำสั่งทุเลาฯ ดังกล่าว เช่น การลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. เพื่อเพิ่มศักยภาพระบบไฟฟ้าและรองรับการเชื่อมต่อระบบไฟฟ้า ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับผู้ได้รับการคัดเลือกในโครงการพลังงานลม เป็นต้น โดยต่อมาศาลปกครองสูงสุดได้มีคำสั่งเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2567 กลับคำสั่งของศาลปกครองชั้นต้นกรณีบริษัท วินด์ ขอนแก่น 2 จำกัด เป็นให้ยกคำขอของผู้ฟ้องคดีแล้ว และสำนักงาน กกพ. ได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งทุเลาฯ กรณีบริษัท วินด์ กาฬสินธุ์ 2 จำกัด ต่อศาลปกครองสูงสุดแล้ว โดยอยู่ระหว่างการพิจารณาของศาล ดังนั้น กรณีศาลปกครองสูงสุดได้ยกเลิกคำสั่งทุเลาฯ แล้ว จึงเห็นควรให้ปรับเลื่อนกำหนด SCOD โครงการพลังงานลมในรายที่ได้รับผลกระทบจากคำสั่ง ศาลปกครองดังกล่าว เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมที่ได้รับการคัดเลือก โดยควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาปรับกรอบระยะเวลาการเข้าทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และปรับเลื่อนกำหนด SCOD สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมที่ได้รับผลกระทบจากคำสั่งศาลปกครองให้เหมาะสมกับสถานการณ์ ที่เปลี่ยนแปลงไปของแต่ละโครงการได้ตามสมควร ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบภายในปี 2573 เพื่อให้ไม่กระทบต่อแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดของประเทศที่มีเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกของประเทศ ในปี 2573 ตาม NDC รวมทั้งยังเป็นกลไกสำคัญในการส่งเสริมให้เกิดการจัดหาไฟฟ้าสีเขียว (UGT) และไม่กระทบต่อเสถียรภาพทางด้านราคาค่าไฟฟ้าในระยะยาวของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอหลักการการปรับเลื่อนกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ได้รับผลกระทบจากคำสั่งศาลปกครอง
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาปรับกรอบระยะเวลาการเข้าทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และปรับเลื่อนกำหนด SCOD สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมที่ได้รับผลกระทบ จากคำสั่งศาลปกครองให้เหมาะสมกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไปของแต่ละโครงการได้ตามสมควร ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบภายในปี 2573
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ดังนี้ PNGV = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,NGV + S2,NGV] + [TdZone 3 + TcZone 3] + ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ โดยที่ (1) Pool Gas คือ ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยก ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่น ๆ ในอนาคต (2) Ld และ Lc คือ อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ ในส่วน Demand Charge (Ld) และ Commodity Charge (Lc) สำหรับสถานี LNG (LNG Receiving Terminal Tariff) ที่ผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) ใช้บริการ (3) S คือ อัตราค่าบริการสำหรับ การจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ โดยที่ S1 คือ ค่าใช้จ่ายในการจัดหาและค้าส่งก๊าซ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ S2 คือ ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซ การส่งก๊าซให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซระหว่างผู้จัดหาและผู้ผลิต และสัญญาซื้อขายก๊าซระหว่างผู้จำหน่ายและผู้ใช้ รวมถึงความเสี่ยงอื่น ๆ (4) TdZone 3 และ TcZone 3 คือ อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อสำหรับระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) ในส่วน Demand Charge (Td) และในส่วน Commodity Charge (Tc) และ (5) ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ คือ ค่าใช้จ่ายในส่วนของการลงทุนและค่าใช้จ่ายสถานีก๊าซ NGV ของสถานีแม่ สถานีลูก และสถานีแนวท่อ รวมค่าขนส่งภายในรัศมี 50 กิโลเมตร และค่าใช้จ่ายการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ
2. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Energy Pool Price) โดยหลักเกณฑ์ Energy Pool Price หมายถึง การนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล และ LNG นำเข้าของกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ คุณภาพและราคา (Regulated Market) มาเฉลี่ยกับก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตของภาคไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมในกลุ่ม Regulated Market อยู่ในทิศทางและแนวปฏิบัติเดียวกัน ซึ่งมีการใช้เชื้อเพลิงคิดเป็นหน่วยราคาต่อความร้อน (บาทต่อล้านบีทียู) และช่วยลดภาระอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ที่ส่งผลถึงผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรง ต่อมา เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กพช. ได้เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซที่เข้า และออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซเท่ากับ ราคาก๊าซจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช.
3. การดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีดังนี้ (1) กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์การกำกับดูแลผู้รับใบอนุญาตบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Pool Manager) พ.ศ. 2566 โดยได้กำหนดสิทธิ หน้าที่ และความรับผิดชอบของ Pool Manager ทั้งนี้ Pool Manager เริ่มคำนวณราคา Pool Gas ตามมติ กพช. ดังกล่าวตั้งแต่เดือนมีนาคม 2567 เป็นต้นไป ทำให้ราคา Pool Gas มีการเปลี่ยนแปลง (2) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) มีหนังสือถึง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงวันที่ 27 พฤษภาคม 2567 เห็นชอบในหลักการตามข้อเสนอแนวทาง การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ของ ปตท. ซึ่งส่งผลให้ราคา Pool Gas ที่ใช้คำนวณต้นทุนราคาขายปลีก NGV เปลี่ยนแปลงไป โดยในช่วงเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ปตท. ได้คำนวณราคาขายปลีก NGV จากราคา Pool Gas ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่ Shipper ปตท. แจ้ง และ (3) ปตท. ได้รับแจ้งราคา Pool Gas ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ในเดือนมิถุนายน 2567 และพบว่ามีส่วนต่างระหว่างต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 และเมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ในช่วงเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ปตท. จึงได้ขอประสานหารือแนวทางบริหารจัดการส่วนต่างดังกล่าวนี้ต่อไป
4. ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามสูตรโครงสร้าง ณ เดือนกรกฎาคม 2567 อยู่ที่ระดับ 18.55 บาทต่อกิโลกรัม โดยจากประมาณการราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในช่วงเดือนสิงหาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567 คาดการณ์ว่าราคาอาจปรับขึ้นอยู่ในช่วง 19.36 ถึง 19.66 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ประชุมหารือร่วมกับ ปตท. เพื่อพิจารณาแนวทางการกำหนดราคาขายปลีก NGV โดยมีความเห็นร่วมกันว่า ให้นำส่วนต่างต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดจากการดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ในช่วงเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 มาปรับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ในโครงสร้างราคาขายปลีก NGV โดยให้ราคาขายปลีก NGV อยู่ที่ 18.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 2 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2567 ถึงวันที่ 15 ตุลาคม 2567 และนำส่วนต่างคงเหลือมาปรับราคาขายปลีก NGV ตั้งแต่วันที่ 16 ตุลาคม 2567 จนครบวงเงินของส่วนต่างต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ ยังคงมาตรการช่วยเหลือจาก ปตท. ในกลุ่มรถแท็กซี่ กลุ่มรถโดยสารสาธารณะ และกลุ่มรถบรรทุก ตามมติคณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2566
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้นำส่วนต่างต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดจากผลการดำเนินการตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ วันที่ 13 ธันวาคม 2566 ในช่วงเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 มาปรับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติในโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับ ยานยนต์ (NGV) ดังนี้
1.1 ให้ราคาขายปลีก NGV อยู่ที่ราคา 18.59 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2567 ถึงวันที่ 15 ตุลาคม 2567 (เป็นระยะเวลา 2 เดือน)
1.2 ราคาขายปลีก NGV ตั้งแต่วันที่ 16 ตุลาคม 2567 ให้นำส่วนต่างคงเหลือมาปรับลดราคาจนครบวงเงินของส่วนต่างต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ
2. มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการตามข้อ 1 และรายงานผล การดำเนินการให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบต่อไป
กพช. ครั้งที่ 167 วันอังคารที่ 25 มิถุนายน 2567
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2567 (ครั้งที่ 167)
วันอังคารที่ 25 มิถุนายน 2567
2. การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ
3. การต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนจากรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT)
5. การทบทวนคณะกรรมการภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(นายเศรษฐา ทวีสิน)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2567 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) รับเรื่องมาตรการในการให้เอกชนสามารถทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ไปดำเนินการร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้แล้วเสร็จโดยเร็ว แล้วนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาตามขั้นตอนต่อไป และเมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2567 ครม. มีมติให้ พน. เร่งหารือกับสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อกำหนดมาตรการในเรื่องมาตรการในการอนุญาตและส่งเสริมให้เอกชนสามารถทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้ากับผู้ผลิตพลังงานสะอาดและพลังงานทดแทนได้โดยตรง (Direct PPA) ให้เหมาะสมและชัดเจนโดยเร็ว แล้วนำเสนอต่อ กพช. ให้ทันการประชุมในคราวต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถพิจารณากำหนดมาตรการดังกล่าวทั้งระบบได้ทันตามกำหนดเวลาข้างต้น ให้พิจารณากำหนดเป็นมาตรการนำร่อง (Sandbox) แล้วนำเสนอ กพช. พิจารณา เพื่อทดลองใช้ดำเนินการเป็นกรณี ๆ ไป ตามความจำเป็นเหมาะสมก่อน ซึ่ง พน. โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จึงได้ศึกษาข้อเท็จจริงเกี่ยวกับการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ซื้อและผู้ขาย หรือ Direct PPA รูปแบบต่าง ๆ รวมถึงได้มีการหารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อพิจารณาแนวทางการเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ซื้อและผู้ขาย (Direct PPA) ที่เหมาะสมสำหรับประเทศไทยในระยะแรก
2. โครงสร้างกิจการไฟฟ้าของประเทศไทย ปัจจุบันเป็นแบบ Enhanced Single Buyer Model (ESB) หรือการไฟฟ้าเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ตามที่ ครม. เห็นชอบเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 โดยมี กฟผ. เป็นผู้ผลิตไฟฟ้า ส่งไฟฟ้า และเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเอกชน ได้แก่ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) รวมถึงรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ ในขณะที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายคือ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดย กฟผ. จะจำหน่ายไฟฟ้าผ่านระบบส่งไฟฟ้าให้แก่ กฟน. และ กฟภ. เพื่อจำหน่ายไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าภายในพื้นที่รับผิดชอบของการไฟฟ้า นอกจากนี้ กฟผ. ยังจำหน่ายไฟฟ้าบางส่วนโดยตรงให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่บางรายที่ได้รับอนุญาตให้จำหน่ายไฟฟ้าได้ภายใต้กฎหมายที่เกี่ยวข้อง และมีศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator : SO) ทำหน้าที่ในการควบคุม บริหารและกำกับดูแลการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าทั้งของ กฟผ. IPP SPP และที่รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ เพื่อให้ระบบไฟฟ้าของประเทศมีความมั่นคง สมดุล มีเสถียรภาพ มีประสิทธิภาพ และมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่ถูกที่สุด โดยมี กพช. เป็นผู้กำหนดนโยบายและแผนด้านพลังงานของประเทศ และมีคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ทำหน้าที่กำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานให้เป็นไปตามแนวนโยบายที่กำหนด โดย กกพ. มีอำนาจออกระเบียบ ข้อบังคับ หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไข เพื่อการกำกับกิจการพลังงานในเรื่องต่าง ๆ ตามที่พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) กำหนด ซึ่งภายใต้โครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบ ESB ภาครัฐสามารถกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าให้เป็นอัตราเดียวกัน ทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ได้ เพื่อดูแลประชาชนทุกพื้นที่ให้มีพลังงานไฟฟ้าใช้อย่างเท่าเทียมและเสมอภาคกัน มีการให้บริการไฟฟ้าสาธารณะ โดยใช้กลไกการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ซึ่งมีต้นทุนการให้บริการและจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่แตกต่างกันในแต่ละพื้นที่ และมีการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่อยู่อาศัยกลุ่มเปราะบางหรือมีรายได้น้อย โดยให้ส่วนต่างระหว่างรายได้ค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยกับต้นทุนทางบัญชีให้นับเป็นความต้องการรายได้ (Revenue Requirement) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 อีกทั้ง ภาครัฐยังมีอำนาจในการบริหารจัดการและควบคุมสั่งการได้อย่างเด็ดขาด เพื่อควบคุมเสถียรภาพค่าไฟฟ้าของประเทศให้ได้รับผลกระทบน้อยที่สุดในช่วงวิกฤติพลังงาน
3. Direct PPA คือการที่ผู้ผลิตไฟฟ้าทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงกับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยในต่างประเทศมีรูปแบบ Direct PPA 2 แบบ คือ 1) แบบที่มีการส่งมอบไฟฟ้าจริงทางกายภาพ (Physical Delivery PPA) โดยส่งมอบในพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้าเอง (On-Site PPA) หรือส่งมอบไฟฟ้าจากภายนอกพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-Site PPA) แบ่งเป็นการส่งมอบไฟฟ้าผ่านสายส่งไฟฟ้าที่ดำเนินการเอง (Private Wire PPA) หรือการส่งมอบไฟฟ้าผ่านระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า (Bilateral หรือ Trilateral/Sleeved PPA) และ 2) แบบที่ไม่มีการส่งมอบไฟฟ้าจริงทางกายภาพ (Virtual/ Financial PPA) ซึ่งจะเป็นลักษณะของสัญญาทางการเงินที่มีการชดเชยส่วนต่างของราคา (Contract for Difference) ระหว่างราคาที่ตกลงกันและราคาซื้อขายไฟฟ้าที่เกิดขึ้นในตลาดซื้อขายไฟฟ้า สัญญานี้จึงถูกใช้เป็นเครื่องมือป้องกันความเสี่ยงจากความผันผวนของราคาไฟฟ้าในตลาดซื้อขายไฟฟ้า สำหรับประเทศไทย ผู้ใช้ไฟฟ้าโดยเฉพาะในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม ซึ่งประกอบด้วย บริษัทข้ามชาติที่มีการลงทุนและที่สนใจ จะเข้ามาลงทุนในประเทศไทย และบริษัทส่งออกของไทย มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนหรือไฟฟ้าสีเขียวที่สามารถพิสูจน์ได้ว่ามาจากแหล่งผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนได้ เนื่องจากทั่วโลกเริ่มมีมาตรการส่งเสริมการใช้ไฟฟ้าสะอาดซึ่งเป็นการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกทางอ้อม (Indirect Emission) อย่างจริงจัง เพื่อผลักดันให้เกิดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามพันธกรณีระหว่างประเทศในการลดภาวะโลกร้อน นอกจากนี้ สหภาพยุโรป ยังได้ออกมาตรการปรับคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดน (Carbon Border Adjustment Mechanism: CBAM) ซึ่งจะมีการเก็บภาษีสินค้านำเข้าที่มีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูงเข้ามาในสหภาพยุโรปตามประเภทสินค้าที่กำหนด ดังนั้นรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ที่มีการส่งมอบไฟฟ้าจริงทางกายภาพ (Physical Delivery PPA) ซึ่งเป็นการส่งมอบไฟฟ้าพร้อมกับใบรับรองการผลิตไฟฟ้าสีเขียวของแหล่งผลิตไฟฟ้า (Bundled Renewable Energy Certificates: RECs) จึงสามารถตอบสนองความต้องการของผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยได้มากกว่าแบบที่ไม่มีการส่งมอบไฟฟ้าจริงทางกายภาพ (Virtual PPA) ทั้งนี้ สามารถสรุปรายละเอียดกลไกและรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ของประเทศไทย ทั้งในส่วนที่ดำเนินการมาแล้วและที่กำลังอยู่ระหว่างการศึกษา ดังนี้
3.1 การซื้อขายไฟฟ้าโดยส่งมอบไฟฟ้าในพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้าเอง (On-Site PPA) เป็นการซื้อขายไฟฟ้าหลังมิเตอร์ (Behind-the-Meter) ที่ไม่มีการส่งไฟฟ้าเข้าสู่ระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า ปัจจุบันสามารถดำเนินการได้โดยต้องมีการขอรับอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ และต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไข ตามที่ กกพ. ประกาศกำหนด ตัวอย่างเช่น Solar Rooftop ในอาคารหรือโรงงาน ขนาดกำลังผลิตติดตั้งตั้งแต่ 1,000 กิโลโวลต์-แอมแปร์ ขึ้นไป ต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้าและใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ส่วนโรงไฟฟ้าชีวมวลที่ขายไฟฟ้าให้กับโรงงานน้ำตาลต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า ใบอนุญาตระบบจำหน่ายไฟฟ้า และใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า เป็นต้น รวมทั้งต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Code) ของการไฟฟ้า เช่น ติดตั้งอุปกรณ์ป้องกันไฟฟ้าไหลย้อนกลับ แต่เนื่องจากการซื้อขายไฟฟ้าแบบ On-Site PPA โดยเฉพาะการติดตั้ง Solar Rooftop ได้รับความนิยมและมีแนวโน้มเพิ่มขึ้น อย่างรวดเร็ว ทั้งในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ธุรกิจ และภาคอุตสาหกรรม โดยผู้ใช้ไฟฟ้ายังคงมีการรับซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าควบคู่กันไปเพื่อสำรองไว้ในช่วงที่โรงไฟฟ้าตามสัญญา On-Site PPA ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ ภาครัฐจึงต้องทำหน้าที่ในการจัดหาไฟฟ้าให้เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าส่วนนี้และต้องวางแผนการจัดหาไฟฟ้าสำรองไว้ให้ตลอดเวลา ซึ่งอาจส่งผลต่อต้นทุนค่าไฟฟ้าต้องปรับตัวสูงขึ้นและอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ และควรมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ให้สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม และไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนที่อยู่ในระบบเดิม และมีมาตรการในการเก็บข้อมูลหรือรายงานจากผู้ใช้ไฟฟ้าทุกรายที่มีการซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้การวางแผนทางด้านพลังงานของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้นและลดความเสี่ยงจากการเกิดไฟฟ้าดับได้
3.2 การซื้อขายไฟฟ้าโดยส่งมอบไฟฟ้าจากภายนอกพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-Site PPA) ผ่านสายส่งไฟฟ้าที่ดำเนินการเอง (Private Wire PPA) เป็นการซื้อขายไฟฟ้าหลังมิเตอร์ (Behind-the-Meter) ที่ไม่มีการส่งไฟฟ้าเข้าสู่ระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า ปัจจุบันไม่มีข้อจำกัดทางกฎหมายที่ห้ามไม่ให้เอกชนดำเนินการ โดยต้องมีการขอรับอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ซึ่งหากโรงไฟฟ้าเอกชนขนาดเล็กรายใดได้ดำเนินการขอรับใบอนุญาตจาก กกพ. และ กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่า มีคุณสมบัติตามระเบียบที่ กกพ. กำหนด รวมถึงได้ปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการขอรับใบอนุญาตและการออกใบอนุญาตตามระเบียบดังกล่าวแล้ว กกพ. ย่อมมีอำนาจพิจารณาออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานประเภทระบบจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่โรงไฟฟ้าเอกชนได้ ทั้งนี้ การพิจารณาออกใบอนุญาต กกพ. อาจกำหนดเงื่อนไขที่ให้คำนึงถึงผลกระทบต่อการดำเนินงานระบบจำหน่ายไฟฟ้าของหน่วยงานภาครัฐด้วยก็ได้ ในกรณีมีการก่อสร้างสายส่งหรือสายจำหน่ายไฟฟ้าจะต้องปฏิบัติตามประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์ระยะห่างที่ปลอดภัยในการก่อสร้างระบบจำหน่ายไฟฟ้าของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าตั้งแต่สองรายขึ้นไป พ.ศ. 2563 ภายใต้มาตรา 72 และ 75 แห่ง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ เพื่อให้เกิดความปลอดภัยในระบบจำหน่ายไฟฟ้าและรักษาทรัพย์สินของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า และในกรณีที่มีการปักเสาพาดสายผ่านในพื้นที่สาธารณะหรือพื้นที่ของประชาชนจะต้องมีการขออนุญาตจากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นหรือขอใช้พื้นที่จากเจ้าของพื้นที่ด้วย ซึ่งการดำเนินการจะต้องไม่ขัดกับกฎหมายอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น กฎหมายผังเมือง และกฎหมายสิ่งแวดล้อม เป็นต้น ทั้งนี้ เนื่องจากผู้ใช้ไฟฟ้าในกลุ่มนี้มักต้องซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าควบคู่ไปด้วย เพื่อเป็นไฟฟ้าสำรอง เมื่อแหล่งกำเนิดไฟฟ้าตามสัญญา Off-Site Private Wire PPA มีเหตุขัดข้องหรือสภาพอากาศไม่ดีทำให้ ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ ดังนั้น ภาครัฐจึงต้องวางแผนการจัดหาไฟฟ้าสำรองไว้ให้ตลอดเวลาและอาจส่งผลต่อต้นทุนค่าไฟฟ้าต้องปรับตัวสูงขึ้น อีกทั้งปริมาณการใช้ไฟฟ้าที่รับซื้อจากการไฟฟ้าจะมีความผันผวนมากขึ้น และอาจส่งผลกระทบต่อการวางแผนการจัดหาไฟฟ้าและการบริหารจัดการความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ จึงควรต้องมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า ทุกกลุ่มและไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนที่อยู่ในระบบเดิม และควรมีกลไกหรือมาตรการในการเก็บข้อมูลหรือรายงานจากผู้ใช้ไฟฟ้าทุกรายที่มีการซื้อขายไฟฟ้าในลักษณะนี้ เพื่อให้การวางแผนทางด้านพลังงานของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้นและลดความเสี่ยงจากการเกิดไฟฟ้าดับได้
3.3 การซื้อขายไฟฟ้าโดยส่งมอบไฟฟ้าจากภายนอกพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-Site PPA) ผ่านระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า โดยมีการไฟฟ้าเป็นตัวกลางในการให้บริการรวบรวมการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าต่าง ๆ ให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องรับผิดชอบในการบริหารจัดการการผลิต การส่ง และการรับซื้อไฟฟ้าทั้งหมดด้วยตัวเอง (Trilateral/Sleeved PPA) เช่น อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) เป็นต้น โดยอัตราค่าบริการ UGT เป็นนโยบายที่ภาครัฐกำหนดขึ้นมาเพื่อใช้เป็นกลไกในการตอบสนองและเป็นทางเลือกหนึ่งให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ต้องการซื้อไฟฟ้าสีเขียวพร้อมใบรับรองการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (REC) ในบิลเดียวกัน (Bundled Electricity and REC) โดยที่ภาครัฐเป็นตัวกลางในการจัดหาและรวบรวมไฟฟ้าสีเขียว หรือไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียนซึ่งไม่มีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ มาเปิดให้บริการภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ซึ่ง กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์การให้บริการและการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) พ.ศ. 2566 สำหรับการให้บริการไฟฟ้าสีเขียว ที่เป็นกิจการสาธารณูปโภคพื้นฐานของรัฐ ภายใต้แนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 โดยกำหนดอัตราค่าบริการ UGT เป็น 2 รูปแบบ ดังนี้ 1) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวแบบไม่เจาะจงแหล่งที่มา (UGT1) เป็นอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่เดิม ในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำใบรับรอง REC ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้าในการขอรับบริการ โดย ไม่มีการระบุรายชื่อโรงไฟฟ้าในสัญญาการให้บริการไฟฟ้า (Electricity Supply Agreement: ESA) ที่ผู้ซื้อไฟฟ้าทำกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ซึ่งอัตราค่าบริการที่เรียกเก็บจะเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติบวกกับอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) ที่ครอบคลุมต้นทุนค่าใบรับรอง REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ซึ่งการให้บริการรูปแบบนี้ ผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยจะสามารถเข้าถึงบริการไฟฟ้าสีเขียวได้ด้วย และโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ายังคงเป็นไปตามโครงสร้างปกติของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท ภายใต้นโยบายที่กำหนดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันใช้ไฟฟ้าในอัตราเท่ากันทั่วประเทศ (Uniform Tariff) และ 2) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว แบบเจาะจงแหล่งที่มา (UGT2) เป็นอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ ทั้งของภาครัฐและเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและใบรับรอง REC จากแหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้า ต้องเจาะจงกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ซึ่งเป็นแหล่งที่มาของไฟฟ้าในการขอรับบริการ มีการระบุรายชื่อโรงไฟฟ้าในสัญญา ESA ที่ผู้ซื้อไฟฟ้าทำกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง โดยอัตราค่าบริการที่เรียกเก็บกำหนดจากต้นทุน การให้บริการพลังงานไฟฟ้าสีเขียวและใบรับรอง REC ของแต่ละกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) รวมถึงองค์ประกอบอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ซึ่งอาศัยหลักการแยกส่วนต้นทุนการให้บริการเป็น 2 ส่วน คือ ต้นทุนส่วนที่ผู้ใช้ไฟฟ้ายังคงรับบริการจากระบบไฟฟ้าเช่นเดียวกับผู้ใช้ไฟฟ้าในระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า และต้นทุนส่วนที่มาจากการใช้บริการกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ที่ผู้ใช้ไฟฟ้าเลือกใช้
3.4 การซื้อขายไฟฟ้าโดยส่งมอบไฟฟ้าจากภายนอกพื้นที่ของผู้ใช้ไฟฟ้า (Off-Site PPA) ผ่านระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า โดยไม่มีการไฟฟ้าเป็นตัวกลางในการให้บริการรวบรวมการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าต่าง ๆ ซึ่งผู้ใช้ไฟฟ้าต้องมีหน้าที่รับผิดชอบในการแจ้งปริมาณความต้องการใช้ไฟฟ้าไปยังผู้ผลิตไฟฟ้าและแจ้งปริมาณไฟฟ้าที่ต้องส่งผ่านสายส่งไฟฟ้าไปยังผู้ให้บริการระบบส่งไฟฟ้าด้วยตนเองโดยไม่ผ่านตัวกลาง จึงเป็นการทำสัญญาสองฝ่ายระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้า (Bilateral PPA) ซึ่งต้องมีการเปิดให้บุคคลที่สามสามารถเข้ามาใช้หรือเชื่อมต่อกับระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) ได้ด้วย ซึ่ง พน. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้มีการเตรียมการเพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ระหว่างเอกชนผ่านการขอใช้บริการ TPA ดังนี้ 1) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 กพช. ได้มีมติรับทราบการดำเนินโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox: ERC Sandbox) ของ กกพ. และเห็นชอบในหลักการให้มีการผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้า (Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading) ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยกำหนดให้ใช้อัตราค่าบริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าตามที่ กกพ. กำหนด โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมเพื่อใช้ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ปัจจุบันอยู่ระหว่างดำเนินโครงการ หากแล้วเสร็จจะรายงานผลการดำเนินโครงการและผลการศึกษาเพื่อใช้ประกอบในการพิจารณากำหนดแนวทางการเปิดใช้ TPA ที่เหมาะสมต่อไป 2) กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์และแนวทางการจัดทำข้อกำหนดการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access) พ.ศ. 2565 (TPA Framework) โดยให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เป็นผู้มีหน้าที่ต้องจัดทำข้อกำหนดการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (TPA Code) รวมถึงอัตราค่าบริการ เสนอ กกพ. พิจารณาเห็นชอบ ปัจจุบัน สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการพิจารณาร่าง TPA Code ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และ 3) สนพ. ได้มีการศึกษารูปแบบ ขั้นตอน และวิธีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยอาศัยกลไกของตลาดซื้อขายไฟฟ้าและบทบาทของหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง เพื่อเตรียมความพร้อมรองรับการมุ่งไปสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ในอนาคต และได้มีการหารือเบื้องต้นกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาแนวทางการเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ที่เหมาะสมกับประเทศไทยในระยะแรก เพื่อประเมินถึงข้อดี ข้อเสีย และข้อจำกัดและนำผลที่ได้ไปใช้ในการปรับปรุงก่อนพิจารณาขยายผลการดำเนินการในระยะต่อไป
4. ข้อเสนอแนวทางการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ Direct PPA ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) เพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนหรือไฟฟ้าสีเขียว และให้ประเทศมีความพร้อมรองรับและดึงดูดการลงทุนจากบริษัทชั้นนำของโลกที่รัฐบาลได้เชิญชวนไว้และสนใจเข้ามาลงทุนในด้าน Data Center ซึ่งการลงทุนของบริษัทเหล่านี้ล้วนมีความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานสะอาดทั้งสิ้น จึงจำเป็นต้องมีมาตรการหรือกลไกเพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Direct PPA ผ่านการขอใช้บริการ TPA สำหรับ นักลงทุนที่ไม่ต้องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Direct PPA ด้วย UGT โดยการเปิดให้บุคคล ที่สามหรือภาคเอกชนสามารถมีการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการใช้บริการ TPA เป็นมาตรการของภาครัฐในการเปิดให้ภาคเอกชนสามารถมาขอใช้บริการ TPA เพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ซึ่งจะเป็นรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสองฝ่ายระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยส่งไฟฟ้า ผ่านระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (TPA) หรือระบบโครงข่ายของการไฟฟ้า ซึ่งจะต้องเสียค่าบริการ TPA ให้แก่เจ้าของระบบโครงข่ายไฟฟ้าตามที่กำหนดไว้ นอกจากนี้ การเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการใช้บริการ TPA ถือเป็นเรื่องที่ใหม่สำหรับประเทศไทย จึงต้องมีการศึกษาและพิจารณาอย่างรอบคอบในทุกมิติ โดยในระยะแรกควรเป็นการดำเนินการในระยะทดลองหรือโครงการนำร่องที่มีการจำกัดปริมาณการซื้อขายไฟฟ้าที่เหมาะสม โดยอาจพิจารณาจากบริษัทชั้นนำของโลกที่รัฐบาลได้เชิญชวนไว้และสนใจเข้ามาลงทุนในด้าน Data Center ซึ่งต้องเป็นการลงทุนขนาดใหญ่ที่สร้างประโยชน์แก่เศรษฐกิจของประเทศ และกำหนดขอบเขตการซื้อขายไฟฟ้าที่จำกัดและควบคุมได้ โดยจะต้องเป็นการดำเนินการในรูปแบบของการขายพลังงานไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรง และไม่มีการขายพลังงานไฟฟ้ากลับมาให้ภาครัฐ เพื่อประเมินถึงข้อดี ข้อเสีย และข้อจำกัดจากการดำเนินการ และนำผลที่ได้จากการประเมินไปใช้ในการปรับปรุงก่อนพิจารณาขยายผลการดำเนินการ ในระยะต่อไป ซึ่งการดำเนินการต่าง ๆ จะกระทบต่อนโยบายที่เกี่ยวข้อง ดังนี้ (1) นโยบายโครงสร้างกิจการไฟฟ้า ESB หรือการไฟฟ้าเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ตามที่ ครม. เมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2546 เรื่องการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและแนวทางการกำกับดูแล ในประเด็น ที่เกี่ยวกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบ ESB ซึ่งกำหนดให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินการผลิตไฟฟ้า ผู้ส่งไฟฟ้า และเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว (Single buyer) โดยส่งกระแสไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ซึ่งจะกระทบต่อการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการใช้บริการ TPA ที่ไม่สามารถดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าดังกล่าวระหว่างเอกชนได้ เนื่องจากจะขัดกับนโยบายโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบ ESB และ (2) นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ตามที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ซึ่งกำหนดให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันใช้ไฟฟ้าในอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ซึ่งจะกระทบต่อการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการใช้บริการ TPA ที่ไม่สามารถกำหนดอัตราซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชน ที่แตกต่างกันได้ เนื่องจากจะขัดกับนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ดังนั้น ในการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Direct PPA ผ่านการขอใช้บริการ TPA จะต้องมีการ ขอยกเว้นหรือผ่อนผันมติ ครม. และ กพช.
5. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนแบบ Direct PPAผ่านการใช้บริการ TPA ซึ่งอาจพัฒนาเป็นตลาดไฟฟ้าเสรีได้ในอนาคตนั้น ถือเป็นเรื่องที่ใหม่สำหรับประเทศไทย ที่อาจส่งผลกระทบในหลายด้าน โดยเฉพาะเรื่องการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศที่มีผู้ได้รับผลกระทบ ผู้เกี่ยวข้อง และผู้มีส่วนได้ส่วนเสียหลายฝ่ายหลายองค์กร จึงต้องมีการศึกษาและพิจารณาอย่างรอบคอบในทุกมิติ เพื่อให้ได้แนวทางและนโยบายที่เหมาะสมกับบริบทของประเทศในปัจจุบันและอนาคต มีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชนทั้งประเทศ ทั้งนี้ กลไกเพื่อตอบสนองความต้องการใช้ไฟฟ้าสีเขียวผ่านข้อเสนออัตราค่าบริการ UGT เป็นมาตรการในระยะแรกที่ภาครัฐได้ดำเนินการใกล้แล้วเสร็จ และสามารถเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าแบบ Direct PPA ได้ในช่วงเร่งด่วน ในระยะแรกของการเปิดให้มีการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบ Direct PPA ผ่านการขอใช้บริการ TPA ควรเป็นการดำเนินการในโครงการนำร่องที่มีการจำกัดปริมาณการซื้อขายไฟฟ้า ที่เหมาะสมและกำหนดขอบเขตการซื้อขายไฟฟ้าที่จำกัดและควบคุมได้ เนื่องจากการดำเนินการต่าง ๆ อาจกระทบต่อนโยบายโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศ เพื่อประเมินถึงข้อดี ข้อเสีย และข้อจำกัดจากการดำเนินการ เพื่อนำผลที่ได้จากการประเมินไปใช้ในการพิจารณาผลกระทบในทุกด้าน และพิจารณาการดำเนินการในระยะต่อไป ทั้งนี้ การพิจารณากลุ่มเป้าหมายในโครงการนำร่อง อาจให้ความสำคัญกับการลงทุนจากบริษัทชั้นนำของโลกที่รัฐบาลได้เชิญชวนไว้และสนใจเข้ามาลงทุนในด้าน Data Center ที่ไม่ต้องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Direct PPA ด้วยอัตราค่าบริการ UGT ซึ่งจะช่วยสนับสนุนให้เกิดการพัฒนาเทคโนโลยีที่สร้างประโยชน์แก่เศรษฐกิจและสังคมของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอแนวทางการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) โดยกำหนดปริมาณกรอบเป้าหมายการดำเนินการ Direct PPA ไม่เกิน 2,000 เมกะวัตต์ โดยอนุญาตให้เฉพาะบริษัท Data Center ที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามข้อกำหนดจากบริษัทแม่ และต้องเป็นการดำเนินการที่เท่าเทียมกันในทุกประเทศที่ไปลงทุน ซึ่งต้องเป็นการลงทุนขนาดใหญ่และไม่มีการขายไฟฟ้ากลับเข้าสู่ระบบไฟฟ้าของประเทศ
2. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงาน (พน.) เสนอคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อขอยกเว้นมติ ครม. เมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 ที่เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2546 เรื่องการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและแนวทางการกำกับดูแล ในประเด็นที่เกี่ยวกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า Enhanced Single Buyer (ESB) เฉพาะการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA)
3. เห็นชอบให้ยกเว้นมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 เรื่องนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ในประเด็นที่กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท ต้องเป็นอัตราเดียวกันทั่วประเทศ (Uniform Tariff) เฉพาะการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA)
4. มอบหมาย พน. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน ร่วมกันจัดทำรายละเอียด หลักเกณฑ์ และเงื่อนไข การดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) ทั้งนี้ให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2567 และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป
5. มอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จัดทำอัตราค่าบริการการใช้และเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) ที่ครอบคลุมค่าบริการต่าง ๆ เช่น 1) ค่าบริการระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) 2) ค่าบริการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Connection Charge) 3) ค่าบริการความมั่นคงระบบไฟฟ้า (System Security Charge หรือ Ancillary Services Charge) 4) ค่าบริการหรือค่าปรับในการปรับสมดุลหรือบริหารปริมาณไฟฟ้า (Imbalance Charge) 5) ค่าใช้จ่ายเชิงนโยบาย (Policy Expenses) และค่าบริการหรือค่าใช้จ่ายอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น ที่เหมาะสมและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าในภาพรวมทั้งประเทศ และสอดรับกับข้อเสนออัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) ที่อยู่ระหว่างการดำเนินการด้วย ทั้งนี้ให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในปี 2567 และให้นำเสนอ กบง. พิจารณาเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป
6. มอบหมาย พน. และ กกพ. ศึกษาผลกระทบจากการดำเนินการโครงการนำร่องการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบการทำสัญญาซื้อขายพลังงานไฟฟ้าได้โดยตรง (Direct Power Purchase Agreement: Direct PPA) ผ่านการขอใช้บริการระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access: TPA) ที่มีผลต่อสถานภาพของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง และผลกระทบที่มีต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทางด้านประชาชนและอุตสาหกรรม
เรื่องที่ 2 การทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อปี 2516 มีการค้นพบก๊าซธรรมชาติเป็นจำนวนมากในอ่าวไทย ทำให้รัฐบาลตัดสินใจดำเนินโครงการพัฒนาก๊าซธรรมชาติขึ้นมาใช้ประโยชน์เพื่อทดแทนการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศ และสร้างความมั่นคงทางพลังงานขึ้นภายในประเทศ โดยรัฐบาลได้มอบหมายให้การปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในปัจจุบัน) ดำเนินโครงการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลเส้นที่ 1 สายประธาน จากแหล่งเอราวัณขึ้นฝั่งที่จังหวัดระยอง และวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกไปยังโรงไฟฟ้าบางปะกงและโรงไฟฟ้าพระนครใต้ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2524 ซึ่งตั้งแต่ปี 2539 เป็นต้นมา ได้มีการพัฒนาการใช้ประโยชน์จากก๊าซธรรมชาติเพิ่มมากขึ้น คณะรัฐมนตรีจึงได้มีการอนุมัติขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 1 ถึง 3 และแผนโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ปัจจุบันประเทศไทยมีระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งหมด 5 พื้นที่ (Zone) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) วันที่ 4 สิงหาคม 2564 ดังนี้ พื้นที่ 1 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (รวมท่อของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM)) พื้นที่ 2 ระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติบนฝั่งที่ขนอม พื้นที่ 3 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง พื้นที่ 4 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง ที่จะนะ และพื้นที่ 5 ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่งที่น้ำพอง
2. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติเป็นโครงการที่มีความจำเป็นต่อการพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมของประเทศ และเป็นโครงการที่ใช้เงินลงทุนสูง เป็นกิจการที่อยู่ในลักษณะของการผูกขาด โดยการปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย (บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในปัจจุบัน) เป็นผู้ดำเนินการเพียงรายเดียว รัฐบาลจึงมีนโยบายในการกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยใช้หลักต้นทุนการให้บริการ (Cost of Service) ในลักษณะกิจการสาธารณูปโภค (Utility Tariff) และเห็นชอบหลักเกณฑ์ในการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
2.1 ก่อนมีคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (ปี 2535 – 2550) ซึ่งเมื่อวันที่ 8 กันยายน 2535 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2535 เรื่องสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง กฟผ. กับ ปตท. โดยอัตราค่าผ่านท่อ เป็นอัตราตามที่ตกลงกันระหว่าง กฟผ. และ ปตท. และให้มีการคิดค่าขนส่งทางท่อ โดยใช้หลักต้นทุนการให้บริการ (Cost of Service) ในลักษณะของกิจการสาธารณูปโภค (Utility Tariff) และให้มีหลักเกณฑ์ การกำหนดค่าผ่านท่อที่โปร่งใส จากนั้นวันที่ 13 สิงหาคม 2539 ครม. ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2539 เรื่องนโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล โดยเห็นชอบแนวทางการกำกับดูแลการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าผ่านท่อ และกำหนดให้มีการกำกับดูแลโดย กพช. และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) (สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในปัจจุบัน) ต่อมาเมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2544 ครม. ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2544 เรื่องแนวทางการกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ และหลักการร่างประกาศ กพช. เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และเมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2544 กพช. ได้ออกประกาศ กพช. ฉบับที่ 1/2544 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 กพช. ได้พิจารณาเรื่อง การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล และมีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติในเรื่องการปรับกลุ่มสำหรับการคำนวณราคาเนื้อก๊าซเฉลี่ย (Pool) และการกำหนดพื้นที่ (Zone) ในการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และมีมติเห็นชอบ ให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติโดยมอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้มีผลบังคับใช้ในช่วงเวลาที่เหมาะสม ซึ่งเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ และมอบหมายให้ สนพ. จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 เพื่อสำหรับใช้ในการอ้างอิงในการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมีผลบังคับใช้วันที่ 1 มกราคม 2551 เป็นต้น
2.2 เมื่อพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ) ได้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 และเมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551 พระมหากษัตริย์ได้โปรดเกล้าฯ แต่งตั้ง กกพ. ดังนั้น ในการพิจารณาอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติจะเป็นไปตามขั้นตอนที่ได้บัญญัติไว้ใน พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ และเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 ครม. มีมติรับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ที่ได้เห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (NG) และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และให้คงหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ (T) ตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 ทั้งนี้ ในส่วนของการประเมินมูลค่าสินทรัพย์และขยายอายุใช้งานใหม่ของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ในอนาคต ที่ผ่านมาได้กำหนดให้ดำเนินการประเมินโดย ปตท. โดยต้องได้รับความเห็นชอบจาก สนพ. และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการประเมินมูลค่าทรัพย์สินและขยายอายุใช้งานใหม่ในอนาคตแทน ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามที่สำนักงาน กกพ. เสนอ โดยในกรณีการลงทุนเดิมของผู้รับใบอนุญาต จะยังคงระดับอัตราผลตอบแทนการลงทุนตลอดอายุโครงการเดิม เพื่อคงสิทธิหรือภาระผูกพันที่มีอยู่เดิมตามมติ กพช. ที่เห็นชอบไว้ก่อนหน้า สำหรับผลตอบแทนการลงทุนโครงการใหม่ในอนาคตกำหนดเป็นอัตราคงที่ตลอดอายุโครงการ โดยจะพิจารณาจากต้นทุนเงินทุนส่วนเพิ่มสำหรับโครงการใหม่เพื่อให้ได้อัตราผลตอบแทนที่เหมาะสมต่อไป และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการตามขั้นตอนของ พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป และเห็นชอบแนวทางการคำนวณอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติใหม่ ใช้หลักการ Building Block โดยคำนวณอัตราค่าบริการจากรายได้ที่ผู้รับใบอนุญาตควรได้รับ (Allowed Revenue) ที่สะท้อนเงินลงทุน ค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital : WACC) ที่ กกพ. เห็นชอบ และเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. มีมติเห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 และเห็นชอบการทบทวนพื้นที่ (Zone) ในการคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซของผู้ซื้อก๊าซ โดยคำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติพื้นที่ 1 ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด ซึ่งนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติของ TTM นำมาคำนวณรวมในอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของ ปตท. ด้วย ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงการแบ่งพื้นที่สำหรับการคิดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติในภายหลังให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด โดย กกพ. ได้มีการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติสำหรับผู้รับใบอนุญาตขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย อัตราค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) และอัตราค่าบริการ ส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) มาใช้ตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นมา
3. โครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติเป็นโครงการที่ใช้เงินลงทุนสูงและมีลักษณะของการผูกขาด โดยมี ปตท. เป็นผู้ดำเนินการเพียงรายเดียว การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติใช้หลักต้นทุนการให้บริการ (Cost of Service) ในลักษณะกิจการสาธารณูปโภค (Utility Tariff) และได้จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 เพื่อใช้เป็นหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งที่ผ่านมาการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่หมดอายุการใช้งาน ไม่สะท้อนการดำเนินการที่เกิดขึ้นจริง ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติทั้งหมด โดยให้หมายรวมถึงการลงทุนของผู้รับใบอนุญาตทั้งก่อนและหลังมีพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยมีประเด็นที่ต้องพิจารณาทบทวนสรุปได้ ดังนี้ 1) มูลค่าสินทรัพย์และขยายอายุการใช้งานใหม่ 2) ค่าใช้จ่ายการดำเนินการและค่าบำรุงรักษา 3) อัตราผลตอบแทนการลงทุนในส่วนของทุน (Internal Rate of Return on Equity, IRROE) 4) อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาว 5) สัดส่วนหนี้สินต่อส่วนของเจ้าของ (Debt To Equity) 6) คู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 และ 7) มติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559
4. เพื่อให้การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติมีความโปร่งใสเป็นธรรม สะท้อนค่าใช้จ่าย ที่เกิดขึ้นจริง ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ยกเลิกคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่ง ก๊าซธรรมชาติ ธันวาคม 2550 และให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 เรื่อง การทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติที่กำหนดว่า กรณีการลงทุนเดิมของผู้รับใบอนุญาต จะยังคงระดับผลตอบแทนการลงทุนตลอดอายุโครงการเดิม เพื่อคงสิทธิหรือภาระผูกพันที่มีอยู่เดิมตามมติ กพช. ที่เห็นชอบ ไว้ก่อนหน้า ทั้งนี้ ให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการตามขั้นตอนที่ได้บัญญัติไว้ใน พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานฯ ต่อไป รวมทั้งเห็นควรให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติของระบบท่อส่ง ก๊าซธรรมชาติทั้งหมด ดังนี้ 1) มูลค่าสินทรัพย์สำหรับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่ครบอายุการใช้งานตามแผนและมีการขยายอายุการใช้งานใหม่ ให้นำเฉพาะเงินลงทุนของสินทรัพย์ส่วนที่ขยายปรับปรุงหรือทดแทนของสินทรัพย์เดิมในการซ่อมแซมหรือปรับเปลี่ยนอุปกรณ์เพื่อให้สินทรัพย์นั้นอยู่ในสภาพที่พร้อมใช้งานได้ตลอดอายุการใช้งาน มารวมเป็นมูลค่าของสินทรัพย์ได้ (Additional CAPEX) ตามราคาต้นทุน และ 2) หลักเกณฑ์ การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการและค่าบำรุงรักษา ให้พิจารณาค่าใช้จ่ายที่สะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง และกำหนดผลตอบแทนการลงทุนในรูปแบบต้นทุนเงินทุนถัวเฉลี่ย ถ่วงน้ำหนัก (Weighted Average Cost of Capital: WACC) ที่เหมาะสม สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจ สังคม การลงทุนหรือเทคโนโลยีที่เปลี่ยนแปลงไป และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงในปัจจุบันและอนาคตของการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติตามสภาวะตลาดก๊าซธรรมชาติของประเทศ ภายใต้การกำกับดูแลโดย กกพ.
มติของที่ประชุม
รับทราบข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ มอบหมายให้ ฝ่ายเลขานุการฯ รับไปพิจารณาทบทวนในรายละเอียดของข้อเสนอดังกล่าว โดยนำข้อสังเกตของที่ประชุม ไปประกอบการพิจารณา และนำมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาในการประชุมคราวต่อไป
เรื่องที่ 3 การต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนจากรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT)
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากรูปแบบ Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) และมอบให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) รับไปดำเนินการตามแนวทางดังนี้ 1) ประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยมีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ 2) โครงการที่ได้ดำเนินการยื่นคำร้อง ขอขายไฟฟ้าในรูปแบบ Adder แล้ว แต่มีความสนใจที่จะเข้าร่วมโครงการภายใต้รูปแบบ FiT เห็นควรให้ดำเนินการดังนี้ (1) สำหรับกลุ่มโครงการที่ดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้คงอยู่ในรูปแบบ Adder ต่อไป (2) สำหรับกลุ่มโครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว หรือเป็นโครงการที่ได้รับการอนุมัติตอบรับซื้อไฟฟ้าในปี 2557 สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ ทั้งนี้ โครงการที่จะเปลี่ยนรูปแบบได้ จะต้องเป็นโครงการที่ยัง ไม่เคยมีการต่ออายุโครงการหรือโครงการที่ไม่เลยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยจะต้องขอยกเลิกสัญญาเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน และให้ยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT ภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 กับสำนักงาน กกพ. โดยได้รับอัตรา FiT ตามอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 และให้มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามที่เคยได้ยื่นไว้ในระบบ Adder เดิม และ (3) สำหรับกลุ่มโครงการที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าแล้ว แต่ยังไม่ได้รับอนุมัติการตอบรับซื้อไฟฟ้า (ยังไม่มีข้อผูกพันกับภาครัฐ) สามารถปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ แต่ต้องยกเลิกคำร้องเดิมโดยไม่มีการหักเงินค้ำประกัน และยื่นคำร้องใหม่ในรูปแบบ FiT โดยการรับซื้อไฟฟ้าจะเป็นรูปแบบการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) เสมือนเป็นโครงการเสนอใหม่ ทั้งนี้ต้องยกเลิกคำร้องภายในวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2558 กับสำนักงาน กกพ.
2. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาโรงไฟฟ้าชีวมวลตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 10 มีนาคม 2559 โดยให้โครงการชีวมวลในรูปแบบ Adder สามารถเลือกปรับรูปแบบ Adder เป็น FiT ได้ดังนี้ 1) สามารถเลือกที่จะอยู่ในรูปแบบ Adder อย่างเดิมต่อไป ได้ตามเงื่อนไขเดิม หรือ 2) สามารถเลือกที่จะเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT ได้ โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) ได้รับอัตรา FiT และ FiT Premium ตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 (2) มีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าคงเหลือในรูปแบบ FiT เท่ากับอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่กำหนดไว้ 20 ปี ปรับลดด้วยระยะเวลาที่ได้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ไปแล้วและปรับลดระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าอีก และ (3) ภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ กพช. มีมติ โดยให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทำหนังสือแจ้งมติมายังคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยไม่ต้องรอการรับรองรายงานการประชุมของ กพช. และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วน ที่เกี่ยวข้องตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลในรูปแบบ Adder หากเลือกสิทธิที่จะคงอยู่ ในรูปแบบ Adder หรือปรับเปลี่ยนเป็นรูปแบบ FiT แล้ว จะไม่สามารถปรับเปลี่ยนรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าได้อีกต่อไป
3. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2567 วุฒิสภาได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เรื่อง การปรึกษาหารือของสมาชิกวุฒิสภาก่อนเข้าสู่ระเบียบวาระการประชุมวุฒิสภา เกี่ยวกับความเดือดร้อนของประชาชนหรือปัญหาอื่นใดต่อประธานของที่ประชุมก่อนเข้าสู่ระเบียบวาระการประชุมวุฒิสภา เรื่อง การต่ออายุโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวล ซึ่งมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ได้มีมติว่าภายหลังที่สิ้นสุดสัญญา ให้สามารถต่ออายุโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลได้ ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงประโยชน์ของสาธารณะซึ่งโครงการนี้สามารถพิจารณาได้ว่ามีประโยชน์ต่อสาธารณะหลายด้าน ซึ่งหากโครงการดังกล่าวถูกระงับ โดยไม่ได้รับการต่ออายุ จะทำให้ประเทศสูญเสียมูลค่าทางเศรษฐกิจหลายหมื่นล้านบาท และหากต้องตั้งโรงไฟฟ้าใหม่ขึ้น ต้องใช้ระยะเวลา 3 ปี ทำให้เสียมูลค่าทางเศรษฐกิจหลายแสนล้านบาท จึงขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวล เนื่องจากเป็นการกระตุ้นเศรษฐกิจฐานรากและเศรษฐกิจชุมชน
4. เมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2567 สมาคมโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนและพลังงานหมุนเวียนได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ขอให้พิจารณาต่ออายุสัญญาหรือขยายอายุสัญญารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่สิ้นสุดอายุสัญญา เนื่องจากโรงไฟฟ้าชีวมวลแต่ละแห่งยังสามารถผลิตขายกระแสไฟฟ้าได้ ดังนั้นการไม่ต่อหรือขยายอายุสัญญาเป็นการเสียโอกาสในการใช้ประโยชน์โรงไฟฟ้า
5. โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT จำนวนทั้งหมด 121 ราย มีกำลังผลิตติดตั้ง 1,468.1 MW ปริมาณขายตามสัญญารวมทั้งหมด 767.4 MW โดยมีโรงไฟฟ้าที่จะหมดอายุสัญญา พ.ศ. 2567 - 2573 จำนวน 97 ราย กำลังติดตั้ง 1,223.1 MW ปริมาณขายตามสัญญา 619.8 MW และโรงไฟฟ้าที่จะหมดอายุสัญญา พ.ศ. 2574 – 2582 จำนวน 24 ราย กำลังติดตั้ง 245.0 MW ปริมาณขายตามสัญญา 147.6 MW
6. ข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้ากรณีการต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT ดังนี้
6.1 หลักการพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT มีการพิจารณาดังนี้ 1) การพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลต้องเป็นโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่ได้มีการเปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 2) การพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลจะพิจารณาต่ออายุสัญญาตามระยะเวลาที่ถูกปรับลด ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 (ต่ออายุได้ 27 – 56 เดือน) 3) การพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลดังกล่าวจะต้องไม่กระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน และ 4) การพิจารณาต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลดังกล่าวมีเงื่อนไขว่าจะต้องมีศักยภาพระบบไฟฟ้ารองรับการดำเนินการดังกล่าวด้วย
6.2 อัตรารับซื้อไฟฟ้ากรณีการต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT โดยโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT ถูกปรับลดอายุสัญญาโครงการลงตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 หากภาครัฐพิจารณาให้ต่ออายุสัญญาโครงการตามจำนวนปีที่ถูกปรับลดลง โครงการดังกล่าวจะสามารถผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบเพิ่มได้ โดยไม่ต้องมีการลงทุนเครื่องจักรใหม่ เนื่องจากโครงการดังกล่าวได้มีการผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) มาแล้ว แต่ยังไม่ครบอายุโครงการ (20 ปี) ตามอายุมาตรฐานของเครื่องจักร/โรงไฟฟ้า จึงอาจทำให้เครื่องจักรและโรงไฟฟ้ายังอยู่ ในสภาพที่สามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งหากมีการต่ออายุสัญญาออกไป โรงไฟฟ้าดังกล่าวจะไม่มีความเสี่ยงเรื่องการเงินและการดำเนินธุรกิจเนื่องจากได้รับการคืนทุนเงินลงทุนโครงการและได้รับผลตอบแทนจากการขายไฟฟ้าตามมาตรการรับซื้อไฟฟ้า FiT ตามที่กำหนดแล้ว ทำให้ภาครัฐสามารถที่จะพิจารณาอัตรา รับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมที่ทำให้ผู้ประกอบการสามารถดำเนินการได้ และไม่กระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ โดยกำหนดสมมติฐานในการพิจารณาการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ดังนี้ 1) ไม่นำต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า (CAPEX) มาพิจารณาประกอบการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT สำหรับโครงการที่ต่ออายุ เนื่องจากโครงการดังกล่าวได้รับการคืนทุนเงินลงทุนโครงการและได้รับผลตอบแทนจากการขายไฟฟ้าตามมาตรการรับซื้อไฟฟ้า FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ไปแล้ว 2) มีการนำค่าใช้จ่ายการดำเนินการและค่าบำรุงรักษา (O&M) มาพิจารณาประกอบการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT สำหรับโครงการที่ต่ออายุ ในระดับที่เหมาะสม 3) กำหนดอัตรา FiTv ที่ประมาณ 1.97 บาทต่อหน่วย (อ้างอิงจากประกาศการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค สำหรับอัตรา FiTv ของชีวมวล ประจำปี 2567) เพื่อสะท้อนค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง โดยให้ใช้อัตรา FiTv คงที่ 1.97 บาทต่อหน่วย สำหรับกำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาดตลอดอายุสัญญาที่เหลือ 4) กำหนดค่าตัวประกอบโรงไฟฟ้า (Plant Factor) ร้อยละ 70 และ 5) กำหนดระดับผลตอบแทนเทียบกับค่าใช้จ่าย O&M ประมาณร้อยละ 8 ซึ่งจากสมมติฐานดังกล่าวได้นำมากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับการต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น FiT ในอัตราคงที่ 2.28 บาทต่อหน่วย สำหรับกำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาดตลอดอายุสัญญาที่เหลือ
7. ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นว่าควรที่จะต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบ Adder เป็น FiT ตามอายุสัญญาโครงการที่ถูกปรับลดลงตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 (ต่ออายุได้ 27 – 56 เดือน) เนื่องจากโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบ Adder เป็น FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 ถูกปรับลดอายุสัญญาโครงการลง โดยอาศัยหลักการมูลค่าปัจจุบันสุทธิ (Net Present Value: NPV) ของโครงการ โดย NPV ของรายได้ที่ผู้ประกอบการได้รับในรูปแบบ FiT ต้องเท่ากับ NPV ของรายได้ที่พึงจะได้รับในรูปแบบ Adder จนกว่าจะครบอายุโครงการ 20 ปี อย่างไรก็ตาม โครงการดังกล่าว ยังสามารถผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบเพิ่มได้โดยไม่ต้องมีการลงทุนเครื่องจักรใหม่ เนื่องจากโครงการดังกล่าวได้มีการผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) มาแล้วแต่ยังไม่ครบอายุโครงการ (20 ปี) จึงอาจทำให้เครื่องจักรและโรงไฟฟ้ายังอยู่ในสภาพที่สามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพ โดยมติ กพช. เมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2559 กำหนดว่าภายหลังสิ้นสุดอายุสัญญาในรูปแบบ FiT แล้ว ภาครัฐอาจสามารถที่จะพิจารณาต่ออายุสัญญาไปอีกตามจำนวนปีที่ถูกปรับลด โดยการพิจารณาต่ออายุสัญญาจะต้องมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่คำนึงถึงผลประโยชน์สาธารณะ เป็นสำคัญ ดังนั้นการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการด้วยอัตราที่ถูกลงดังกล่าวจะไม่ก่อให้เกิดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า และอาจช่วยให้อัตราค่าไฟฟ้าถูกลง อีกทั้งยังก่อให้เกิดประโยชน์ต่อเกษตรกรผู้ปลูกพืชพลังงานอีกด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้ากรณีการต่ออายุสัญญาโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. เห็นชอบให้กรรมสิทธิ์ในใบรับรองการผลิตพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) หรือคาร์บอนเครดิต (Carbon Credit) ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลที่เปลี่ยนรูปแบบจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) ที่ได้รับการต่ออายุสัญญา เป็นกรรมสิทธิ์ของการไฟฟ้าในฐานะผู้รับซื้อ หรือภาครัฐ
สรุปสาระสำคัญ
ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้
1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 (แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550) มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิตและ ผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว
2. การจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (ร่างกฎกระทรวงฯ) และร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ดำเนินการสำรวจข้อมูลด้านต่าง ๆ เช่น จำนวน รุ่น ปริมาณการใช้พลังงาน เพื่อนำมากำหนดเป็นกลุ่มตัวอย่างและจำนวนตัวอย่างที่ต้องสุ่มทำการทดสอบ รวมถึงแนวทางการหา ค่าประสิทธิภาพพลังงาน วิธีมาตรฐานการทดสอบ และอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง แล้วจึงทำการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ประมวลผลการทดสอบตามหลักสถิติ โดยกำหนดให้ผลิตภัณฑ์ที่ผ่านเกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards: HEPS) ประมาณร้อยละ 20 และกำหนดให้ไม่ผ่านเกณฑ์มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards: MEPS) ประมาณร้อยละ 3 ทั้งนี้ จะดำเนินการปรับให้เหมาะสมกับแต่ละผลิตภัณฑ์โดยคำนึงปัจจัยอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น จำนวนยี่ห้อ ที่ผ่านเกณฑ์ เป็นต้น ซึ่งการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ความชำนาญตามสาขาต่าง ๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการพิจารณาจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ รวมทั้งการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในแต่ละผลิตภัณฑ์ โดยมีขั้นตอนการพิจารณาดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน (4) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) (5) กพช. (6) คณะรัฐมนตรี (7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนาม และ (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป โดยตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 จนถึง ปีปัจจุบัน พพ. ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 73 ฉบับ (73 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้ HEPS นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และ MEPS นำมาจัดทำเป็น มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่ง สมอ. ประกาศบังคับใช้ต่อไป ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. และลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 30 ฉบับ ในจำนวนนี้เป็นมาตรฐานบังคับ 5 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 25 ฉบับ
3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) มีมติรับทราบ ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) และมอบหมาย พพ. จัดส่งร่างกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานพิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป ซึ่งเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2566 คณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายกระทรวงพลังงาน ได้พิจารณาร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี เครื่องเชื่อมไฟฟ้า คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็น เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้น เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วม และเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้ม ตามที่ พพ. เสนอ และให้ดำเนินการเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป (2) เห็นชอบร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ เครื่องปรับอากาศ เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว และกระจก โดยให้ พพ. รับความเห็นและข้อสังเกตของคณะกรรมการ ไปดำเนินการปรับปรุงแก้ไขร่างกฎกระทรวงฯ ก่อนที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป และ (3) เห็นชอบให้ พพ. ถอนร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ ฉนวนกันความร้อนอุณหภูมิต่ำ รถจักรยานยนต์ไฟฟ้า ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบกึ่งตั้ง ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบตั้ง เครื่องแช่เย็นและเครื่องแช่แข็งอย่างรวดเร็ว ยางนอกรถจักรยานยนต์ และเครื่องเป่าผม ออกจากวาระการประชุม และเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2567 กบง. มีมติเห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ตามที่ พพ. เสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช.พิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
4. ร่างกฎกระทรวงฯ แต่ละผลิตภัณฑ์ ประกอบด้วย หลักการและเหตุผล นิยาม ค่าประสิทธิภาพพลังงาน และมาตรฐานการทดสอบ ห้องทดสอบ โดยมีรายละเอียดการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงของร่างกฎกระทรวงฯ ทั้ง 7 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้
4.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดมอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังด้านออก และจำนวนขั้วของมอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว 2 ขั้ว ค่าประสิทธิภาพพลังงานของขนาดกำลังด้านออก 0.12 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 53.6 ถึงร้อยละ 66.5 จนถึงขนาดกำลังด้านออก 7.50 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 88.1 ถึงร้อยละ 91.7 และ (2) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว 4 ขั้ว ค่าประสิทธิภาพพลังงานของขนาดกำลังด้านออก 0.12 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 59.1 ถึงร้อยละ 69.8 จนถึงขนาดกำลังด้านออก 7.50 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 88.7 ถึงร้อยละ 92.6
4.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตั้งแต่ร้อยละ 21.70 ถึงร้อยละ 31.57
4.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทของเครื่องดูดควัน ดังนี้ (1) ประเภทระบบท่อดูดอากาศออกสู่ภายนอก (กระโจมกลางห้อง กระโจมติดผนัง มาตรฐาน และสลิมไลน์) ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 5 ถึง 9 ลูกบาศก์เมตรต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ (2) ประเภทระบบหมุนเวียนอากาศภายในห้อง (มาตรฐาน และสลิมไลน์) ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 2.5 ถึง 9 ลูกบาศก์เมตรต่อชั่วโมงต่อวัตต์
4.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทของเครื่องเชื่อมไฟฟ้า ดังนี้ (1) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภทอาร์ค ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 87 ถึงร้อยละ 95 (2) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภททิก ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 83 ถึงร้อยละ 95 และ (3) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภทมิก ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 87 ถึงร้อยละ 95
4.5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทและขนาดปริมาณน้ำมัน ดังนี้ (1) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมประเภทใช้ไฟฟ้า ปริมาณน้ำมันที่ใช้ไม่เกิน 8.5 ลิตร และมากกว่า 8.5 ลิตร ถึง 30 ลิตร ค่าประสิทธิภาพพลังงานร้อยละ 76 ถึงร้อยละ 87 และร้อยละ 72 ถึงร้อยละ 82 ตามลำดับ และ (2) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมประเภทใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ปริมาณน้ำมันที่ใช้ไม่เกิน 11 ลิตร และมากกว่า 11 ลิตร ถึง 30 ลิตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 43 ถึงร้อยละ 50 และร้อยละ 42 ถึงร้อยละ 47 ตามลำดับ
4.6 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ ดังนี้ (1) อีวาพอเรเตอร์อุณหภูมิต่ำ ค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ คือ 0.7911 + 0.7392 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.049)] ถึง 1.1555 + 0.7392 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.049)] และ (2) อีวาพอเรเตอร์อุณหภูมิปานกลาง ค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ คือ 1.3774 + 1.2934 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.785)] ถึง 2.149 + 1.2934 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.785)]
4.7 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ และดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไป ที่จำเพาะแตกต่างไปตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี ได้แก่ หลอดแอลอีดีแบบทรงเอ (LED Bulb) หลอดแอลอีดีแบบเอ็มอาร์ (LED MR) หลอดแอลอีดีแบบพาร์ (LED PAR) หลอดแอลอีดีแบบทีแปด (LED T8) ดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีแบบโลว์เบย์และไฮเบย์ (LED Low/High Bay) และดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี แบบสาดแสง (LED Flood Light) โดยกำหนดค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้นต่ำสุดที่ 80 ถึง 85 ลูเมนต่อวัตต์ และสูงสุดที่ 120 ถึง 150 ลูเมนต่อวัตต์ จำเพาะตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ ไม่น้อยกว่าร้อยละ 95 หรือร้อยละ 96 ของประสิทธิศักย์เริ่มต้น จำเพาะตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี และดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไปที่ 70 หรือ 80 และค่า R9 มากกว่าศูนย์ หรือไม่ระบุ จำเพาะ ตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง (2) เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง (3) เครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง (4) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง (5) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง (6) คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง และ (7) หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน นำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ฉบับ
(7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง (2) เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง (3) เครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง (4) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง (5) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง (6) คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง และ (7) หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
เรื่องที่ 5 การทบทวนคณะกรรมการภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ สรุปสาระสำคัญ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมทราบ ดังนี้ 1. พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ฉบับที่ 2 พ.ศ. 2550 และ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2551 ตามมาตรา 5 กำหนดให้มีคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ซึ่งมีองค์ประกอบรวมทั้งสิ้น 19 คน โดยมีนายกรัฐมนตรีเป็นประธานกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ มีอำนาจหน้าที่ตามมาตรา 6 คือ เสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศต่อคณะรัฐมนตรี กำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการกำหนดราคาพลังงานให้สอดคล้องกับนโยบาย และแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ รวมทั้งติดตาม ดูแล ประสาน สนับสนุนและเร่งรัดการดำเนินการของคณะกรรมการทั้งหลายที่มีอำนาจหน้าที่เกี่ยวข้องกับพลังงาน ส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจและภาคเอกชนที่เกี่ยวข้องกับพลังงาน เพื่อให้มีการดำเนินการให้สอดคล้องกับนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ และประเมินผลการปฏิบัติตามนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ และมาตรา 9 กพช. อาจพิจารณาแต่งตั้งคณะกรรมการเพื่อพิจารณาหรือปฏิบัติการอย่างหนึ่งอย่างใดตามที่ กพช. มอบหมายได้
2. ตั้งแต่ปี 2535 จนถึงปี 2564 ยังคงมีคำสั่งคณะกรรมการที่แต่งตั้งโดย กพช. จำนวนทั้งสิ้น 20 คณะ ได้แก่ (1) คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนน้ำมันและก๊าซปิโตรเลียมเหลว
ในภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม (2) คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง (3) คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ กฟผ. (4) คณะกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติ
การประกอบกิจการไฟฟ้า (5) คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (6) คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ (7) คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (8) คณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวผิดประเภทและความปลอดภัย (9) คณะกรรมการติดตามตรวจสอบปริมาณก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (10) คณะกรรมการดำเนินการประชาสัมพันธ์การปรับเปลี่ยนโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
(11) คณะกรรมการติดตามความก้าวหน้าการดำเนินการปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ของกลุ่มรถแท็กซี่จากการใช้
ก๊าซปิโตรเลียมเหลวมาเป็นก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (12) คณะกรรมการป้องกันและตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศเพื่อนบ้าน (13) คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (14) คณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ (15) คณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย (16) คณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง (17) คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (18) คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน (19) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และ (20) คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า
3. ฝ่ายเลขานุการของคณะกรรมการภายใต้ กพช. (คณะกรรมการฯ) ได้มีการพิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ แล้ว สรุปผลการพิจารณาได้เป็น 2 กลุ่ม คือ 3.1 กลุ่มที่ 1 ภารกิจเสร็จสิ้น และ/หรือไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบท
ในปัจจุบัน จำนวน 17 คณะ ได้แก่ (1) คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนน้ำมันและก๊าซปิโตรเลียมเหลวในภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม (2) คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง (3) คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ กฟผ. (4) คณะกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้า (5) คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (6) คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ (7) คณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (8) คณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวผิดประเภทและความปลอดภัย (9) คณะกรรมการติดตามตรวจสอบปริมาณก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (10) คณะกรรมการดำเนินการประชาสัมพันธ์การปรับเปลี่ยนโครงสร้างราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (11) คณะกรรมการติดตามความก้าวหน้าการดำเนินการปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ของกลุ่มรถแท็กซี่จากการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวมาเป็นก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (12) คณะกรรมการป้องกันและตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศเพื่อนบ้าน (13) คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า
จากพลังงานหมุนเวียน (14) คณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ (15) คณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย (16) คณะกรรมการบูรณาการนโยบายด้านการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง และ (17) คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
3.2 กลุ่มที่ 2 มีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง และ/หรือจำเป็นต้องปรับปรุงองค์ประกอบหรืออำนาจหน้าที่ให้เหมาะสมกับบริบทในปัจจุบัน จำนวน 3 คณะ โดย (1) มีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่
คงเดิม จำนวน 2 คณะ คือ คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน และ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (2) ปรับปรุงอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ จำนวน 1 คณะ คือ คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า
4. เพื่อให้การปฏิบัติหน้าที่ของคณะกรรมการภายใต้ กพช. เป็นไปอย่างต่อเนื่องและสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรดำเนินการ ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ภารกิจเสร็จสิ้น และ/หรือไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในปัจจุบัน ให้ยกเลิกคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการฯ จำนวน 17 คณะ และกลุ่มที่ 2
มีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง และ/หรือจำเป็นต้องปรับปรุงองค์ประกอบหรืออำนาจหน้าที่ให้เหมาะสม
กับบริบทในปัจจุบัน ดำเนินการดังนี้ (1) ให้คงเดิมคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการฯ เนื่องจากมีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง จำนวน 2 คณะ คือ คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (2) ให้ยกเลิกและแต่งตั้งคณะกรรมการฯ ใหม่ จำนวน 1 คณะ คือ คณะกรรมการจัดทำ
แผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้าง
มติของที่ประชุม 1. เห็นชอบให้ยกเลิกคณะกรรมการภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) จำนวน 18 คณะ 2. เห็นชอบให้คงเดิมคณะกรรมการภายใต้ กพช. จำนวน 2 คณะ และให้แต่งตั้งคณะกรรมการภายใต้ กพช. ใหม่ จำนวน 1 คณะ 3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอร่างคำสั่งยกเลิกคณะกรรมการภายใต้ กพช. จำนวน 18 คณะ และร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ต่อประธาน กพช. เพื่อพิจารณาลงนามต่อไป
กบง.ครั้งที่ 2/2567 (ครั้งที่ 66) วันพฤหัสบดีที่ 27 มิถุนายน 2567
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2567 (ครั้งที่ 66)
วันพฤหัสบดีที่ 27 มิถุนายน 2567
2. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
3. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
4. แนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย
5. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ
7. ประมาณการกระแสเงินสดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)
เรื่องที่ 1 สถานภาพโครงการน้ำงึม 3
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งว่า กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้ตกลงจัดทำบันทึกความเข้าใจในการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) เพื่อจัดทำกรอบในการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ซึ่งได้มีการลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2565 โดยมีอายุ 18 เดือน ครบกำหนดในวันที่ 10 ตุลาคม 2566 และเมื่อวันที่ 22 กันยายน 2566 ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้มีหนังสือถึง กฟผ. ขอใช้สิทธิขยายอายุ Tariff MOU ตามเงื่อนไข Clause 2(b)(ii) ของ Tariff MOU ออกไป 60 วัน ซึ่งครบกำหนดในวันที่ 10 ธันวาคม 2566 ซึ่ง กฟผ. ได้รับทราบการใช้สิทธิดังกล่าวแล้ว ต่อมาเมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อขอขยายอายุ Tariff MOU อีก 18 เดือน จากวันที่ 10 ธันวาคม 2566 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2568 โดยให้เหตุผลว่า เพื่อให้มีระยะเวลาเพียงพอในการจัดทำแผนบรรเทาผลกระทบ ต่อโครงการและเจรจาเงื่อนไขกับ Export-Import Bank of China (CEXIM) โดย กฟผ. พิจารณาแล้วเห็นว่า การขยายระยะเวลา Tariff MOU ดังกล่าว เป็นกรณีที่ไม่ได้มีการกำหนดเงื่อนไขในการใช้สิทธิขยายระยะเวลา ไว้อย่างชัดเจนเช่นเงื่อนไข Clause 2(b)(ii) ของ Tariff MOU ที่กำหนดให้สิทธิผู้พัฒนาโครงการสามารถขยายระยะเวลาได้ ซึ่งในการพิจารณาขยายระยะเวลาใน Tariff MOU ตามกรณีเหตุผลและเงื่อนไขอื่นเป็นระยะเวลาอีก 18 เดือน เป็นเรื่องที่ต้องพิจารณาถึงความต้องการและแผนการผลิตไฟฟ้าจากภาคนโยบายประกอบด้วย ดังนั้น กฟผ. จึงได้นำส่งข้อเสนอการขอขยายอายุ Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 เป็นระยะเวลาอีก 18 เดือน เพื่อให้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทย กับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) พิจารณาและนำเรียนเสนอคณะอนุกรรมการประสานฯ
2. เมื่อวันที่ 25 มกราคม 2567 สนพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับ กฟผ. ถึงกรณีการขอขยายอายุ Tariff MOU โดยที่ประชุมรับทราบว่า ปัจจุบันโครงการน้ำงึม 3 ได้เลยกำหนดระยะเวลา Tariff MOU แล้ว และ กฟผ. ได้มีหนังสือแจ้งไปยังผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 เพื่อขอใช้สิทธิในการยึดเงินค้ำประกัน (MOU Security) จึงทำให้ที่ประชุมสรุปได้ว่า Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 สิ้นสุดอายุแล้ว ทั้งนี้ หากโครงการน้ำงึม 3 ยังมีความประสงค์จะขายไฟฟ้ามายังประเทศไทย จะต้องเข้าสู่กระบวนการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าใหม่อีกครั้ง ตามหลักเกณฑ์การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของคณะอนุกรรมการประสานฯ โดยรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) จะต้องเสนอโครงการน้ำงึม 3 มาให้คณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณาใหม่อีกครั้ง ต่อมาเมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2567 สนพ. ได้มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อสอบถามข้อมูลเพิ่มเติมถึงสถานะปัจจุบันของ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ถือว่าสิ้นสุดแล้วหรือไม่ และ กฟผ. ได้แจ้งผลการพิจารณาสถานะ Tariff MOU ดังกล่าวให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ทราบแล้วหรือไม่ รวมทั้งขอทราบแผนการดำเนินงานในการพัฒนาโครงการน้ำงึม 3 หลังจากขอขยาย Tariff MOU โดยเมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2567 กฟผ. ได้มีหนังสือชี้แจงว่า สถานะ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ได้ครบกำหนดแล้วเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566 และ กฟผ. ได้ใช้สิทธิ ริบหลักประกันเต็มจำนวนตามเงื่อนไข Clause 7 ของ Tariff MOU เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU โดยเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2566 กฟผ. ได้มีหนังสือแจ้งธนาคารกรุงเทพ จำกัด (มหาชน) ให้ชำระเงินตามหนังสือ MOU Security และ กฟผ. ได้รับเงินค้ำประกันครบถ้วนแล้วเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2566 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กฟผ. ได้มีหนังสือแจ้งผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ว่าจะนำข้อเสนอของผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ในการขอขยาย Tariff MOU ระยะเวลา 18 เดือน แจ้งแก่ สนพ. เพื่อนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ ต่อไป รวมทั้งได้แจ้งให้ทราบแล้วว่า Tariff MOU ได้ครบกำหนดแล้วเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566 และ กฟผ. ขอใช้สิทธิริบหลักประกันเต็มจำนวนตามเงื่อนไข Clause 7 ของ Tariff MOU
3. เมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2567 กฟผ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. จัดส่งข้อมูลเพิ่มเติมเกี่ยวกับแผน การดำเนินงานในการพัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ตามที่ได้รับจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) หลังจากได้ข้อสรุปเรื่อง PPA กับ กฟผ. แล้ว ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการโอนหุ้นและสินทรัพย์จากรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (EDL) ไปยัง Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) และบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) ซึ่งเป็นผู้สนับสนุนรายใหม่ของโครงการ และต้องหาแหล่งเงินทุนใหม่เพื่อสนับสนุนโครงการน้ำงึม 3 ทดแทน CEXIM ที่เป็นผู้สนับสนุนรายเดิม รวมทั้งต้องแก้ไขสัญญากับผู้รับเหมาก่อสร้างโครงการน้ำงึม 3 (EPC) เพื่อให้ EPC สามารถดำเนินการก่อสร้างโครงการให้แล้วเสร็จภายในกรอบเวลาที่ตกลงกันไว้ แต่อย่างไรก็ตาม การดำเนินการดังกล่าวยังไม่แล้วเสร็จ ส่งผลให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ไม่สามารถ ลงนาม PPA ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU จึงขอขยาย Tariff MOU ระยะเวลา 18 เดือน ไปจนถึง เดือนมิถุนายน 2568 และ (2) ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 แจ้งว่า หลังจากได้หารือกับ EPC และส่วนที่เกี่ยวข้องกับการก่อสร้างโครงการน้ำงึม 3 แล้ว ขอยืนยันว่าจะดำเนินการก่อสร้างโครงการน้ำงึม 3 ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2570 ถึงเดือนมิถุนายน 2570 โดยคาดการณ์ว่าจะสามารถกลับมาดำเนินการก่อสร้างได้อีกครั้งในเดือนพฤศจิกายน 2567 ถึงเดือนมีนาคม 2568 ซึ่งส่งผลให้โครงการน้ำงึม 3 มีกำหนดแล้วเสร็จหลังจากกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ที่ระบุไว้ใน Tariff MOU และร่าง PPA ที่ได้มีการตกลงกันแล้ว ทั้งนี้ ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 เสนอให้ กฟผ. และ สนพ. เสนอ SCOD ใหม่ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 โดยพิจารณาจากเป้าหมายตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) เพื่อให้โครงการน้ำงึม 3 จ่ายไฟฟ้าไปยังระบบส่งของ กฟผ. อย่างราบรื่น
4. ในส่วนของการจัดทำร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 เมื่อวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2566 กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้เจรจาจัดทำร่าง PPA แล้วเสร็จ และได้มีการลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่าง PPAโดยเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2566 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA ดังกล่าว และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ตรวจพิจารณาร่าง PPA ต่อมาเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 และวันที่ 9 มีนาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ตามลำดับ ได้มีมติรับทราบหลักการร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวกับกำหนด การจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2566 อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA แล้วเสร็จ และผู้พัฒนาโครงการ น้ำงึม 3 ได้ยืนยันเห็นชอบการแก้ไขร่าง PPA ตามผลการพิจารณาของ อส. แล้วเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2566 อย่างไรก็ตาม การลงนาม PPA จะสามารถดำเนินการได้ภายหลังจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้ลงนามสัญญาสัมมปทานกับรัฐบาล สปป. ลาว และนำส่ง First Security และเอกสารแสดงอำนาจผู้ลงนาม PPA มายัง กฟผ. รวมทั้ง กฟผ. ต้องตรวจสอบเอกสารดังกล่าวแล้ว ซึ่งผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ยังไม่ได้ดำเนินการดังกล่าว ส่งผลให้ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566
5. เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2567 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติรับทราบสถานะ Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 ว่าได้ครบกำหนดอายุแล้วเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566 เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU ดังกล่าว โดย กฟผ. ได้แจ้งให้ผู้พัฒนาโครงการ น้ำงึม 3 ทราบแล้วว่า Tariff MOU ได้ครบกำหนดอายุแล้ว และ กฟผ. ขอใช้สิทธิริบหลักประกัน ซึ่ง กฟผ. ได้รับเงินค้ำประกันครบถ้วนแล้วเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2566 ดังนั้น คณะอนุกรรมการประสานฯ จึงไม่มีอำนาจ ในการพิจารณาขยาย Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 ทั้งนี้ หากโครงการน้ำงึม 3 ยังคงมีความต้องการ ที่จะขายไฟฟ้าให้กับประเทศไทย จะต้องเข้าสู่กระบวนการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าใหม่อีกครั้ง ตามหลักเกณฑ์ การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของคณะอนุกรรมการประสานฯ โดยรัฐบาล สปป. ลาว จะต้องเสนอโครงการน้ำงึม 3 มาให้คณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณาตามขั้นตอนและหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ ใหม่อีกครั้ง
มติของที่ประชุม
รับทราบสถานภาพโครงการน้ำงึม 3
เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2567 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้รับทราบผลการดำเนินงานของมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2566 จำนวน 9 มาตรการ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ รายงานผลการดำเนินงานปี 2566 แก่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ โดยสรุปผล การดำเนินงานได้ ดังนี้ กลุ่มที่ 1 มาตรการปรับเปลี่ยนเชื้อเพลิง (Fuel Switch) ประกอบด้วย (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) มีการดำเนินงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 เนื่องจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีคำสั่งยกเลิกมาตรการจากต้นทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงกว่าราคา ก๊าซธรรมชาติเหลวตลาดจร (Spot LNG) โดยผลการดำเนินงานช่วงดังกล่าว คือ 615.1 ล้านลิตร คิดเป็น 0.372 ล้านตันเทียบเท่าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) (2) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงานปี 2566 คือ 1,874.3 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.258 ล้านตันเทียบเท่า LNG (3) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงานปี 2566 คือ 563.67 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.077 ล้านตันเทียบเท่า LNG (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. ผลการดำเนินงานปี 2566 คือ 155.12 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.021 ล้านตันเทียบเท่า LNG (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) โครงการเทินหินบุน หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. มีการดำเนินงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนพฤษภาคม 2566 ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ผลการดำเนินงาน คือ 11.181 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.00145 ล้านตันเทียบเท่า LNG กลุ่มที่ 2 มาตรการบริหารจัดการการใช้พลังงาน (Demand Side Management) ประกอบด้วย (6) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงาน ในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ผลการดำเนินงานปี 2566 คือ 844.2 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.116 ล้านตันเทียบเท่า LNG (7) เจรจา เพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. มีการดำเนินงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 เนื่องจากไม่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์จากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่มีราคาถูกลง ผลการดำเนินงาน คือ 319.63 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.007 ล้านตันเทียบเท่า LNG และกลุ่มที่ 3 มาตรการบริหารจัดการการผลิตพลังงาน (Supply Side Management) ประกอบด้วย (8) จัดหาก๊าซในประเทศ และเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ผลการดำเนินงานปี 2566 เฉลี่ยเดือนละ 168 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) คิดเป็น 0.718 ล้านตันเทียบเท่า LNG และ (9) บริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีการดำเนินงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ผลการดำเนินงาน คือ 0.154 ล้านตันเทียบเท่า LNG
2. การดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2566 จำนวน 9 มาตรการ เกิดผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) ประมาณ 30,850 ล้านบาท โดยมีรายละเอียด แต่ละมาตรการ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. จำนวน 4,775 ล้านบาท (2) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 จำนวน 6,587 ล้านบาท (3) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า จำนวน 2,149 ล้านบาท (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น จำนวน 289 ล้านบาท (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว โครงการเทินหินบุน จำนวน 19 ล้านบาท (6) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม จำนวน 1,341 ล้านบาท (7) เจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ จำนวน 278 ล้านบาท (8) จัดหาก๊าซในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด จำนวน 10,081 ล้านบาท และ (9) บริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม จำนวน 5,332 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2567 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบแผนบริหารจัดการพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2567 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ รายงานแผนการดำเนินงานปี 2567 แก่ กบง. ทราบ สรุปได้ดังนี้ กลุ่มที่ 1 มาตรการปรับเปลี่ยนเชื้อเพลิง ประกอบด้วย (1) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 2,138 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.2940 ล้านตันเทียบเท่า LNG (2) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 505 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.0670 ล้านตันเทียบเท่า LNG (3) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. เป้าหมาย 145 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.01926 ล้านตันเทียบเท่า LNG (4) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว โครงการเทินหินบุน หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 76.5 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.0108 ล้านตันเทียบเท่า LNG (5) การรับซื้อไฟฟ้าโซลาร์หลังคาภาคอุตสาหกรรมเพิ่มเติม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ พพ. และสำนักงาน กกพ. โดยเป็นมาตรการเพิ่มเติม กลุ่มที่ 2 มาตรการบริหารจัดการการใช้พลังงาน ได้แก่ (6) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ พพ. เป้าหมาย 825 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.1130 ล้านตันเทียบเท่า LNG และกลุ่มที่ 3 มาตรการบริหารจัดการการผลิตพลังงาน ได้แก่ (7) จัดหาก๊าซในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ ชธ. ดำเนินการในช่วง เดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนมีนาคม 2567 เนื่องจากตั้งแต่เดือนเมษายน 2567 เป็นต้นไป แปลง G1/61 สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติได้ตามแผน เป้าหมายเฉลี่ยเดือนละ 118 MMscfd คิดเป็น 0.1244 ล้านตันเทียบเท่า LNG รวมเป้าหมายแผนการดำเนินงานปี 2567 ทั้งสิ้น 0.72566 ล้านตันเทียบเท่า LNG
4. จากการดำเนินมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2566สามารถสรุปประเด็นปัญหา และข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป ดังนี้ ปัญหาที่ 1 การใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. พบว่าการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าแผน เนื่องจากราคา Spot LNG ต่ำกว่าราคาน้ำมันนำเข้า โดยเมื่อวันที่ 25 มกราคม 2566 กกพ. ได้มีมติพิจารณาให้โรงไฟฟ้าที่ใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนเป็นก๊าซธรรมชาติ และขอให้ปรับลดปริมาณการจัดส่งน้ำมันแก่โรงไฟฟ้าระหว่างเดือนกุมภาพันธ์ 2566 ถึงเมษายน 2566 ส่งผลให้เกิดค่าใช้จ่ายบางส่วนจากการเปลี่ยนแปลงแผนงานของมาตรการที่ยังไม่สามารถส่งผ่านไปยังค่าไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ มีข้อเสนอแนะการดำเนินงานต่อไป ได้แก่ (1) สำนักงาน กกพ. และ กฟผ. พิจารณาดำเนินการตามข้อเสนอแนะของคณะอนุกรรมการฯ ตามกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยหากจำเป็นให้จัดทำหลักเกณฑ์การส่งผ่านค่าใช้จ่ายการดำเนินการยกเลิกน้ำมันในการผลิตไฟฟ้า เสนอ กบง. และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป และ (2) สป.พน. พิจารณาจัดทำแผนการดำเนินงานเกี่ยวกับค่าใช้จ่ายด้านภาษีของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในสถานการณ์วิกฤต ร่วมกับสำนักงาน กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ปัญหาที่ 2 จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด พบว่าการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 ต่ำกว่าแผน จากความจำเป็น ที่ต้องบริหาร LNG Inventory ที่ล้นถังเก็บ เนื่องจากความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำกว่าที่ประมาณการ อย่างไรก็ตาม ตั้งแต่เดือนเมษายน 2566 กำลังการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยได้เป็นไปตามแผนและผลิตเต็มศักยภาพของแหล่งภายในประเทศ ข้อเสนอแนะการดำเนินงานต่อไป ได้แก่ การเตรียมการเรื่องความเพียงพอ ของโครงสร้างพื้นฐานเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน เช่น เพิ่มปริมาณการเก็บสำรอง LNG ของ LNG Receiving Terminal และอื่น ๆ เพื่อรองรับการบริหารจัดการ LNG นำเข้าที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้น ปัญหาที่ 3 รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว โครงการเทินหินบุน 20 เมกะวัตต์ (MW) พบปัญหาการเริ่มกระบวนการรับซื้อมีความล่าช้า เนื่องจากต้องรอการพิจารณาของหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้องซึ่งมีการประชุมตามรอบที่กำหนด รวมทั้งรอการแจ้งมติการประชุมอย่างเป็นทางการ ข้อเสนอแนะการดำเนินงานต่อไป ได้แก่ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กพช. ได้เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ ในปี 2567 ซึ่งเพิ่มระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าจากเดิมที่รับซื้อระยะสั้น 6 เดือน ในปี 2566 ปัญหาที่ 4 มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม พบว่าอาจมีความซ้ำซ้อน (Double Counting) ในการนับผลประหยัดระหว่างกลุ่มโรงงานอาคารควบคุมจำนวน 9,000 แห่ง กลุ่มผู้เข้าร่วมโครงการทุนอุดหนุนสนับสนุนการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ (20 : 80) และกลุ่มผู้เข้าร่วมโครงการ Energy Beyond Standard บางส่วน ทั้งนี้ ข้อเสนอแนะการดำเนินงานต่อไป ได้แก่ (1) พพ. พิจารณาตรวจสอบและหาแนวทางขจัดความซ้ำซ้อนของการนับผลการประหยัดพลังงานตามมาตรการอนุรักษ์พลังงานในกลุ่มโรงงานควบคุม และอาคารควบคุม และ (2) ควรดำเนินมาตรการด้านการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ให้เต็มศักยภาพ โดย สนพ. อาจพิจารณาศึกษาการปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาให้สอดคล้องกับการใช้ไฟฟ้า (Load) รายวัน และความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ที่เปลี่ยนแปลงไป เพื่อจูงใจให้ผู้ใช้ไฟฟ้าเกิดการปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าให้เหมาะสม ทั้งนี้ คณะทำงานจัดทำแผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2566 - 2570) กระทรวงพลังงาน อยู่ระหว่างการจัดทำ (ร่าง) แผนปฏิบัติการ ด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2566 - 2570) ซึ่งมีกำหนดแล้วเสร็จในเดือนกันยายน 2567 โดยจะนำข้อเสนอแนะจากการดำเนินมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2565 และปี 2566 อาทิ การปรับปรุงกฎหมายและระเบียบให้มีความยืดหยุ่นในการบังคับใช้ช่วงสถานการณ์ฉุกเฉิน การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน มาจัดทำแผนงานและข้อริเริ่มโครงการ ใน (ร่าง) แผนปฏิบัติการดังกล่าว เพื่อกำหนดหน่วยงานรับผิดชอบหลักในการขับเคลื่อนแผนงาน และข้อริเริ่มโครงการ เตรียมความพร้อมด้านทรัพยากรตั้งแต่ภาวะปกติ แนวทางการบูรณาการที่จำเป็นของประเทศ และการบริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
เรื่องที่ 3 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2567 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้ (1) เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อคงราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567 และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ดำเนินการขออนุมัติกรอบวงเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2567 งบกลาง รายงานเงินสำรองจ่าย เพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น วงเงินงบประมาณ 500 ล้านบาท เพื่อให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ดำเนินการคงราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 ต่อมา เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2567 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชนตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ สำหรับค่าใช้จ่าย และแหล่งงบประมาณในการดำเนินมาตรการให้เป็นไปตามความเห็นของสำนักงบประมาณ ทั้งนี้ สำนักงบประมาณได้ให้ความเห็นต่อการบริหารราคาก๊าซ LPG โดยตรึงราคาขายปลีก LPG ที่ระดับ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 ว่าเห็นสมควรให้บริหารจัดการผ่านกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก่อนเป็นลำดับแรก
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงผันผวนตามราคาน้ำมันดิบ เนื่องจากความตึงเครียดในตะวันออกกลางซึ่งจะส่งผลกระทบต่อความต้องการใช้น้ำมันและก๊าซ LPG ของโลก และราชอาณาจักร ซาอุดีอาระเบียมีแผนที่จะปรับขึ้นราคาขายนํ้ามันดิบอย่างเป็นทางการหลังคาดการณ์ว่าอุปสงค์นํ้ามันจะปรับตัวเพิ่มขึ้นจากการเข้าสู่ช่วงฤดูร้อน ประกอบกับธนาคารกลางสหรัฐอเมริกา (FED) อาจจะขยายเวลาในการปรับลดอัตราดอกเบี้ยไปจนถึงช่วงสิ้นปีนี้ หลังตัวเลขการจ้างงานในสหรัฐฯ ยังคงขยายตัวแต่ตํ่ากว่าที่คาดการณ์ ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG พบว่า ราคา LPG ตลาดโลกในเดือนมีนาคม 2567 ถึงเดือนมิถุนายน 2567 ลดลงประมาณ 63.86 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือคิดเป็นร้อยละ 10 จาก 622.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ในเดือนมีนาคม 2567 ลดลงเป็น 558.44 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 27 มิถุนายน 2567 โดยจากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ได้ปรับสูงขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้น ของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 0.3347 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 23.2786 บาทต่อกิโลกรัม (632.89 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 22.9439 บาทต่อกิโลกรัม (621.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยลดลงจาก 4.7477 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 4.4130 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 423 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 23 มิถุนายน 2567 มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 111,743 ล้านบาท แยกเป็น บัญชีน้ำมันติดลบ 63,121 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 47,622 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,432 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,263 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายรับ 169 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงทรงตัวอยู่ในระดับสูง โดยราคาก๊าซ LPG นำเข้ารวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ณ วันที่ 27 มิถุนายน 2567 อยู่ที่ 622 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 414 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม แต่เนื่องจากฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ยังคงติดลบสูงถึง 47,622 ล้านบาท ประกอบกับมติ ครม. เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2567 ให้ตรึงราคาขายปลีก LPG ที่ระดับ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 โดยบริหารจัดการผ่านกองทุนน้ำมันฯ ก่อนเป็นลำดับแรกตามความเห็นของสำนักงบประมาณ ดังนั้น เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG มีรายรับเพิ่มขึ้น และไม่ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทาง การปรับราคาก๊าซ LPG ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2567 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2567 หรือแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มไปที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2567 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2567 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่อง และฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 622 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 23 มิถุนายน 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG อยู่ที่ติดลบ 47,622 ล้านบาท หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 จะทำให้ ณ วันที่ 30 กันยายน 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 47,115 ล้านบาท หรือติดลบ 46,257 ล้านบาท ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2567 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2567
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
เรื่องที่ 4 แนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยได้เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บท โดยให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ต่อมา สนพ. ได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงาน ด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 (แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น) แบ่งออกเป็น 3 เสาหลัก โดยเสาหลักที่ 1 ได้แก่ การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (Demand Response & Energy Management System: DR & EMS) มีเป้าหมายที่จะดำเนินการพัฒนาธุรกิจ DR แบบกึ่งอัตโนมัติ (Semi-auto DR) 350 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2561 – 2564 มุ่งเน้นทิศทางการพัฒนา DR ของประเทศไทยให้เกิดเป็นธุรกิจ DR และดำเนินการสั่งเรียก DR แบบถาวร (Permanent DR) ในอนาคต โดยเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 (โครงการนำร่องฯ) เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ ใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97 (4) แห่งพระราชบัญญัติ การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เป็นค่าใช้จ่ายสำหรับผลตอบแทน DR แก่ผู้เข้าร่วมโครงการ รวมทั้งการบริหารและติดตามประเมินผลโครงการ ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริด ของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574 (แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง) แบ่งออกเป็น 5 เสาหลัก โดยเสาหลักที่ 1 DR & EMS ยังคงเป็นเสาหลักสำคัญที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง เพื่อมุ่งเน้นให้เกิดเป็นธุรกิจ DR และดำเนินการสั่งเรียก DR แบบถาวรให้สามารถใช้ทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และผลิตภัณฑ์ ในระบบไฟฟ้าได้หลากหลาย ช่วยเพิ่มความยืดหยุ่นและประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าได้ในอนาคต โดยมีเป้าหมาย DR 1,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2580 โดยเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติรับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว
2. ผลการดำเนินงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 มีดังนี้
2.1 สนพ. ได้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อขับเคลื่อนการดำเนินโครงการนำร่อง Demand Response (คณะทำงานฯ) ประกอบด้วยผู้แทนจาก 5 หน่วยงาน ได้แก่ สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้า ส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เพื่อร่วมกันติดตาม ขับเคลื่อนการดำเนินโครงการนำร่องฯ ให้เป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด และประเมินผลโครงการ โดย (1) สำนักงาน กกพ. มีหน้าที่เป็นผู้ให้ทุนเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับผลตอบแทน การตอบสนองด้านโหลดแก่ผู้เข้าร่วมโครงการ พร้อมทั้งค่าใช้จ่ายในการบริหารและติดตามประเมินผลโครงการ จากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามมาตรา 97 (4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (2) สนพ. มีหน้าที่เป็นผู้รับเงินสนับสนุนดังกล่าว รวมทั้งเป็นผู้บริหารโครงการในการขับเคลื่อนและติดตาม การประเมินผลโครงการ และจ่ายค่าตอบแทน DR ไปยังผู้รวบรวมโหลด (Load Aggregator: LA) (3) กฟผ. มีหน้าที่ในการดำเนินการเป็นศูนย์สั่งการการดำเนินมาตรการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response Control Center: DRCC) โดยประสานงานเพื่อวางแผนสั่ง DR แต่ละมาตรการจากศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ (NCC) และส่งต่อคำสั่งไปยัง LA และ (4) กฟน. และ กฟภ. มีหน้าที่ดำเนินการเป็น LA ในเขตพื้นที่ การให้บริการของตน โดยจัดหาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการนำร่อง (DR Participants) พร้อมทั้งการจ่ายค่าตอบแทนที่ได้รับจัดสรรจาก สนพ. แก่ DR Participants
2.2 คณะทำงานฯ ได้ประชุมหารือในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อประกาศรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการ โดย กฟน. และ กฟภ. ได้ประกาศรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ ระยะที่ 1 ช่วงเดือนสิงหาคม 2565 ถึงเดือนตุลาคม 2565 และระยะที่ 2 ช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2566 มีผู้สมัครเข้าร่วมโครงการทั้งสิ้น 142 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลดรวม 72,611.64 กิโลวัตต์ โดยมีผู้ผ่านการคัดเลือก และทำสัญญารวมทั้งสิ้น 67 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลดรวม 38,563.95 กิโลวัตต์ แบ่งเป็นโปรแกรม ช่วงบ่าย (13.30 น. ถึง 16.30 น.) ผู้เข้าร่วม 32 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลดรวม 8,385.43 กิโลวัตต์ เป็นผู้รวบรวมโหลด กฟน. 4 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลด 563.75 กิโลวัตต์ และผู้รวบรวมโหลด กฟภ. 28 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลด 7,821.68 กิโลวัตต์ และโปรแกรมช่วงหัวค่ำ (19.30 น. ถึง 22.30 น.) ผู้เข้าร่วม 35 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลดรวม 30,178.52 กิโลวัตต์ แบ่งเป็นผู้รวบรวมโหลด กฟน. 13 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลด 2,336.94 กิโลวัตต์ และผู้รวบรวมโหลด กฟภ. 22 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้า เสนอลด 27,841.58 กิโลวัตต์
2.3 เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนธันวาคม 2566 มีการสั่งเรียกมาตรการ DR แล้วเสร็จเดือนละ 3 ครั้งต่อโปรแกรม ครั้งละ 3 ชั่วโมง ผลการดำเนินโครงการนำร่องฯ มีปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลด ตามสัญญารวมทั้งสิ้น 38,563.95 กิโลวัตต์ ลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุดรายชั่วโมงของแต่ละเดือน 57,308 กิโลวัตต์ ความสามารถลดการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยร้อยละ 96 โดยปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ลดได้รวม 3,775,670 กิโลวัตต์ (เฉลี่ย 314,639 กิโลวัตต์ต่อเดือน) มีการจ่ายเงินอุดหนุนให้แก่ผู้เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ จำนวน 18,751,391.10 บาท เป็นในส่วนของ กฟน. จำนวน 844,530.66 บาท และ กฟภ. จำนวน 17,906,860.44 บาท
2.4 ปัญหาอุปสรรคจากการดำเนินโครงการนำร่องฯ (1) ช่วงการรับสมัครเพื่อรวบรวม แหล่งทรัพยากร DR อาทิ ข้อจำกัดของระยะเวลาดำเนินการภายใต้การรับทุนสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้าฯ ทำให้มีระยะเวลาเพียง 1 – 2 เดือนในการประชาสัมพันธ์และรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการฯ ซึ่งส่งผลกระทบ ต่อปริมาณตามเป้าหมายที่กำหนด และโครงการนำร่องฯ มีรายละเอียดค่อนข้างมากและซับซ้อน จำเป็นต้องใช้เวลาสร้างความเข้าใจแก่ผู้ที่สนใจเข้าร่วมโครงการในระดับผู้บริหารหรือผู้มีอำนาจตัดสินใจ เป็นต้น (2) ช่วงการ สั่งเรียกมาตรการ DR อาทิ การสื่อสารระหว่าง DRCC และ LA เกิดความขัดข้องทางเทคนิคในการส่งสัญญาณ การสั่งการและเชื่อมโยงข้อมูล รวมถึงความไม่สมบูรณ์ของข้อมูลการใช้ไฟฟ้าและความขัดข้องของเครื่องวัดไฟฟ้า การดำเนินมาตรการของ DR Participants บางรายไม่สามารถปรับลดความต้องการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่มี การสั่งเรียกมาตรการ DR ได้ตามปริมาณเสนอลดตามสัญญา และการบริหารค่าตอบแทนภายใต้การรับทุนสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้าฯ ให้แก่ผู้เข้าร่วมโครงการมีความล่าช้า ส่งผลต่อความเชื่อมั่นของผู้เข้าร่วมโครงการ เป็นต้น
2.5 ผลประโยชน์จากการดำเนินโครงการนำร่องฯ (1) ภาพรวมของประเทศ ได้เริ่มต้นการใช้งานมาตรการ DR ทดแทนผลิตภัณฑ์ในระบบไฟฟ้าอย่างเป็นรูปธรรม โดยเริ่มการพัฒนาแหล่งทรัพยากร ทดแทนกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่มีความยืดหยุ่นในการใช้งาน โดยมีข้อผูกพันทางสัญญาในระยะสั้นเพื่อรองรับ ความไม่แน่นอนของความต้องการใช้ไฟฟ้าในรูปแบบต่าง ๆ ได้มากขึ้น และช่วยลดภาระผูกพันแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า ในระยะยาว (2) กฟผ. ได้ทดสอบการสั่งเรียกมาตรการ DR ให้มีความแม่นยำ เพื่อให้สามารถทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลาได้อย่างมีประสิทธิภาพ รวมถึงได้ทดสอบระบบการสั่งการ DR ระหว่าง DRCC และ LA ซึ่งปรับปรุงแก้ไขปัญหาและอุปสรรคต่าง ๆ ให้เกิดความเชื่อมั่นในการเรียกใช้งาน DR ก่อนขยายผลต่อไป (3) กฟน. และ กฟภ. ได้เริ่มต้นการจัดหาแหล่งทรัพยากร DR ในฐานะ LA รวมถึง ได้ทดสอบระบบการสั่งการ DR ระหว่าง DRCC LA และ DR Participants ซึ่งปรับปรุงแก้ไขปัญหาและอุปสรรคต่างๆ ที่เกิดขึ้นก่อนขยายผลต่อไป นอกจากนี้ กฟน. และ กฟภ. ในฐานะ LA จะมีฐานข้อมูลศักยภาพ DR และการเชื่อมโยงกับผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ สามารถขยายผลไปยังผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่น ๆ ได้ ในอนาคต และ (4) ผู้เข้าร่วมโครงการได้ทดสอบรูปแบบและวิธีการปรับลดการใช้ไฟฟ้าตามช่วงวันและเวลา ที่มีการสั่งเรียกมาตรการ DR สามารถลดค่าไฟฟ้าและสร้างรายได้จากการดำเนินมาตรการ รวมทั้งได้เสริมสร้างภาพลักษณ์ทางธุรกิจ สนับสนุนนโยบายภาครัฐด้านการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก
2.6 ความพร้อมและการเตรียมการสำหรับการดำเนินมาตรการ DR ระยะต่อไป (1) กฟผ. ในฐานะ DRCC พัฒนา DRCC ให้เป็นศูนย์การสั่งมาตรการ DR ของไทย มีค่าความพร้อมในการทำงาน (Availability) ร้อยละ 100 สามารถเชื่อมโยงและสั่งการไปยัง LA ได้ครบถ้วนตามมาตรฐาน OpenADR 2.0b นอกจากนี้ กฟผ. ได้บรรจุแผนงาน DRCC เป็นแผนปฏิบัติการรองรับแผนวิสาหกิจ กฟผ. ปี 2566 – 2570 พร้อมทั้งจัดเตรียมบุคลากรสำหรับรองรับการดำเนินงาน DR ในอนาคต (2) กฟน. ในฐานะ LA ขยายจำนวนการติดตั้งมิเตอร์อัจฉริยะเพื่อเพิ่มฐานผู้ใช้ไฟฟ้าที่จะเข้าร่วมโครงการ DR โดยแผนการดำเนินงานปี 2567 – 2568 และปี 2569 – 2570 ติดตั้งมิเตอร์อัจฉริยะครอบคลุมพื้นที่ 8 เขต และ 18 เขต จำนวนสะสม 0.26 ล้านชุด และ 1.02 ล้านชุด ตามลำดับ รวมทั้งจัดทำโครงการเตรียมความพร้อม กฟน. เป็น LA และปรับปรุงคุณสมบัติ (Feature) ของซอฟต์แวร์ Load Aggregator Management System (LAMS) ให้เหมาะสมกับฟังก์ชันการใช้งานของโครงการในระยะถัดไป และ (3) กฟภ. ในฐานะ LA พัฒนาเชื่อมโยงข้อมูลแบบ Application Programming Interface (API) และพัฒนาแพลตฟอร์ม LAMS ให้สามารถใช้งานได้แบบ One Stop Service รวมทั้งพัฒนาแพลตฟอร์ม LAMS ในส่วนของโปรแกรม DR ให้สามารถรองรับได้ทั้งด้านนโยบาย และสามารถนำไปใช้งานได้ ในรูปแบบมาตรฐานสากลในอนาคต
3. สนพ. ได้เสนอแนวทางการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ของประเทศไทย ปี 2567 – 2569เพื่อให้เกิดการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ในระดับผู้ใช้ไฟฟ้า รวมถึงให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สามารถพัฒนาให้เกิดความพร้อมในการเชื่อมโยงแหล่งทรัพยากรแบบกระจายศูนย์ (Distributed Energy Resource: DER) รูปแบบอื่น ๆ เพื่อทำให้ระบบไฟฟ้ามีความยืดหยุ่นและสามารถรองรับพลังงานหมุนเวียนในสัดส่วนสูง โดยเห็นควรดำเนินการ ดังนี้
3.1 การดำเนินการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR อย่างต่อเนื่อง มีแนวทางดังนี้ (1) การพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ต้องใช้ระยะเวลาในการรวบรวมเพื่อสะสมแหล่งทรัพยากรจากผู้ใช้ไฟฟ้าเชื่อมโยงสู่ระบบไฟฟ้าเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงควรมีการดำเนินโครงการ DR อย่างต่อเนื่อง เพื่อสร้างความเชื่อมั่นให้แก่ แหล่งทรัพยากร DR รวมถึง DRCC และ LA ให้เกิดเป็นธุรกิจเชิงพาณิชย์ในอนาคตอย่างมั่นคง ทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลา ลดการนำเข้า LNG ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศในระยะแรก ก่อนที่จะ นำ DR ไปใช้ทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าในอนาคตตามร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ต่อไป (2) การใช้แหล่งเงินอุดหนุนที่มีข้อจำกัดอาจทำให้การดำเนินการประกาศเป้าหมายและการกำกับดูแล ไม่ต่อเนื่อง รวมถึงไม่สอดคล้องและทันกับสัญญาการสั่งเรียกเพื่อลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุดรายปี จึงควรพิจารณาค่าตอบแทน DR เข้าในค่าไฟฟ้าฐานตามร่างแผน PDP และ (3) อัตราผลตอบแทน DR สำหรับการทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลาเพื่อลดการนำเข้า LNG ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ไม่ควรมีมูลค่า สูงกว่าค่าพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้จาก LNG เพื่อช่วยลดค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ โดยเห็นควรให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ทำหน้าที่กำหนดเป้าหมาย หลักเกณฑ์ รูปแบบการดำเนินงานด้าน DR พิจารณาอัตราผลตอบแทน รวมถึงขับเคลื่อน ติดตาม และประเมินผลการดำเนินงานให้ประสบผลสำเร็จ สอดคล้องกับเป้าหมายตามร่างแผน PDP พ.ศ. 2567 - 2580 (PDP 2024)
3.2 การประกาศเป้าหมายและการจัดหาทรัพยากร DR รายปี มีแนวทางดังนี้ (1) การพัฒนาทรัพยากร DR รวมถึงการรวบรวม DER ในระยะยาว จำเป็นต้องติดตามประเมินผลและพิจารณากำหนดเป้าหมายรายปีที่เหมาะสมกับสถานการณ์ รวมถึงต้องกำหนดหลักเกณฑ์ที่เหมาะสมในการจัดหาทรัพยากร ที่มีประสิทธิภาพ โดยมีเป้าหมายระยะยาว 1,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2580 ตามร่างแผน PDP 2024 และ (2) เห็นควรให้คณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ที่แต่งตั้งขึ้นติดตามการดำเนินการขับเคลื่อน DR ตามแนวทางการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ของไทย ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดทำกรอบเบื้องต้นแนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ของไทยในระยะแรก ช่วงปี 2567 – 2569 โดยมอบให้คณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ที่จะแต่งตั้งขึ้นสามารถปรับปรุงเป้าหมาย หลักเกณฑ์ รูปแบบการดำเนินงานได้ตามความเหมาะสม เพื่อให้เกิดการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ของไทยไปสู่เป้าหมายที่กำหนดได้อย่างมีประสิทธิภาพ สรุปรายละเอียดได้ ดังนี้ (1) เป้าหมาย ปี 2567 – 2568 ปริมาณ 100 – 200 เมกะวัตต์ ปี 2569 ปริมาณ 350 เมกะวัตต์ (2) รูปแบบโปรแกรม ปี 2567 – 2569 ทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลา (Energy) (3) ที่มาผลตอบแทน ปี 2567 – 2569 พิจารณาค่าตอบแทนเข้าในค่าไฟฟ้าฐาน โดยกำหนดเป้าหมายในร่างแผน PDP 2024 (4) การส่งผ่านค่าตอบแทน ปี 2567 – 2569 ส่งผ่านจาก กฟผ. ในฐานะ DRCC ไปยัง กฟน. และ กฟภ. ในฐานะ LA (5) รูปแบบของ LA ปี 2567 – 2568 ระดับ 1 คือ กฟน. และ กฟภ. ปี 2569 ระดับ คือ 1 กฟน. และ กฟภ. ระดับ 2 เป็นเอกชน และ (5) การบริหารโครงการ ปี 2567 – 2569 บริหารโดยคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ที่แต่งตั้งขึ้น
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566
2. เห็นชอบแนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย ปี 2567 – 2569 ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาแนวทางการนำค่าตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดบรรจุเข้าค่าไฟฟ้าฐาน ให้สอดคล้องกับร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567 - 2580 (PDP 2024) หรือการใช้งบประมาณจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยี ที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย สนับสนุนสำหรับช่วงปี 2567 – 2569 เพื่อประกอบการพิจารณาแหล่งที่มาผลตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดในระยะต่อไป ตามแนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย ปี 2567 – 2569 และแจ้งผลการพิจารณาแก่ฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อทราบผลการดำเนินงานโครงการนำร่อง การตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 ตามข้อ 1 และเพื่อพิจารณาเห็นชอบแนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย ปี 2567 – 2569 ตามข้อ 2 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 5 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบตลาดโลกทรงตัวอยู่ในระดับสูงจากความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์ในภูมิภาคตะวันออกกลาง ระหว่างสาธารณรัฐอิสลามอิหร่านและรัฐอิสราเอลที่มีแนวโน้มขยายวงกว้างมากขึ้น ขณะที่ ความขัดแย้งระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนยังคงตึงเครียด ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศไทยปรับตัวสูงขึ้นตามไปด้วย โดยราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2567 ที่ผ่านมา ภายหลังสิ้นสุดมาตรการลดภาษีสรรพสามิตลิตรละ 1 บาท ปรับตัวขึ้นสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาน้ำมัน เบนซิน 95 แก๊สโซฮอล 91 อี10 แก๊สโซฮอล 95 อี10 แก๊สโซฮอล 95 อี20 และแก๊สโซฮอล 95 อี85 ณ วันที่ 24 พฤษภาคม 2567 ซึ่งสูงกว่าช่วงเดียวกันของปีที่แล้ว ร้อยละ 5.7 ร้อยละ 11.4 ร้อยละ 6.9 ร้อยละ 7.4 และร้อยละ 6.2 ตามลำดับ ทั้งนี้ คาดการณ์ว่าราคาน้ำมันสำเร็จรูปตลาดโลกยังมีแนวโน้มทรงตัว ในระดับสูงต่อเนื่องตลอดปี 2567 จึงยังมีความจำเป็นในการพิจารณาดำเนินมาตรการบรรเทาผลกระทบ ด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ซึ่งเป็นประชาชนกลุ่มเปราะบางที่จำเป็นต้องได้รับการช่วยเหลือในช่วงที่ราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูง เพื่อบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมัน ลดภาระค่าครองชีพ ลดความเหลื่อมล้ำ และเพิ่มศักยภาพให้ประชาชนผู้มีรายได้น้อยมีความเป็นอยู่ที่ดีขึ้น
2. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ
2.1 ขอบเขตการดำเนินงาน (1) การให้วงเงินช่วยเหลือ รัฐจะสนับสนุนวงเงินแก่ผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ในการเติมน้ำมันกับสถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการ ระหว่างเดือนตุลาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567 ไม่เกิน 360 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน และ (2) เงื่อนไขการชำระเงินให้แก่สถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการ ผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐต้องชำระค่าน้ำมันโดยแสดงบัตรสวัสดิการแห่งรัฐหรือบัตรประจำตัวประชาชน พร้อมยืนยันตัวตนโดยการสแกนใบหน้าผ่านแอปพลิเคชันฝั่งผู้ขายในสถานีบริการน้ำมัน ที่เข้าร่วมโครงการ ทั้งนี้ กรณีรัฐโอนเงินสนับสนุนให้แก่สถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการไม่สำเร็จ รัฐจะดำเนินการโอนเงินให้แก่สถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการภายหลังสิ้นสุดระยะเวลาโครงการอีกไม่เกิน 2 เดือน หากพ้นกำหนดเวลาข้างต้นและการโอนเงินยังคงไม่สำเร็จ รัฐจะไม่โอนเงินให้แก่สถานีบริการน้ำมัน ที่เข้าร่วมโครงการดังกล่าว และจะถือว่าสถานีบริการน้ำมันนั้นไม่ประสงค์รับเงินภายใต้โครงการ
2.2 วัตถุประสงค์เพื่อลดภาระค่าครองชีพและบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันให้แก่ผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ระยะเวลาดำเนินโครงการ 3 เดือน ระหว่างเดือนตุลาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567
2.3 การกำหนดสิทธิ์ สำหรับผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ยืนยันตัวตนสำเร็จภายในวันที่ 26 กรกฎาคม 2567 ทั้งนี้ กระทรวงการคลังกำหนดให้กรณีผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐยืนยันตัวตนสำเร็จภายในวันที่ 26 ของเดือน จะสามารถเริ่มใช้สิทธิสวัสดิการได้ตั้งแต่วันที่ 1 ของเดือนถัดไป
2.4 วงเงินงบประมาณ ส่วนลดค่าใช้จ่ายในการเติมน้ำมันไม่เกิน 360 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ระหว่างเดือนตุลาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567) จำนวนผู้มีสิทธิ์ 13.5702 ล้านราย ดังนั้น คาดว่าจะใช้วงเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2568 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เป็นเงิน 4,886 ล้านบาท
2.5 การขอรับงบประมาณ ตามระเบียบว่าด้วยการบริหารงบประมาณรายจ่ายงบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น พ.ศ. 2562 ข้อ 9 (3) กรณีวงเงินที่เห็นควรอนุมัติเกินกว่า 100 ล้านบาท สำนักงบประมาณจะเสนอเรื่องต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ เมื่อนายกรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ สำนักงบประมาณจะแจ้งให้หน่วยรับงบประมาณนำเรื่องเสนอขออนุมัติต่อคณะรัฐมนตรี โดยเสนอผ่านรองนายกรัฐมนตรี รัฐมนตรีเจ้าสังกัดหรือรัฐมนตรีที่กำกับดูแล หรือผู้ที่คณะรัฐมนตรีมอบหมาย ให้เป็นผู้กำกับแผนงานบูรณาการกรณีเป็นการดำเนินการภายใต้แผนงานบูรณาการ แล้วแต่กรณี เมื่อนายกรัฐมนตรี หรือคณะรัฐมนตรีทราบหรือพิจารณาให้ความเห็นชอบตามความในวรรคหนึ่งแล้ว สำนักงบประมาณจะอนุมัติ เงินจัดสรรงบประมาณรายจ่ายงบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ไปยังสำนักงาน ที่จะดำเนินการเบิกจ่าย โดยสอดคล้องกับแผนการปฏิบัติงานและแผนการใช้จ่ายงบประมาณต่อไป
2.6 การเข้าร่วมโครงการ สถานีบริการน้ำมันตามข้อมูลกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) สามารถดำเนินการ ดังนี้ (1) แจ้งความประสงค์เข้าร่วมโครงการผ่านแบบฟอร์มหน้าเว็บไซต์ ธพ. ทั้งนี้ ธพ. จะตรวจสอบการเป็นสถานีบริการน้ำมันของผู้ได้รับใบอนุญาตเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 หรือจดทะเบียนเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 10 หรือมาตรา 11 ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ของผู้ที่แจ้งความประสงค์เข้าร่วมโครงการผ่านแบบฟอร์มหน้าเว็บไซต์ ธพ. เพื่อคัดกรองเฉพาะผู้ประกอบการที่จำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิง (2) กรณีสถานีบริการยังไม่มีแอพพลิเคชันถุงเงิน จะต้องดำเนินการติดต่อลงทะเบียนกับธนาคารกรุงไทย เพื่อรับชำระเงินผ่านแอปพลิเคชันถุงเงิน และ (3) เมื่อผ่านการตรวจสอบแล้วจะปรากฏแบนเนอร์เพื่อให้สถานีบริการกดยืนยันสิทธิ์ และยอมรับเงื่อนไขเพื่อรับชำระเงินจากผู้ใช้สิทธิ์ (ผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ) ทั้งนี้ ธพ. จะจัดทำประกาศกำหนดเงื่อนไขสถานีบริการต้องปฏิบัติตาม หากตรวจสอบพบว่าสถานีบริการที่เข้าร่วมโครงการ ไม่ดำเนินการตามเงื่อนไขที่กำหนด จะถูกเพิกถอนสิทธิ์เข้าร่วมโครงการ
2.7 การประชาสัมพันธ์ (1) กลุ่มผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ชื่อย่อของโครงการคือ “พลังงานเติมสุข” มีโลโก้เป็นผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และมีข้อความ สิทธิพลังงานเติมสุข สิทธิรัฐช่วยจ่าย ไม่เกิน 360 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เมื่อเติมน้ำมันผ่านสถานีบริการที่เข้าร่วมระหว่างเดือนตุลาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567 ไม่เกิน 360 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยประชาสัมพันธ์ร่วมกับกระทรวงการคลังผ่านช่องทางต่าง ๆ เช่น หน้าเว็บไซต์หน่วยงาน facebook ธพ. กระทรวงพลังงาน สำนักงานพลังงานจังหวัด และหน่วยงานอื่น ๆ (2) กลุ่มสถานีบริการน้ำมัน ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเพื่อพิจารณาเข้าร่วมโครงการ โดยแจ้งความประสงค์ผ่านแบบฟอร์มบนหน้าเว็บไซต์ ธพ. และขอความร่วมมือสำนักงานพลังงานจังหวัดทั่วประเทศประชาสัมพันธ์ การแจ้งความประสงค์เข้าร่วมโครงการ และ (3) ภาพรวมการประชาสัมพันธ์ ศูนย์ลูกค้าสัมพันธ์บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โทรศัพท์ 0 2109 2345 ระหว่างวันจันทร์ ถึงวันศุกร์ เวลา 08.30 น. - 17.30 น. เว้นวันหยุดราชการ เพื่อให้คำแนะนำและตอบข้อซักถามเกี่ยวกับโครงการสำหรับผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ สำหรับสถาบันการเงิน มีหน่วยงานหรือเจ้าหน้าที่ให้คำแนะนำ และดูแลการใช้งานแอปพลิเคชันฝั่งผู้ขาย (สถานีบริการ)
2.8 การเบิกจ่ายงบประมาณ กระทรวงพลังงาน โดย ธพ. ขอรับจัดสรรงบประมาณ และสำนักงบประมาณดำเนินการจัดสรรเงิน ซึ่งกระทรวงพลังงาน โดย ธพ. โอนเงินงบประมาณเบิกจ่ายแทนกัน ให้กรมบัญชีกลางเบิกแทน (ดำเนินการเหมือนการค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 80 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) ทั้งนี้ คาดว่า จะสามารถเริ่มดำเนินโครงการได้ในวันที่ 1 ตุลาคม 2567
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ทั้งนี้ หากมีความจำเป็นต้องปรับเปลี่ยนระยะเวลาเริ่มดำเนินการที่ไม่ส่งผลกระทบในส่วนที่เป็นสาระสำคัญ ให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการได้ โดยไม่ต้องนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอีกครั้ง
2. มอบหมายให้ ธพ. หารือกระทรวงการคลัง สำนักงบประมาณ และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เสนอขออนุมัติหลักการต่อคณะรัฐมนตรีต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิต และผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว ซึ่งตั้งแต่ปี 2550 จนถึงปัจจุบันกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 73 ฉบับ (73 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards : HEPS) นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards : MEPS) นำมาจัดทำเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ประกาศบังคับใช้ต่อไป
2. ปัจจุบันคณะรัฐมนตรีเห็นชอบและได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 38 ฉบับ (38 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งการออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง หรือออกกฎกระทรวงกำหนดวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะเป็นมาตรฐานอ้างอิงสำหรับผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ของตนเอง ซึ่งหากเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานเป็นไปตามกฎกระทรวงดังกล่าวจะมีสิทธิได้รับการส่งเสริมโดยใช้มาตรการการติดฉลาก กฎกระทรวงดังกล่าวจะนำมาใช้เป็นเกณฑ์มาตรฐานในการดำเนินการติดฉลากประหยัดพลังงานประสิทธิภาพสูง ซึ่งดำเนินการโดย พพ. ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ และฉลากประหยัดไฟฟ้า เบอร์ 5 ซึ่งดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ติดฉลากแล้ว 22 ผลิตภัณฑ์ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2554 พพ. ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจ เรื่อง ความร่วมมือด้านการกำหนดมาตรฐาน กับ สมอ. โดยมีกรอบความมือให้ พพ. กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำตามแผนและกระบวนการที่ พพ. และ สมอ. ดำเนินการร่วมกัน และ พพ. จะศึกษาค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำให้ สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. และลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 30 ฉบับ ในจำนวนนี้ เป็นมาตรฐานบังคับ 5 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 25 ฉบับ ซึ่งการดำเนินการดังกล่าวส่งผลให้มีการใช้เครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูงมากขึ้น และเป็นการกีดกันการใช้เครื่องจักรวัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานต่ำ ทำให้มีศักยภาพการประหยัดพลังงานของประเทศมากขึ้น
3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 พพ. ได้เสนอร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดย กบง. ได้มีมติรับทราบร่างกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว และมอบหมายให้ พพ. จัดส่ง ร่างกฎกระทรวงฯ เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงาน (คณะกรรมการฯ) พิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป โดยเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2566 คณะกรรมการฯ ได้พิจารณาร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) ตามที่ พพ. เสนอ และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบ ร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี เครื่องเชื่อมไฟฟ้า คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็น เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้น เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วม และเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้ม และให้ดำเนินการเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป (2) เห็นชอบ ร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ เครื่องปรับอากาศ เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว และกระจก โดยให้ พพ. รับความเห็นและข้อสังเกตของคณะกรรมการฯ ไปดำเนินการปรับปรุงแก้ไขร่างกฎกระทรวงฯ ก่อนที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป และ (3) เห็นชอบให้ พพ. ถอนร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ ฉนวนกันความร้อนอุณหภูมิต่ำ รถจักรยานยนต์ไฟฟ้า ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบกึ่งตั้ง ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบตั้ง เครื่องแช่เย็นและเครื่องแช่แข็งอย่างรวดเร็ว ยางนอกรถจักรยานยนต์ และเครื่องเป่าผม ออกจากวาระการประชุม
4. การจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ดำเนินการโดยการสำรวจข้อมูลในด้านต่าง ๆ เช่น จำนวน รุ่น ปริมาณการใช้พลังงาน เพื่อกำหนดกลุ่มและจำนวนตัวอย่างที่ต้องสุ่มทดสอบ รวมถึงแนวทางการหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน วิธีมาตรฐานการทดสอบ และอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง แล้วจึงทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ประมวลผลการทดสอบตามหลักสถิติ โดยกำหนดให้ผลิตภัณฑ์ที่ผ่านเกณฑ์ HEPS ประมาณร้อยละ 20 และกำหนดให้ไม่ผ่านเกณฑ์ MEPS ประมาณร้อยละ 3 ทั้งนี้ แต่ละผลิตภัณฑ์มีการปรับให้เหมาะสมโดยคำนึงถึงปัจจัยอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น จำนวนยี่ห้อที่ผ่านเกณฑ์ เป็นต้น ซึ่งการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ความชำนาญตามสาขาต่าง ๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการพิจารณาจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ รวมทั้งการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในแต่ละผลิตภัณฑ์ โดยมีขั้นตอนการพิจารณาดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน (4) กบง. (5) กพช. (6) คณะรัฐมนตรี (7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนาม และ (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป
5. ร่างกฎกระทรวงฯ แต่ละผลิตภัณฑ์ ประกอบด้วย หลักการและเหตุผล นิยาม ค่าประสิทธิภาพพลังงาน และมาตรฐานการทดสอบ ห้องทดสอบ โดยมีรายละเอียดการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงของร่างกฎกระทรวงฯ 3 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ เครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง เครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีประสิทธิภาพสูง และ กระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ดังนี้
5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามชนิดและขนาดของเครื่องปรับอากาศที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) เครื่องปรับอากาศ ชนิดความสามารถทำความเย็นคงที่ ขนาดไม่เกิน 8,000 วัตต์ และขนาดมากกว่า 8,000 วัตต์ แต่ไม่เกิน 12,000 วัตต์ ค่าอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานตามฤดูกาล (Seasonal Energy Efficiency Ratio: SEER) 13.17 – 14.38 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ 12.54 – 13.48 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ ตามลำดับ ค่าตัวประกอบสมรรถนะทำความเย็นตามฤดูกาล (Cooling Seasonal Performance Factor: CSPF) 3.86 – 4.22 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง และ 3.68 – 3.95 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ และ (2) เครื่องปรับอากาศชนิดความสามารถทำความเย็นปรับเปลี่ยนได้ ขนาดไม่เกิน 8,000 วัตต์ และขนาดมากกว่า 8,000 วัตต์ แต่ไม่เกิน 12,000 วัตต์ ค่า SEER 17.06 – 25.59 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ 16.03 – 21.63 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ ตามลำดับ และค่า CSPF 5.00 – 7.50 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง และ 4.70 – 6.34 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ
5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามกำลังด้านออกที่กำหนด และความดันอากาศอัดที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว ระบายความร้อนด้วยอากาศ กำหนดค่ากำลังจำเพาะของขนาดกำลังด้านออก 2.2 กิโลวัตต์ สำหรับความดันอากาศอัดในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 7.5 - 6.9 ถึง 9.7 - 8.2 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ จนถึงขนาดกำลังด้านออก 315 กิโลวัตต์ ในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 5.4 - 4.8 ถึง 7.6 - 6.0 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ และ (2) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว ระบายความร้อนด้วยน้ำ กำหนดค่ากำลังจำเพาะของขนาดกำลังด้านออก 7.5 กิโลวัตต์ สำหรับความดันอากาศอัดในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 6.2 - 5.3 ถึง 8.1 - 7.1 กิโลวัตต์ ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ จนถึงขนาดกำลังด้านออก 630 กิโลวัตต์ ในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 5.3 - 4.5 ถึง 7.2 - 6.3 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ ทั้งนี้ ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ของเครื่องอัดอากาศแบบเกลียวทั้งสองรูปแบบนอกเหนือจากขนาดกำลังด้านออกที่กำหนด ให้คำนวณหา ค่ากำลังจำเพาะจากสมการที่กำหนด
5.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามค่าสัมประสิทธิ์การส่งผ่านความร้อนจากรังสีอาทิตย์ (Solar Heat Gain Coefficient: SHGC) ค่าการส่องผ่านของแสงธรรมชาติต่อค่าสัมประสิทธิ์การส่งผ่านความร้อนจากรังสีอาทิตย์ (Light to Solar Gain: LSG) และค่าสัมประสิทธิ์การถ่ายเทความร้อนรวม (U-Value) ที่จำเพาะแตกต่างไปตามกลุ่มและประเภทของกระจก ได้แก่ (1) กลุ่มกระจกพื้นฐาน ประเภทกระจกแผ่น กระจกโฟลตใส กระจกโฟลตสีตัดแสง และกระจกสีเขียว กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.53 – 0.47 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ (2) กลุ่มกระจกแปรรูป แผ่นเดี่ยว กลุ่มที่ 1 ประเภท กระจกเทมเปอร์ และกระจกอบแข็งด้วยความร้อน กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.53 – 0.47 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ (3) กลุ่มกระจกแปรรูปแผ่นเดี่ยว กลุ่มที่ 2 ประเภทกระจกเปล่งรังสีความร้อนต่ำ กระจกสะท้อนแสง และกระจกนิรภัยหลายชั้น กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.50 - 0.46 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ และ (4) กลุ่มกระจกฉนวนความร้อน ประเภทกระจกฉนวน ความร้อน กำหนดค่า SHGC ค่า LSG และค่า U-Value ที่ 0.40 - 0.33 1.20 – 1.60 และ 2.25 – 1.97 ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ (1) เครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง (2) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีประสิทธิภาพสูง และ (3) กระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 7 ประมาณการกระแสเงินสดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2567 สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ได้นำเสนอ ประมาณการกระแสเงินสดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) รายละเอียด ดังนี้ กลุ่มก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) กำหนดสมมติฐานปริมาณการใช้ และอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลุ่ม LPG ตามสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 13 พฤษภาคม 2567 โดยเป็นอัตราที่คำนวณจากราคา LPG Cargo เฉลี่ย 576.10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ซึ่งใกล้เคียงกับราคา LPG Cargo เฉลี่ย 1 ปี ระหว่างเดือนกรกฎาคม 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2567 ที่ 575.83 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน กลุ่มน้ำมันกำหนดสมมติฐานปริมาณการใช้ตามข้อมูลของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ณ เดือนพฤษภาคม 2567 โดยอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มเบนซินคงที่เท่ากับ ณ วันที่ 31 พฤษภาคม 2567 ส่วนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มดีเซล กำหนดให้ เดือนมิถุนายน 2567 (ตั้งแต่วันที่ 16 มิถุนายน 2567) อัตราเงินชดเชย 0.50 บาทต่อลิตร ระหว่างเดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนกันยายน 2567 กำหนดสมมติฐานเป็น 2 กรณี ได้แก่ กรณีที่ 1 ราคาน้ำมันตลาดโลกปรับขึ้น 5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล อัตราเงินชดเชย 1.38 บาทต่อลิตร กรณีที่ 2 ราคาน้ำมันตลาดโลก ปรับขึ้น 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล อัตราเงินชดเชย 2.56 บาทต่อลิตร และตั้งแต่เดือนตุลาคม 2567 เป็นต้นไป อัตราเงินส่งเข้ากองทุน 0.25 บาทต่อลิตร เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ ต้องเริ่มชำระคืนหนี้เงินกู้ในเดือนพฤศจิกายน 2567 สำหรับกรณีที่ 3 เป็นการปรับปรุงประมาณการกระแสเงินสดให้สอดคล้องกับอัตรา กองทุนปัจจุบัน โดยกำหนดให้เดือนมิถุนายน 2567 (ตั้งแต่วันที่ 26 มิถุนายน 2567) อัตราชดเชย 2.02 บาทต่อลิตร ระหว่างเดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนกันยายน 2567 อัตราชดเชย 2.00 บาทต่อลิตร และตั้งแต่เดือนตุลาคม 2567 เป็นต้นไป อัตราเงินส่งเข้ากองทุน 0.25 บาทต่อลิตร
2. สรุปผลประมาณการกระแสเงินของกองทุนน้ำมันฯ ได้ ดังนี้ กรณีที่ 1 กระแสเงินสดปลายงวด จะติดลบตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนพฤศจิกายน 2567 จึงอาจต้องพิจารณาลดอัตราชดเชยลง เพื่อให้สามารถชำระคืนหนี้เงินกู้ได้ตามที่กำหนดในเดือนกันยายน 2571 กรณีที่ 2 กระแสเงินสดปลายงวด จะติดลบเป็นระยะเวลายาวนาน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2568 และมีจำนวนสูงถึง 11,036 ล้านบาท ทำให้เสี่ยงต่อการผิดนัดชำระหนี้ทั้งเงินกู้และหนี้เงินชดเชยให้แก่ผู้ค้าน้ำมัน และกรณีที่ 3 เงินสดปลายงวดจะติดลบเป็นระยะเวลายาวนานเช่นกัน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนมกราคม 2568 และมีจำนวนเงินสูงถึง 8,956 ล้านบาท ซึ่งแม้ว่าจะติดลบน้อยกว่ากรณีที่ 2 แต่ยังคงมีความเสี่ยงต่อการผิดนัดชำระหนี้ทั้งเงินกู้และหนี้เงินชดเชยให้แก่ผู้ค้าน้ำมัน ดังนั้น หากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้น จนส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ต้องชดเชยในระดับ 2.00 บาทต่อลิตร ไปถึงสิ้นเดือนกันยายน 2567 จะส่งผล ต่อความสามารถในการชำระหนี้เดิม และเป็นอุปสรรคในการกู้ยืมเงินเพิ่มเติม ส่งผลให้การจัดหาเงินกู้เพิ่มเติม ทำได้ยากยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม
รับทราบประมาณการกระแสเงินสดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
กพช. ครั้งที่ 166 วันพุธที่ 13 ธันวาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 166)
วันพุธที่ 13 ธันวาคม 2566
3. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
4. แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
5. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
6. แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(นายเศรษฐา ทวีสิน)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (2) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
2. เมื่อวันที่ 29 กันยายน 2566 กบน. เห็นชอบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงานตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 – 30 กันยายน 2565 โดยสรุปได้ดังนี้ (1) อนุมัติแผนการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในส่วนของเงินงบบริหาร จำนวน 67,883,397.40 บาท (2) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ และคณะทำงานเพื่อปฏิบัติงานตามที่คณะกรรมการมอบหมาย จำนวน 3 คณะ (3) ดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้น จากสถานการณ์การระบาดของไวรัสโควิด-19 เพื่อบริหารสภาพคล่องเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (4) อนุมัติการจ่ายเงินกองทุนเพื่อดำเนินการตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในประเทศ จำนวน 10 ครั้ง (5) กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน ในส่วนของน้ำมัน จำนวน 143 ฉบับ และในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) 33 ฉบับ (6) คณะรัฐมนตรีเห็นชอบการขยายระยะเวลาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ออกไปอีกสองปี จนถึงวันที่ 24 กันยายน 2567 (7) ในเดือนกันยายน 2565 สภาพคล่องกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีเงินรับเฉลี่ย 987 ล้านบาท และ ณ วันที่ 25 กันยายน 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิ มีจำนวน ติดลบ 124,216 ล้านบาท แบ่งเป็นกลุ่มน้ำมันติดลบ 82,674 ล้านบาท กลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 42,542 ล้านบาท และเงินเรี่ยไร 1,000 ล้านบาท และ (8) จัดหาเงินกู้เพื่อเสริมสภาพคล่อง และการกู้เงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยคณะรัฐมนตรีเห็นชอบร่างหลักเกณฑ์การกู้เงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) และการเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เป็นไม่เกิน 30,000 ล้านบาท และหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงิน และอนุมัติการกู้ยืมเงินของ สกนช. วงเงินไม่เกิน 1.5 แสนล้านบาท พร้อมทั้งอนุมัติหลักการร่างพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังค้ำประกันการชำระหนี้ของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และหลักการร่างพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษา เสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ในประเทศ (ฉบับที่ .. ) พ.ศ. ....
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรค การปฏิบัติงานตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภาทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของ กกพ. และ สำนักงาน กกพ. สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ ดังนี้ (1) บริหารจัดการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดผลกระทบค่าไฟฟ้า โดยคำนึงถึงการรักษาความมั่นคงและเสถียรภาพทางพลังงานของประเทศ จึงพิจารณาทยอยปรับค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) เพื่อสะท้อนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้นเท่าที่จำเป็น และบริหารจัดการบนพื้นฐานการบรรเทาผลกระทบ ค่าครองชีพของประชาชนและคำนึงถึงศักยภาพการให้บริการพลังงานของผู้ให้บริการ ได้แก่ 1) เลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 2) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากจากกลุ่มสัญญาเดิม และกลุ่มที่ไม่มีสัญญากับการไฟฟ้า เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ แสงอาทิตย์ และพลังงานลม และ 3) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพื่อลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในช่วงที่มีความผันผวนและมีราคาสูง นอกจากนี้ ได้กำกับดูแลในการช่วยลดภาระค่าไฟฟ้า โดยการปรับอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ กำกับการนำส่งรายได้จากการส่งออก LNG งดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) เป็นการชั่วคราว และปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนให้เหมาะสมเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 เป็นต้นไป (2) ออกระเบียบและประกาศการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับภาคประชาชน และการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 (3) ส่งเสริมการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติตามแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซระยะที่ 2 โดยออกประกาศหลักเกณฑ์การกำกับดูแลผู้บริหารระบบส่งและศูนย์ควบคุมการส่งก๊าซธรรมชาติ (TSO Regulatory Framework) กำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้สถานีแอลเอ็นจี กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดราคา LNG (LNG Benchmark) (4) ออกประกาศหลักเกณฑ์และแนวทางการจัดทำข้อกำหนดการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Framework Guidelines) และกำหนดอัตราค่าบริการใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าสำหรับบุคคลที่สาม (Wheeling Charge) สำหรับการทดสอบในโครงการ ERC Sandbox (5) จัดทำแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) เพื่อรองรับความต้องการใช้พลังงานหมุนเวียนของภาคอุตสาหกรรมเพิ่มสูงขึ้น (6) ปรับปรุงกระบวนการอนุมัติอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานแบบเบ็ดเสร็จ (One Stop Service: OSS) โดยออกกฎหมายลำดับรองเพื่อการอนุญาตแบบ OSS และพัฒนาระบบ e-Licensing รองรับการอนุญาตประกอบกิจการพลังงานแบบ Online (7) ปรับปรุงกฎระเบียบเพื่อกำกับผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าเกี่ยวกับการใช้ขยะมูลฝอยเป็นเชื้อเพลิงที่มีกำลังผลิตติดตั้ง ตั้งแต่ 10 เมกะวัตต์ขึ้นไป และพัฒนาระบบการรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อม (Self-Declaration Report) เพื่อให้ผู้ประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าสามารถรายงานข้อมูลได้สะดวก (8) ติดตามเร่งรัดการคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามประกาศหลักเกณฑ์ที่กำหนด จำนวน 23.99 ล้านรายทั่วประเทศ วงเงินกว่า 33,689 ล้านบาท และ (9) พัฒนาระบบการบริหารงานองค์กรสู่ความโปร่งใสมีธรรมาภิบาล และมีการปฏิบัติงานที่มีประสิทธิภาพตามมาตรฐานสากล และพัฒนาระบบบริหารงานองค์กรและการให้บริการด้วยเทคโนโลยีดิจิทัล
3. สำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ ดังนี้ (1) ชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าตามมาตรา 97(1) ซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส หรือเพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค จำนวน 13,765 ล้านบาท (2) พัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้าตามมาตรา 97(3) จำนวน 2,352.53 ล้านบาท (3) ส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยตามมาตรา 97(4) ภายใต้โครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบมุ่งเป้า แบบที่เชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (On-grid) จำนวน 427.23 ล้านบาท และโครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบมุ่งเป้า (หน่วยงานด้านการศึกษา) (Off-grid) จำนวน 164 แห่ง กรอบวงเงินงบประมาณ 95.00 ล้านบาท และ (4) ส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า ตามมาตรา 97(5) กรอบวงเงินงบประมาณ 800 ล้านบาท
4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2565 และรายงานของผู้สอบบัญชี ทั้งนี้ ผู้สอบบัญชีรับอนุญาต โดยความเห็นชอบจากสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดยสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้จากการดำเนินการรวมทั้งสิ้น 17,731,148,913.21 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 16,921,468,267.05 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 969,206,854.95 บาท ค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงาน รวม 614,527,115.13 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 354,679,739.82 บาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง จำนวน 283,773,062.41 บาท ซึ่งรวมเงินงบประมาณที่เหลือจ่ายของปี 2562 - 2564 ด้วย
5. แผนการดำเนินงานสำนักงาน กกพ. และแผนการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ประกอบด้วย แผนการดำเนินงานของสำนักงาน กกพ. ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ภายใต้แผนปฏิบัติการการกำกับกิจการพลังงาน ระยะ 5 ปี (พ.ศ. 2566 - 2570) พัฒนากฎระเบียบในการกำกับกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติรองรับนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันและ การส่งเสริมการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน การพัฒนาระบบการตรวจติดตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อม ตลอดจนการพัฒนาองค์กรไปสู่องค์กรดิจิทัล และแผนการดำเนินงานกองทุนพัฒนาไฟฟ้าประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 บริหารกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์กองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 ของพระราชบัญญัติฯ โดยมุ่งเน้นให้ความสำคัญกับการเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารจัดการกองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการปรับปรุงกระบวนการดำเนินงานกองทุนพัฒนาไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 3 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลมีนโยบายในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ โดยมีการจัดสรรให้เป็นวัตถุดิบสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (โรงแยกก๊าซฯ) เพื่อผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นเชื้อเพลิงให้กับประเทศ และผลิตเป็นวัตถุดิบตั้งต้น (Feedstock) ให้กับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และอีกส่วนหนึ่งใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า ใช้ในภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง แต่เนื่องจากปริมาณความต้องการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ รวมทั้งรัฐบาลมีนโยบายให้อัตราค่าไฟฟ้าเท่ากันทั่วประเทศ ดังนั้น จึงต้องกำหนดต้นทุนก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลัก ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศเป็นราคาเดียวกันทั้งราคาในประเทศและราคานำเข้า (Pool Gas) ต่อมาในช่วงปี 2564 เกิดสถานการณ์ความขัดแย้งทางการเมืองในต่างประเทศ (รัสเซียและยูเครน) ได้ส่งผลให้ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) มีการปรับเพิ่มขึ้น ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทยมีกำลังการผลิตที่ลดลงจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูงเข้ามาทดแทนเป็นจำนวนมาก ทำให้ส่งผลกระทบต่อต้นทุนเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าของประเทศ
2. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) และได้มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Gas Separation Plant : GSP) ให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยให้เหมาะสม และรายงานผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ และเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ให้ทราบผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2566 เรื่อง แนวทางการลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้า ให้ประชาชน โดย กกพ. มีความเห็นว่าเพื่อให้การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเกิดประโยชน์สูงสุด สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซในทุกภาคส่วน จึงเห็นควรมีข้อเสนอแนะเชิงนโยบายให้มีการปรับราคา ก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ โดยให้โรงแยกก๊าซฯ ใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ด้วย ส่งผลให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดลง อีกทั้งเพื่อให้ ปตท. บริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีอย่างมีประสิทธิภาพ
3. ข้อเสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ มีดังนี้
3.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน คือ (1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยจะเข้าสู่โรงแยกก๊าซฯ โดยการซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซฯ ใช้ราคา Gulf Gas ซึ่งเป็นราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย บวกค่าจัดหา และค่าผ่านท่อในทะเล จากนั้นก๊าซธรรมชาติจะถูกแยกเป็น ก๊าซมีเทน (C1) อีเทน (C2) โพรเพน (C3) บิวเทน (C4) เพนเทน (C5) และสูงกว่า C5 (C5+) โดยก๊าซมีเทน จะถูกนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โพรเพน และบิวเทน จะนำไปใช้ผลิตเป็นก๊าซ LPG หรือก๊าซหุงต้มเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ส่วนก๊าซ C2 ขึ้นไป ชนิดอื่น ๆ จะถูกนำไปใช้เป็นวัตถุดิบ ตั้งต้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและอุตสาหกรรมต่อเนื่อง เช่น ผลิตเป็นเม็ดพลาสติกเพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับเศรษฐกิจ และ (2) ก๊าซมีเทนที่ออกจากโรงก๊าซธรรมชาติ จะถูกนำไปรวมกับก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า เพื่อคำนวณเป็นราคา Pool Gas (ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่าง ๆ ) และนำไปจำหน่ายให้โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโรงไฟฟ้าของเอกชน ใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้กับประชาชน รวมทั้งโรงงานอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้เป็นเชื้อเพลิง
3.2 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอของ กกพ. เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 ที่ได้มีข้อเสนอให้มีการปรับราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ จากเดิมใช้ราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) เปลี่ยนไปใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ทำให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติมีราคาเดียว (Single Pool) ส่งผลให้ราคา Pool Gas เดิมมีราคาลดลง โดยต้นทุนก๊าซธรรมชาติ ที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ ทั้งนี้ ข้อดีของการใช้ Single Pool คือ (1) ราคา Pool Gas ปรับลดลงได้ทันที ส่งผลให้ต้นทุนของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าลดลง (2) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกกลุ่มใช้ก๊าซธรรมชาติในราคาเดียวกัน และ (3) สามารถดำเนินการได้ทันที โดยเสนอ กพช. พิจารณา และสำหรับข้อเสียของการใช้ Single Pool คือ (1) ต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ สูงขึ้น อาจส่งผลให้ผลประกอบการลดลง อย่างไรก็ดี ต้นทุนที่สูงขึ้นนี้ไม่ได้มีผลกระทบต่อภาคปิโตรเคมีที่รับก๊าซธรรมชาติจากโรงแยกก๊าซฯ เป็นวัตถุดิบตั้งต้น และ (2) ก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ มีราคาสูงขึ้น
3.3 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามความเห็นของ สนพ. จากการพิจารณาแนวทางตามข้อเสนอของ กกพ. แล้ว พบว่า เป็นแนวทางที่สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในทุกภาคส่วนและเป็นประโยชน์ต่อประเทศ ทำให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าลดลง อีกทั้งยังเป็นการส่งเสริมให้เกิดการบริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีได้อย่างมีประสิทธิภาพ แต่จะทำให้ราคาต้นทุนของก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ปรับสูงขึ้น จะทำให้จำนวนเงินที่ส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงลดลง ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ สูญเสียรายได้ที่จะนำไปช่วยลดภาระในส่วนของราคา LPG ดังนั้น จึงเห็นควรให้มีการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยให้เฉพาะการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซฯ สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคา Gulf Gas ทั้งนี้ ข้อดีของการใช้ Single Pool และการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง คือ ราคา Pool Gas ปรับลดลงได้ทันที และต้นทุนราคาก๊าซ LPG ที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้
3.4 สรุปการเปรียบเทียบประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติและผลกระทบสำหรับรอบเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 พบว่า (1) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน ทำให้โรงแยกก๊าซฯ มีต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติต่ำกว่าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติส่วนอื่น ๆ ส่วนผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคาก๊าซเฉลี่ยจากก๊าซมีเทน ที่ออกจากโรงแยกก๊าซฯ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า (2) การเปลี่ยนไปใช้แนวทางตามข้อเสนอของ กกพ. คือ Single Pool ทำให้ภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง มีภาระค่าใช้จ่ายลดลง เนื่องจากต้นทุนราคา Pool Gas โดยรวมลดลง และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ แต่จะส่งผลกระทบทำให้ต้นทุนการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซฯ สูงขึ้น ส่งผลให้จำนวนเงินที่โรงแยกก๊าซฯ ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลดลง และ ในส่วนของโรงแยกก๊าซฯ จะมีภาระค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้นในช่วงเวลาเดียวกัน และ (3) การใช้ข้อเสนอ Single Pool พร้อมกับการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยกำหนดให้ก๊าซธรรมชาติที่นำไปผลิตเป็น LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ราคา Gulf Gas เพื่อให้คงราคาต้นทุนไว้คงเดิม ทำให้ราคา Pool Gas และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ โดยไม่ส่งผลกระทบต่อรายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่นำไปช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชน
4. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ และมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามความเห็นของ สนพ. โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติ ที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ จากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช. (2) มอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช.
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและกระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการ ในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
เรื่องที่ 4 แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 ได้มีมติเห็นควรให้มีการออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมเป็นกรณีพิเศษสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เพื่อส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร ก๊าซชีวภาพจากฟาร์มเลี้ยงสัตว์เป็นเชื้อเพลิง โดยเฉพาะโครงการขนาดเล็ก
2. เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2545 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ และแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยเห็นควรให้เร่งจัดทำต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน VSPP ภายหลังจากคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าให้ความเห็นชอบต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ต่อมา เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และมีมติให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ด้วยการกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ซึ่งเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบเอกสารประกอบการออกประกาศการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ซึ่งรวมถึงแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า รวมทั้งมีมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ต่อมา เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบ Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา และกำหนด Adder แยกตามประเภทเชื้อเพลิง ทั้งนี้ ไม่รวมถึงผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนเงินลงทุนในการผลิตไฟฟ้ารูปแบบอื่น ๆ แล้ว โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 และเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุนส่วน Adder
3. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุง Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP สำหรับโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ ด้วยสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตที่อายุโครงการ 20 ปี และขยายระยะเวลาสนับสนุนโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ จาก 7 ปี เป็น 10 ปี นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สำหรับโครงการในสามจังหวัดชายแดนภาคใต้ยังคงได้รับส่วนเพิ่มพิเศษตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550) พร้อมทั้งได้เห็นชอบให้แก้ไขการกำหนดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ประเภท Non-Firm และ VSPP เป็นอายุสัญญา 5 ปี และต่อเนื่องโดยอัตโนมัติ เนื่องจากเดิมกำหนดอายุสัญญาไว้ 1 ปี และต่ออายุสัญญาเป็นปี ๆ ทำให้ผู้ประกอบการประสบปัญหาไม่สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ได้ เนื่องจาก ไม่เชื่อถือว่าโครงการจะมีรายได้อย่างมั่นคงเพียงพอที่จะชำระเงินต้นและดอกเบี้ย
4. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 กพช. ได้มีมติเห็นควรให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ไปศึกษาทบทวน Adder ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น และนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และต่อมา เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการการดำเนินการสำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียน ตามมาตรการ Adder กรณียื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วรอการพิจารณา เห็นควรปรับปรุงอัตรา Adder สำหรับผู้ประกอบการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้รับการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า ณ วันที่ กพช. มีมติเห็นชอบ ในอัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี เนื่องจากต้นทุนโครงการลดลงมาก หากให้ Adder ที่อัตราเดิม 8 บาทต่อหน่วย ผู้ประกอบการจะได้รับผลตอบแทนในเกณฑ์สูงและกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยรวม พร้อมทั้งได้เห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจากระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) เนื่องจากมาตรการ FiT มีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟมากกว่า กล่าวคือ ทำให้จำนวนเงินสนับสนุนไม่เพิ่มขึ้นตามค่าไฟฐานและอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นในอนาคต ทั้งนี้ ให้มีการทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบ ๆ ต่อมา เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้พิจารณาเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) โดยมีมติเห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ และเห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT
5. ตามที่กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ผ่านมาตรการ Adder ตั้งแต่ พ.ศ. 2547 จนถึงปัจจุบัน มีโรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder จำนวน 576 สัญญา ปริมาณกำลังผลิตตามสัญญา 4,844.75 เมกะวัตต์ โดยพบปัญหาจากการดำเนินการคือ ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder ได้รับคืนเงินลงทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมในช่วงระยะเวลา 20 ปี ตามสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตตามที่ กพช. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดให้สามารถต่ออายุสัญญาได้โดยไม่มีวันสิ้นสุดสัญญา โดยต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non–Firm ในรูปแบบ Adder กำหนดเรื่องการอายุของสัญญาและการเลิกสัญญาไว้ ดังนี้ (1) กรณี SPP กำหนดให้สัญญามีระยะเวลา 5 ปี และสามารถต่อสัญญาได้โดยการแสดงเจตนาฝ่ายเดียวเป็นหนังสือแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบก่อนครบกำหนดอายุสัญญา และให้สัญญามีอายุต่อไปอีกคราวละ 5 ปี ในส่วนของเหตุแห่งการสิ้นสุดสัญญากำหนดไว้ในกรณีคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญานี้ได้ และ (2) กรณี VSPP กำหนดให้สัญญามีระยะเวลา 5 ปี และต่อเนื่องครั้งละ 5 ปี โดยอัตโนมัติและให้มีผลใช้บังคับจนกว่าจะมีการยุติสัญญาตามที่กำหนดไว้คือ ผู้ผลิตไฟฟ้ายื่นหนังสือเป็นลายลักษณ์อักษรถึงการไฟฟ้าแสดงความประสงค์ที่จะยุติการซื้อขายไฟฟ้าโดยการเลิกสัญญา และหากคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญานี้ได้ จากข้อกำหนดดังกล่าวจะเห็นได้ว่า สัญญาสามารถต่ออายุออกไปได้ครั้งละ 5 ปี โดยไม่มีระยะเวลาสิ้นสุดแม้จะหมดระยะเวลาที่ได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) 7 ปี หรือ 10 ปี ตามประเภทเชื้อเพลิงไปแล้ว นอกจากนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าในช่วงหลังจากสิ้นสุดการได้รับ Adder จะเป็นอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยทุกแรงดันที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย หรืออัตราค่าพลังงานไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดัน 11 - 33 กิโลโวลต์ ที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้า Ft ขายส่งเฉลี่ย ขึ้นอยู่กับประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่างอัตราปกติ TOU ซึ่งมีอัตราสูงถึง 4 – 5 บาทต่อหน่วย และปรับขึ้นลงตาม Ft ขายส่งเฉลี่ย ซึ่งรวมแล้วมีอัตราสูงกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ที่ภาครัฐรับซื้ออยู่ในปัจจุบันเป็นอย่างมาก ส่งผลให้การไฟฟ้ายังคงมีภาระที่ต้องรับซื้อไฟฟ้าต่อไปและส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวม จากข้อกำหนดจะเห็นได้ว่า หากไม่มีการกำหนดวันสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตที่ กพช. มีมติเห็นชอบ คือ 20 ปีนับตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์จะส่งผลให้เกิดความไม่เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าที่ต้องแบกรับภาระค่าไฟฟ้าที่สูงเกินความจำเป็น
6. สนพ. กระทรวงพลังงาน ในฐานะหน่วยงานภาครัฐมีหน้าที่และอำนาจในการศึกษาวิเคราะห์นโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ รวมทั้งติดตามความเคลื่อนไหวของสถานการณ์ด้านพลังงาน วิเคราะห์แนวโน้ม และประเมินผลกระทบที่จะเกิดขึ้น เพื่อจัดทำข้อเสนอนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ ตามพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ประกอบกฎกระทรวงแบ่งส่วนราชการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน พ.ศ. 2562 ซึ่งได้พิจารณาแล้วเห็นว่า การสิ้นสุดอายุสัญญา สำหรับประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ที่ไม่ได้ มีการระบุถึงระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งต่างจากการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ FiT ที่มีการระบุระยะเวลาสิ้นสุดของอายุสัญญา 20 – 25 ปี ส่งผลให้ภาครัฐต้องรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ที่ไม่มีการระบุการสิ้นสุดของระยะเวลารับซื้อ ก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนราคาค่าไฟฟ้าของประเทศ รวมทั้งไม่เป็นการส่งเสริมให้มีการพัฒนาทางด้านเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนใหม่ที่มีประสิทธิภาพในการผลิตสูงกว่าและมีต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าในปัจจุบัน โดยกระทรวงพลังงาน (พน.) อยู่ระหว่างการรวบรวมข้อมูลในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการทบทวนแนวทางการบริหารจัดการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน เพื่อนำมาประกอบการพิจารณาในด้านนโยบาย แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Non-Firm รูปแบบ Adder มีผลบังคับใช้ระหว่างคู่สัญญาที่เป็นหน่วยงานภาครัฐกับเอกชน จึงเป็นสัญญาทางปกครอง ในกรณีมีการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขระยะเวลาการสิ้นสุดของสัญญาหรือการบอกเลิกสัญญาอาจมีประเด็นปัญหาข้อกฎหมายและเกิดความไม่ชัดเจนในทางปฏิบัติเกิดขึ้นได้
7. พน. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) เพื่อขอหารือในประเด็นดังนี้ (1) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder โดยในสัญญาระบุเงื่อนไขให้คู่สัญญาเอกชนสามารถต่อสัญญาได้อย่างต่อเนื่อง ไม่มีการระบุเวลาสิ้นสุดของสัญญา หากคู่สัญญาภาครัฐต้องผูกพันกับสัญญาตามเงื่อนไขข้อสัญญา โดยมีอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าที่การไฟฟ้าจะรับซื้อเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย ซึ่งในปัจจุบันต้นทุนพลังงานไฟฟาที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ในระดับต่ำกว่าอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับ Ft ขายส่งเฉลี่ย จะก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนไฟฟ้าของประเทศ ซึ่งหากภาครัฐมีนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะ แต่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่เป็นคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้ไขสัญญาในส่วนของอัตรารับซื้อไฟฟ้าให้เป็นไปตามนโยบายรัฐที่เปลี่ยนแปลงไป ภาครัฐสามารถใช้สิทธิตามสัญญาหรือตามกฎหมายใด แจ้งไม่ต่อสัญญาหรือบอกเลิกสัญญาฝ่ายเดียวได้หรือไม่ เนื่องจากสัญญาดังกล่าวเป็นสัญญาทางปกครอง ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ และ (2) กรณีที่ภาครัฐมีนโยบายให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าต้องมีกำหนดระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาที่ชัดเจนแต่เอกชนคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้สัญญาให้มีระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญา ภาครัฐมีอำนาจบังคับให้มีการแก้ไขสัญญาในเรื่องระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาได้หรือไม่ หากภาครัฐไม่สามารถดำเนินการได้ ภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการอย่างไร เพื่อให้กรณีดังกล่าวเกิดประโยชน์สูงสุดแก่สาธารณะ ทั้งนี้ อส. ให้ความเห็นในกรณีดังกล่าวว่าภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการเป็นอย่างไรนั้น เป็นข้อหารือที่มิใช่กรณีที่ปรากฏข้อเท็จจริงขึ้นแน่นอนและเป็นที่ยุติแล้ว พน. ชอบที่จะเสนอประเด็นการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าและการกำหนดกรอบระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทดังกล่าวไปยัง กพช. เพื่อพิจารณาให้เป็นที่ยุติก่อน
8. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่า สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค เป็นหน่วยงานของรัฐและโรงไฟฟ้า SPP และ VSPP มีการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า เงื่อนไข อายุสัญญา หรือบทปรับระหว่างคู่สัญญาไว้ ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ ทั้งนี้ ตามสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงโดยเฉพาะอย่างยิ่งอัตรา Adder หรือ FiT เนื่องจากเงื่อนไขของสัญญาในส่วนที่เกี่ยวกับอัตรารับซื้อที่ส่งผลกระทบโดยตรงต่ออัตราค่าบริการอันเป็นลักษณะการอุดหนุนนเชิงนโยบาย (Policy Expenses: PE) ดังนั้น อัตราการรับซื้อใหม่ที่พ้นจากกำหนดเวลาเดิมที่ กพช. อนุมัติไว้ จึงต้องอยู่ในกำกับดูแลของภาครัฐ มิใช่สัญญาทางพาณิชย์ทั่วไป นอกจากนี้ เห็นควรให้มีการกำหนดเป็นกรอบนโยบายระบุระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าด้วย โดยอาจพิจารณาอ้างอิงรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบ FiT เช่น 25 ปี สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีต้นทุนค่าเชื้อเพลิง เป็นต้น และมอบหมายให้การไฟฟ้าในฐานะคู่สัญญาเจรจากับ SPP หรือ VSPP เพื่อแก้ไขสัญญากันต่อไป ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจรากับคู่สัญญายังไม่มีข้อยุติ
9. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า และมีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานและคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 7/2565 (ครั้งที่ 162) ได้มีมติมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเทินหินบุน เพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ จากกำลังผลิตไฟฟ้าเดิม 440 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม ซึ่ง กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. โดยได้ลงนามในหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าร่วมกับบริษัท Theun-Hinboun Power Company (THPH) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 ซึ่งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมครั้งที่ 7/2566 เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2566 ได้พิจารณาแล้ว มีมติเห็นชอบให้ดำเนินมาตรการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติม จากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ที่ได้สิ้นสุดระยะเวลาดำเนินการไปแล้ว เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 เนื่องจากพิจารณาจากข้อมูลที่ กฟผ. นำเสนอต้นทุนในการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนอยู่ที่ประมาณ 1.85 บาท ต่อหน่วย ซึ่งต่ำกว่าแนวโน้มต้นทุนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Spot LNG ที่ระดับราคาสูงกว่า 3 บาท ต่อหน่วย โดยมอบหมายให้ กฟผ. พิจารณาจัดทำรายละเอียดข้อเสนอมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี เพื่อเป็นส่วนหนึ่งของมาตรการลดการพึ่งพาการนำเข้า Spot LNG ซึ่งยังมีความเสี่ยงแนวโน้มราคาที่ผันผวนและอาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประเทศไทยในช่วงปี 2566 - 2567 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณานำรายละเอียดที่ กฟผ. จัดทำซึ่งสอดคล้องตามมติคณะอนุกรรมการฯ เสนอต่อ กบง. โดยไม่ต้องนำเข้าคณะอนุกรรมการฯ อีกครั้ง ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2566 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอเสนอมาตรการขยายเวลารับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาที่ กฟผ. พิจารณา โดย กฟผ. แจ้งว่าได้รับหนังสือจากบริษัท THPC เสนอให้ กฟผ. ขยายเวลาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ เป็นระยะเวลา 1 ปี ได้ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาที่ กฟผ. พิจารณา โดยเสนอให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงเงื่อนไขการซื้อขายไฟฟ้าต่าง ๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายระหว่าง กฟผ. และบริษัท THPC ปัจจุบัน โดย กฟผ. พิจารณาเปรียบเทียบต้นทุนค่าผลิตไฟฟ้าของหน่วยสุดท้าย (Short Run Marginal Cost) ณ เดือนกันยายน 2566 โดยช่วง Peak เท่ากับ 3.372 บาทต่อหน่วย และช่วง Off-Peak เท่ากับ 3.317 บาทต่อหน่วย ซึ่งยังเป็นต้นทุนที่สูง หากเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าของบริษัท THPC ที่มีราคาประมาณ 1.85 บาทต่อหน่วย ดังนั้น มาตรการการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมระยะสั้น 1 ปี จะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานสูงของประเทศไทยได้ โดยสรุปสาระสำคัญ ดังนี้ (1) อายุสัญญา ระยะเวลา 1 ปี (วันลงนามข้อตกลง ถึง 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาตามที่จะพิจารณา) (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นไปตาม PPA เดิม (ประมาณ 1.85 บาทต่อkWh ซึ่งถูกกว่าต้นทุนการผลิตหน่วยสุดท้าย ณ กันยายน 2566 ช่วง Peak 3.372 และช่วง Off-Peak 3.317 บาทต่อหน่วย) (3) เงื่อนไขการรับประกันการรับซื้อไฟฟ้า (Must Take) เป็นไปตาม PPA เดิม โดย 20 เมกะวัตต์ ส่วนเพิ่มของสัญญารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมนั้น จะไม่ถูกนำมาคำนวณเป็นพลังงานรับประกันการรับซื้อไฟฟ้า (4) ความจุสูงสุด 454 เมกะวัตต์ (Three Units) และ (5) ด้านระบบไฟฟ้า ไม่ทำให้ระบบไฟฟ้าของ กฟผ. มีปัญหาแรงดันต่ำหรือการจ่ายโหลดเกิดพิกัด ไม่ส่งผลกระทบต่อค่ากระแสไฟฟ้าลัดวงจร และไม่ส่งผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อแผนการผลิตไฟฟ้าหลักของประเทศ
3. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) รับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรกาบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานสำหรับช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนสิงหาคม 2566 (2) เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง โดยมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมดังกล่าว และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ เทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม
เรื่องที่ 6 แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2562 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ซึ่งเห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก ซึ่งกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดคุณภาพของน้ำมันดีเซล ตามมติ ครม. และมติ กพช. ออกเป็น 3 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 (หรือน้ำมัน บี 7 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 10 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 เป็นต้นไป
2. ธพ. มีแผนการบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันดีเซลตั้งแต่ปี 2567 เป็นต้นไป โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อบริหารจัดการชนิดน้ำมัน ลดความสับสนของผู้บริโภค และลดต้นทุนการผลิตน้ำมัน ซึ่งในเบื้องต้นกำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นหลัก (เกรดพื้นฐาน) เนื่องจากเป็นน้ำมันที่สามารถใช้กับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ซึ่งมีแผนจะผลิตจำหน่ายในวันที่ 1 มกราคม 2567 ได้ทุกรุ่นทุกยี่ห้อ และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก สำหรับกลุ่มรถบรรทุกขนาดใหญ่ โดยไม่อุดหนุนราคา ทั้งนี้ หากในอนาคตผู้ผลิตรถยนต์มีการทดสอบหรือพัฒนาเทคโนโลยี และรับรองการใช้งานรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ร่วมกับน้ำมันที่มีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลมากขึ้น ก็จะมีการปรับเพิ่มสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันเกรดพื้นฐานให้สอดคล้องกับเทคโนโลยียานยนต์ในอนาคตต่อไป โดยเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการปรับปรุงกฎหมายด้านคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง และการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 โดยที่ประชุมไม่มีข้อขัดข้องแนวทางดำเนินการเพื่อบังคับใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมาตรฐานยูโร 5 และการบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันดีเซล ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ในการยกเลิกน้ำมันบี 10 ต่อมาเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาเรื่อง “การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว” ซึ่งมีมติรับทราบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และมอบหมายกรมธุรกิจพลังงานจัดส่งร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานพิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
3. เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้เสนอร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ให้คณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงาน พิจารณา โดยที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศตามที่ ธพ. เสนอ โดยให้ปรับแก้ไขข้อความในร่างประกาศตามความเห็นของที่ประชุม ซึ่ง ธพ. ได้ปรับแก้ข้อความในร่างประกาศดังกล่าวเรียบร้อยแล้ว และเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน กรมควบคุมมลพิษ สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร สมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซล และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งที่ประชุมเห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และลดชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567
4. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (2) มอบหมายให้ ธพ. ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. …. กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567 และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
5.แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567 มีกรอบดำเนินการ ดังนี้
5.1 จัดทำร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... โดยยกเลิกมาตรฐานคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลร้อยละ 10 โดยปริมาตร (น้ำมัน บี 10) และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วมี 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 7 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) กำหนดให้เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วชนิดพื้นฐานของประเทศ และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทางเลือก ทั้งนี้ ร่างประกาศดังกล่าวได้ผ่านการเห็นชอบจากคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานเรียบร้อยแล้ว
5.2 การเตรียมการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 11 (สถานีบริการน้ำมัน) โดยตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 สถานีบริการน้ำมันจำหน่ายน้ำมันในกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20) โดยในการดำเนินการ สถานีบริการน้ำมันจะต้องเปลี่ยนป้ายชื่อชนิดน้ำมันจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 จะต้องมีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
5.3 ระยะเวลาผ่อนผัน เนื่องจากจะมีการยกเลิกน้ำมันบี 10 ซึ่งมีสีม่วง คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันจึงจะมีการเปลี่ยนแปลงถังเก็บน้ำมันไปจัดเก็บน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) ซึ่งเป็นน้ำมันเกรดพื้นฐานตามประกาศฉบับใหม่แทน ซึ่งจะทำให้ในช่วงระยะเวลาที่มีการเปลี่ยนผ่านเกรดน้ำมัน น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) จะมีสีผิดเพี้ยนไปจากที่กำหนดให้ต้องเป็นสีเหลือง จึงเห็นสมควรผ่อนผันเรื่องสีเป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2567 ถึงเดือนกรกฎาคม 2567
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) นำเรียนคณะรัฐมนตรี เพื่อรับทราบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเห็นชอบต่อไป
3. มอบหมาย ธพ. ประสานกระทรวงพาณิชย์และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการบริหารจัดการอุปทานน้ำมันปาล์มจากการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติเห็นชอบในหลักการมาตรการ ลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้าที่ประกาศเรียกเก็บกับผู้ใช้ไฟฟ้ารอบเดือนกันยายน – เดือนธันวาคม 2566 ในอัตรา 4.45 บาทต่อหน่วย ลงเหลือ 3.99 บาทต่อหน่วย ต่อมา เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2566 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีมติเห็นชอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) ขายปลีก สำหรับเรียกเก็บในงวดเดือนกันยายน 2566 – เดือนธันวาคม 2566 ตามที่ผู้รับใบอนุญาตซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจนำเสนอตามแนวทางมติ ครม. ในอัตรา 20.48 สตางค์ต่อหน่วย ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) ปรับลดลงเป็น 3.99 บาทต่อหน่วย ต่อมา เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2566 กกพ. ได้พิจารณาผลการรับฟังความคิดเห็นค่า Ft สำหรับงวดเดือนมกราคม 2566 – เดือนเมษายน 2567 โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชน ร่วมกับการคำนึงถึงศักยภาพความมั่นคงในการบริการพลังงานของของผู้ใช้บริการของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จึงมีมติเห็นชอบค่า Ft ขายปลีก สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เท่ากับ 89.55 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งเป็นกรณีจ่ายคืนภาระต้นทุนคงค้างของ กฟผ. ภายใน 2 ปี โดยคิดเป็นค่าไฟฟ้า (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) เท่ากับ 4.68 บาทต่อหน่วย
2. กระทรวงพลังงาน (พน.) จึงมีเป้าหมายบริหารจัดการอัตราค่าไฟฟ้างวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 ให้ลดลงไม่เกิน 4.20 บาทต่อหน่วย ดังนั้น จึงต้องหาแนวทางลดค่าไฟฟ้าลง 48.00 สตางค์ต่อหน่วย โดยมีแนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นเดือนมกราคม 2567- เดือนเมษายน 2567 ดังนี้
2.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การปรับราคาก๊าซธรรมชาติ เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงให้ใช้ต้นทุนราคา ก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ส่งผลให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าลดลง ซึ่งจะสามารถลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 11.50 สตางค์ต่อหน่วย (2) การส่งผ่าน Gulf Gas กรณีที่ผู้ผลิตไม่สามารถส่งมอบก๊าซธรรมชาติได้ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Shortfall) ก๊าซธรรมชาติจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) โดยมอบหมายให้ กกพ. เรียกเก็บ Shortfall ก๊าซธรรมชาติจาก ปตท. จำนวน 4,300 ล้านบาท นำมาลดราคาก๊าซให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกราย (ไม่รวมปริมาณโรงแยกก๊าซธรรมชาติ) ส่งผลให้ลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 4.48 สตางค์ต่อหน่วย และ (3) ให้ ปตท. ทบทวนปรับปรุงข้อมูลสมมติฐานปริมาณและราคาก๊าซธรรมชาติในการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เพื่อนำเสนอ กกพ. ให้อัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมาย
2.2 ให้ กฟผ. รับภาระเงินคงค้างสะสม (Accumulated Factor) สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 จำนวน 15,963 ล้านบาท แทนประชาชนไปพลางก่อน ซึ่งจะสามารถลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 25.37 สตางค์ต่อหน่วย
2.3 มาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง พน. จึงเสนอให้ตรึงอัตราค่าไฟฟ้างวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เท่ากับงวดเดือนกันยายน 2566 – เดือนธันวาคม 2566 ที่อัตรา 3.99 บาทต่อหน่วย สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ประกอบด้วย ผู้ใช้ไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และลูกค้าตรงของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) (ข้อมูล กกพ. ณ เดือนธันวาคม 2566) ซึ่งสามารถสรุปประมาณการจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าและหน่วยการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยกลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ดังนี้ (1) กฟน. และ กฟภ. มีผู้ใช้ไฟฟ้าและหน่วยการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่ไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน จำนวน 17.77 ล้านราย คิดเป็นการใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 2,242.69 ล้านหน่วยต่อเดือน และสำหรับ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ มีผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน จำนวนประมาณ 40,542 ราย (กฟผ. จำนวนประมาณ 3,680 ราย และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ จำนวนประมาณ 36,862 ราย) คิดเป็นการใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 12.09 ล้านหน่วยต่อเดือน (2) ประมาณการงบประมาณสำหรับช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้า จำนวน 21.19 สตางค์ต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 คิดเป็นงบประมาณรวมประมาณทั้งสิ้น 1,911.15 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นเดือนมกราคม - เมษายน 2567 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็วต่อไป
2. เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง สำหรับงวดเดือนมกราคม – เมษายน 2567 โดยใช้เงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ไปพลางก่อน งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น จากคณะรัฐมนตรี วงเงินรวม 1,950 ล้านบาท เพื่อให้การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ สามารถดำเนินการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าตามมาตรการช่วยเหลือดังกล่าว ตามระเบียบและขั้นตอนต่อไป
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกระทรวงมหาดไทย กำกับและติดตามให้หน่วยงาน ในสังกัดที่มีอำนาจและหน้าที่ในส่วนที่เกี่ยวข้อง เร่งดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยเร็ว
กบง.ครั้งที่ 1/2567 (ครั้งที่ 65) วันศุกร์ที่ 29 มีนาคม 2567
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2567 (ครั้งที่ 65)
วันศุกร์ที่ 29 มีนาคม 2567
1. รายงานผลการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปี 2566
2. ผลการกำหนดหลักเกณฑ์และอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
3. รายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
5. การทบทวนคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปี 2566
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณา ความสามารถในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปี 2565 ถึงปี 2567 และมีมติเห็นชอบความสามารถ ในการนำเข้า LNG สำหรับปี 2565 ถึงปี 2567 รวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาทบทวน รวมทั้งได้มอบหมาย ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 ถึงปี 2567 และกำกับดูแล ต่อมา เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา เรื่อง การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมีมติเห็นชอบในหลักการดังกล่าว รวมทั้งมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยในส่วนของการพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG มอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ ชธ. ร่วมกันพิจารณาความต้องการใช้ (Demand) และการจัดหา (Supply) ก๊าซธรรมชาติของประเทศ และนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ของประเทศ รวมถึงปริมาณการนำเข้า LNG ที่ไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล
2. ในปี 2566 มีการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลวแบบตลาดจร (Spot LNG) และมีการส่งมอบ ณ เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนธันวาคม 2566 รวมทั้งสิ้น 6.2 ล้านตันต่อปี เมื่อเปรียบเทียบกับความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ได้เสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ที่ 5.2 ล้านตันต่อปี พบว่า มีการจัดหา Spot LNG ในปี 2566 เพิ่มขึ้น 1.0 ล้านตันต่อปี โดยมีปัจจัยมาจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ในภาพรวมที่ลดลง แม้ว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมจะลดลงด้วยก็ตาม ทั้งนี้ การจัดหา ก๊าซธรรมชาติ ปี 2566 อยู่ที่ระดับ 3,772 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ลดลงเมื่อเปรียบเทียบกับแผนเดิมที่ได้เสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 4,130 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยลดลงทั้งจากการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และการนำเข้า LNG ตามสัญญาระยะยาว รวมถึงแหล่งก๊าซมีการหยุดซ่อมบำรุง แม้ว่าได้มีการบริหารจัดการโดยทำสัญญา ซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งที่มีศักยภาพ และเรียกรับก๊าซธรรมชาติตามความสามารถการผลิต ของแหล่ง ในส่วนของความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติพบว่า ปี 2566 อยู่ที่ระดับ 4,589 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ลดลงเมื่อเปรียบเทียบกับแผนเดิมที่ได้เสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 4,821 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยลดลงจากภาคการผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (Small Power Producer: SPP) ภาคอุตสาหกรรม โรงแยกก๊าซธรรมชาติ และภาคขนส่ง ในขณะที่มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นจากภาคการผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (Independent Power Producer: IPP) เนื่องจากเศรษฐกิจของประเทศไทยเริ่มฟื้นตัวหลังจากสถานการณ์ การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ประกอบกับโรงไฟฟ้าถ่านหินเก็คโค่-วัน หยุดเดินเครื่อง และมีการใช้ก๊าซธรรมชาติในโรงไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากปีก่อน
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปี 2566
เรื่องที่ 2 ผลการกำหนดหลักเกณฑ์และอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตรา UGT ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก โดยประกอบด้วย ประเภทที่ 1 อัตรา UGT จากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่เดิมในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำใบรับรองการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับ การให้บริการพลังงานไฟฟ้า ในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้าและ REC ในการขอรับบริการ โดยมีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) เพิ่มเติมจากอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติที่ครอบคลุมต้นทุนค่า REC รวมถึงองค์ประกอบอื่น ๆ ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะกำหนดต่อไป และประเภทที่ 2 อัตรา UGT จากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเดิมในระบบไฟฟ้าทั้งของรัฐและเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ที่มาจากแหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเจาะจง กลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ในการรับบริการ และอัตราค่าบริการกำหนดจากต้นทุนการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ของแต่ละ Portfolio รวมถึงองค์ประกอบอื่น ๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป และ (2) มอบหมายให้ กกพ. จัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา UGT ตามแนวทางการกำหนดอัตรา UGT ทั้งรูปแบบเจาะจงที่มา (UGT1) และรูปแบบไม่เจาะจงที่มา (UGT2) และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2566 กกพ. ได้พิจารณาและเห็นชอบร่างหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา UGT ตามที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เสนอ โดยสำนักงาน กกพ. ได้นำเสนอร่างหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา UGT ดังกล่าวในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2566 และจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นสาธารณะ และการรับฟังความคิดเห็นเฉพาะกลุ่ม (Focus Group) ระหว่างวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2566 ถึงวันที่ 7 มีนาคม 2566 ต่อมาเมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2566 กกพ. ได้พิจารณาผลการรับฟังความคิดเห็นร่างหลักเกณฑ์การกำหนด อัตรา UGT และมีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา UGT ซึ่งประกอบด้วย UGT1 และ UGT2 และให้สำนักงาน กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้านำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา UGT ดังกล่าวไปทดลอง ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2566 และวันที่ 1 กันยายน 2566 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้แจ้งการดำเนินการในรูปแบบคณะทำงานร่วมสามการไฟฟ้า (คณะทำงานร่วมฯ) และได้นำเสนอความก้าวหน้าการจัดทำร่างข้อเสนออัตรา UGT ซึ่งเป็นการทดลองดำเนินการตามมติ กกพ. เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2566 รวมทั้งได้หารือกับสำนักงาน กกพ. โดยที่ประชุมมีความเห็น ให้นำผลการดำเนินงานเสนอต่อคณะอนุกรรมการกำกับการกำหนดอัตราค่าบริการ (คณะอนุกรรมการฯ) และนำแนวทางการจัดกลุ่มโรงไฟฟ้าสำหรับ UGT2 ตามร่างข้อเสนออัตรา UGT ไปรับความเห็นจากผู้ใช้ไฟฟ้า สีเขียว ต่อมาเมื่อวันที่ 15 กันยายน 2566 สำนักงาน กกพ. ได้นำร่างข้อเสนออัตรา UGT ในระดับขายส่ง และระดับขายปลีก ของคณะทำงานร่วมฯ ซึ่งได้ปรับปรุงตามความเห็นของสำนักงาน กกพ. พร้อมผลการ หารือกลุ่มตัวอย่างผู้ใช้ไฟฟ้าสีเขียวเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยที่ประชุมมีมติเห็นชอบให้สำนักงาน กกพ. และคณะทำงานร่วมฯ รับความเห็นและข้อสังเกตของที่ประชุมไปพิจารณาปรับปรุงร่างข้อเสนออัตรา UGT และเสนอ กกพ. พิจารณาต่อไป
3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 และวันที่ 19 ตุลาคม 2566 กฟภ. และ กฟน. ได้นำส่ง ร่างข้อเสนออัตรา UGT ในระดับขายปลีก ตามลำดับ และเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2566 กฟผ. ได้นำส่ง ร่างข้อเสนออัตรา UGT ในระดับขายส่ง ให้สำนักงาน กกพ. นำเสนอต่อ กกพ. พิจารณา โดยร่างข้อเสนออัตรา UGT1 ของการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง มีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่มในระดับขายปลีกเท่ากับ 0.0594 บาทต่อหน่วย และ UGT2 มีราคาในระดับขายปลีกสำหรับ Portfolio A และ Portfolio B เท่ากับ 4.7223 บาทต่อหน่วย และ 4.7181 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ต่อมาเมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2566 กกพ. ได้พิจารณาร่างข้อเสนออัตรา UGT ของการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง และมีมติเห็นชอบให้สำนักงาน กกพ. นำร่างข้อเสนออัตรา UGT1 และ UGT2 ซึ่งไม่รวมองค์ประกอบที่ กฟผ. เสนอเพิ่มเติม ไปรับฟังความคิดเห็น โดยเมื่อวันที่ 8 มกราคม 2567 ราชกิจจานุเบกษาได้เผยแพร่ประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์การให้บริการและการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) พ.ศ. 2566
4. เมื่อวันที่ 10 มกราคม 2567 กกพ. ได้พิจารณาแนวทางการปรับปรุงอัตรา UGT2 โดยใช้ Plant Factor ของแต่ละ Portfolio ตามที่สำนักงาน กกพ. เสนอ และให้นำอัตรา UGT สำหรับ UGT2 ของ Portfolio A และ Portfolio B ที่อัตราประมาณ 4.5 ถึง 4.6 บาทต่อหน่วยขายปลีก ไปรับฟังความคิดเห็น โดยสำนักงาน กกพ. ได้จัดรับฟังความคิดเห็นทางช่องทางต่าง ๆ ระหว่างวันที่ 16 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2567 โดยเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2567 กกพ. ได้พิจารณาผลการรับฟังความคิดเห็น ร่างข้อเสนออัตรา UGT และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบร่างข้อเสนออัตรา UGT1 ของ กฟผ. กฟน. และ กฟภ. โดยให้ปรับปรุงตามข้อ (1.1) ถึงข้อ (1.3) ก่อนนำไปประกาศอัตราค่าบริการและจัดทำสัญญาการให้บริการไฟฟ้า (ESA) ในการให้บริการ UGT1 ต่อไป ดังนี้ (1.1) ให้จัดสรรปริมาณการจองโดยใช้หลักการ First-Come-First-Served แทนการเฉลี่ยปริมาณให้ผู้ขอใช้บริการทุกรายแบบ Weighted Average และให้ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถเลือกขอรับบริการเป็นร้อยละของปริมาณการใช้ในแต่ละเดือนได้ด้วย นอกเหนือจากการขอรับบริการเป็น Block (1.2) ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภทสามารถขอใช้บริการ UGT1 ได้ และ (1.3) ให้กำหนดเงื่อนไขของสัญญา และการต่อสัญญาให้ชัดเจนภายใต้มาตรฐาน The International REC Standard (I-REC) และ (2) สำหรับอัตราและข้อกำหนดการให้บริการอัตรา UGT2 ให้ กฟผ. กฟน. และ กฟภ. นำความเห็นที่ได้รับไปปรับปรุง ร่างข้อเสนออัตรา UGT2 และเสนอให้ กกพ. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 6 มีนาคม 2567 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งมติ กกพ. ถึงการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง โดยการไฟฟ้าจะต้องเร่งดำเนินการปรับปรุงระบบปฏิบัติการของแพลตฟอร์มให้เป็นไปตามมติ กกพ. และจัดทำสัญญาการให้บริการไฟฟ้าซึ่งมีขั้นตอนการเสนอต่อสำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณาร่างสัญญาก่อนการเปิดรับสมัคร โดยสำนักงาน กกพ. จะเร่งรัดให้การไฟฟ้าเปิดรับสมัคร UGT1 รวมทั้งเสนออัตรา UGT2 ที่ปรับปรุงแล้วต่อ กกพ. เพื่อเริ่มให้บริการตามกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของ Portfolio A ต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบผลการกำหนดหลักเกณฑ์และอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
เรื่องที่ 3 รายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้อนุมัติการปรับปรุงแผนการบริหารหนี้สาธารณะ ประจำปีงบประมาณ 2566 ครั้งที่ 1 ตามที่กระทรวงการคลังเสนอ ซึ่งแผนดังกล่าวนับรวมแผนการก่อหนี้ใหม่ของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) เพิ่มเติมอีก 80,000 ล้านบาท ซึ่งเมื่อรวมกับแผนการบริหารหนี้สาธารณะที่ ครม. เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 จำนวน 30,000 ล้านบาทแล้ว รวมเป็นวงเงิน 110,000 ล้านบาท ทั้งนี้ สกนช. ได้มีหนังสือชี้ชวนไปยังสถาบันการเงินจำนวน 7 แห่ง เพื่อให้ยื่นข้อเสนอเงินกู้แก่ สกนช. และได้รับข้อเสนอการให้กู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน 3 แห่ง ประเภทวงเงินกู้ ระยะยาว (Term Loan) วงเงินรวมทั้งสิ้น 105,333 ล้านบาท ซึ่ง ณ วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2567 สกนช. ได้เบิกเงินกู้ยืมแล้วจำนวน 80,000 ล้านบาท คงเหลือวงเงินกู้ที่ยังไม่ได้เบิกอีกจำนวน 25,333 ล้านบาท โดยมีระยะเวลาเบิกเงินกู้สิ้นสุดวันที่ 31 มีนาคม 2567 ทั้งนี้ วงเงินกู้ยืมดังกล่าวมีระยะเวลาชำระคืน 5 ปี (รวม Grace Period 2 ปีแล้ว) กำหนดชำระดอกเบี้ยทุกเดือนนับตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นต้นมา และเริ่มทยอยชำระคืนเงินต้นเป็นงวดรายเดือน เริ่มตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2567 ถึงเดือนกันยายน 2571
2. ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 17 มีนาคม 2567 มีฐานะติดลบสุทธิ 96,270 ล้านบาท ประกอบด้วยกลุ่มน้ำมันเชื้อเพลิง ติดลบ 49,339 ล้านบาท กลุ่มก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ติดลบ 46,931 ล้านบาท ทั้งนี้ กองทุนน้ำมันฯ มีหนี้เงินชดเชยค้างชำระรวม 21,503 ล้านบาท ประกอบด้วยหนี้เงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ค้างชำระประมาณ 3,430 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงค้างชำระ 18,073 ล้านบาท ซึ่งเมื่อหักจากเงินฝากจำนวน 3,582 ล้านบาท คงเหลือหนี้เงินชดเชยค้างชำระจำนวน 17,921 ล้านบาท ทั้งนี้ จากประมาณการสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 18 มีนาคม 2567 มีรายจ่ายสุทธิ 194.94 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 6,043 ล้านบาทต่อเดือน โดยเป็นรายจ่ายในกลุ่มน้ำมัน 188.45 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 5,842 ล้านบาทต่อเดือน และรายจ่ายในกลุ่มก๊าซ LPG 6.49 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 201 ล้านบาทต่อเดือน จากนโยบายตรึงราคาน้ำมันดีเซลที่ระดับไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร ประกอบกับสถานการณ์ราคาน้ำมันและก๊าซ LPG ตลาดโลกที่อยู่ในระดับสูง ซึ่งเมื่อรวมภาระดอกเบี้ย ที่กองทุนน้ำมันฯ ต้องชำระคืนเงินต้นประมาณ 200 ถึง 250 ล้านบาทต่อเดือน ทำให้คาดการณ์ได้ว่า เมื่อ สกนช. เบิกเงินกู้ยืมในส่วนที่เหลือทั้งหมดจำนวน 25,333 ล้านบาท ภายในเดือนมีนาคม 2567 จะสามารถดำเนินการตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลตามมติคณะรัฐมนตรีได้ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567 โดยในช่วงปลายเดือนมีนาคม 2567 จะมีการนำเสนอสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ แนวโน้มสถานการณ์ ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ตลอดจนปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ ต่อคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาแนวทางบริหารจัดการราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลให้สอดคล้องกับสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งภาระการชำระหนี้เงินกู้ยืมที่เกิดขึ้นต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 4 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้ (1) เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567 และ (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงไตรมาส 4 ของปี 2566 ถึงปัจจุบัน ค่อนข้าง ทรงตัวในระดับสูงที่ประมาณ 600 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ถึง 630 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากยังมีปัจจัย ที่ไม่แน่นอนจากนโยบายควบคุมกำลังการผลิตของกลุ่มโอเปกพลัส มาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจของจีน ความขัดแย้งทางการเมือง และการดำเนินนโยบายการเงินที่เข้มงวดของกลุ่มประเทศตะวันตกในการควบคุม เงินเฟ้อ รวมทั้งการปรับตัวของกลุ่มพลังงานในยุคการเปลี่ยนแปลงพลังงาน (Energy Transition) ทั้งนี้ ราคา LPG ตลาดโลกในเดือนพฤศจิกายน 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2567 เพิ่มขึ้นเล็กน้อยประมาณ 2.80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือคิดเป็นร้อยละ 0.45 จาก 619.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ในเดือนพฤศจิกายน 2566 เพิ่มขึ้นเป็น 622.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 5 มีนาคม 2567 ทั้งนี้ จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ได้ปรับสูงขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.6540 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 24.0710 บาทต่อกิโลกรัม (668.21 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 24.7250 บาทต่อกิโลกรัม (684.62 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยเพิ่มขึ้นจาก 5.5401 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 6.1941 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 423 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 3 มีนาคม 2567 มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 93,498 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 46,742 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 46,756 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,788 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,989 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายจ่าย 201 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงทรงตัวอยู่ในระดับสูง ประกอบกับปัจจัย ที่ไม่แน่นอนของราคาพลังงานโลก ทำให้คาดว่าราคาก๊าซ LPG อาจปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น โดยราคาก๊าซ LPG นำเข้ารวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ณ วันที่ 5 มีนาคม 2567 อยู่ที่ 685 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 431 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม อย่างไรก็ดี ด้วยฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ยังคงติดลบสูงถึง 46,756 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG มีรายรับเพิ่มขึ้น และไม่ส่งกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 หรือแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มไปที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 685 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 3 มีนาคม 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG อยู่ที่ติดลบ 46,756 ล้านบาท หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 จะทำให้ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 47,359 ล้านบาท หรือติดลบ 46,447 ล้านบาท ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อคงราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ดำเนินการขออนุมัติกรอบวงเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2567 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น วงเงินงบประมาณ 500 ล้านบาท เพื่อให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสามารถดำเนินการคงราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567
เรื่องที่ 5 การทบทวนคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงองค์ประกอบ หน้าที่และอำนาจของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 2 คณะ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในปัจจุบัน และนำมาเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ และ (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน
2. การทบทวนคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ)
2.1 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ ได้พิจารณาคำสั่ง กบง. ที่ 3/2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ลงวันที่ 29 ตุลาคม 2562 มีความเห็นว่า กบง. มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ ขึ้น เพื่อให้การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ มีความสอดคล้องและเชื่อมโยงกัน และทำให้การวางแผนการจัดหาไฟฟ้าของประเทศในระยะยาวเป็นไปอย่าง มีประสิทธิภาพ สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในช่วงเวลาต่าง ๆ โดยการกำหนดองค์ประกอบและคุณสมบัติของคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ ประกอบด้วยหน่วยงานที่มีภารกิจเกี่ยวข้องโดยตรง และผู้ทรงคุณวุฒิที่เป็นนักวิชาการที่มีความเชี่ยวชาญด้านพลังงาน ด้านเศรษฐศาสตร์ และมีความเป็นกลางซึ่งเป็นที่ยอมรับในสังคม ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินงานของคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในปัจจุบัน จึงขอปรับปรุงองค์ประกอบ ดังนี้ (1) ปรับผู้แทนสถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย (TDRI) ออกจากองค์ประกอบ เนื่องจาก TDRI ได้มีหนังสือ ที่ PO/2563/007 ลงวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 ถึงฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ แจ้งว่าไม่มีผู้แทนเข้าร่วมเป็นคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ และ (2) ปรับ นายเดชรัต สุขกำเนิด ออกจากองค์ประกอบ เนื่องจากมีตำแหน่งหน้าที่ในพรรคการเมือง จึงเห็นว่าไม่เหมาะสมต่อการดำรงตำแหน่งในคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ
2.2 คณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ ที่ขอปรับปรุง มีองค์ประกอบ 19 คน ประกอบด้วย ปลัดกระทรวงพลังงาน หรือรองปลัดกระทรวงพลังงานที่ได้รับมอบหมาย เป็นประธานอนุกรรมการ ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (ผอ.สนพ.) เป็นรองประธานอนุกรรมการ มีอนุกรรมการ ประกอบด้วย ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ผู้แทนสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจ และสังคมแห่งชาติ กรรมการกำกับกิจการพลังงาน หรือผู้แทน ผู้แทนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (ส.อ.ท.) ผู้แทนหอการค้าไทยและสภาหอการค้าแห่งประเทศไทย ผู้แทนบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ผู้แทน กฟผ. ผู้แทนการไฟฟ้านครหลวง ผู้แทนการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ผู้แทนสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน นายพรายพล คุ้มทรัพย์ นายกุลยศ อุดมวงศ์เสรี นายบัณฑิต ฟุ้งธรรมสาร นายเทียนไชย จงพีร์เพียง ผู้อำนวยการกองนโยบายไฟฟ้า สนพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ ผู้อำนวยการศูนย์เทคโนโลยีสารสนเทศและการสื่อสาร สนพ. และผู้แทนการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ และมีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) จัดทำพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระยะยาวของประเทศ เพื่อใช้เป็นข้อมูลพื้นฐานในการวางแผน และกำหนดนโยบายด้านไฟฟ้า รายงานสถานการณ์ความต้องการไฟฟ้า รวมทั้งวิเคราะห์และให้ข้อคิดเห็นข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าของประเทศ (2) จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ เพื่อให้การจัดหาไฟฟ้าของประเทศไทยในระยะยาวเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ โดยคำนึงถึงความมั่นคง ของระบบไฟฟ้าของประเทศและการลงทุนการขยายกิจการผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม สอดคล้องกับสภาวะเศรษฐกิจของประเทศ เสนอต่อ กบง. (3) มีอำนาจเชิญผู้เกี่ยวข้องเข้าร่วมประชุม พิจารณา รวมทั้งจัดหา รวบรวม จัดส่งหรือชี้แจงเอกสารต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้องตามความเหมาะสม (4) มีอำนาจแต่งตั้งคณะทำงานเพื่อช่วยปฏิบัติงานได้ตามความจำเป็น (5) ปฏิบัติงานอื่น ๆ ตามที่ กบง. หรือประธาน กบง. มอบหมาย และ (6) รายงานผลการปฏิบัติงานต่อ กบง. ทราบหรือพิจารณาเป็นระยะ ๆ ตามความเหมาะสม
3. การทบทวนคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (คณะอนุกรรมการ ด้านมาตรฐานฯ)
3.1 พพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานฯ ได้พิจารณาคำสั่ง กบง. ที่ 4/2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน ลงวันที่ 29 ตุลาคม 2562 และขอปรับปรุงองค์ประกอบ และหน้าที่และอำนาจ ของคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานฯ ดังนี้ (1) ปรับปรุงองค์ประกอบลำดับที่ 1 เดิม ได้แก่ ปลัดกระทรวงพลังงาน และลำดับที่ 2 เดิม ได้แก่ รองปลัดกระทรวงพลังงาน เพื่อให้ลำดับประธานของคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานฯ สอดคล้องกับขั้นตอนการพิจารณา และเพื่อให้ การพิจารณาดำเนินการมีประสิทธิภาพ คล่องตัวมากขึ้น จึงให้องค์ประกอบลำดับที่ 3 เดิม ได้แก่ อธิบดี พพ. เป็นประธานอนุกรรมการแทน (2) เพิ่มคำว่า “...หรือผู้แทน” ในองค์ประกอบลำดับที่ 4 เดิม ได้แก่ ผอ.สนพ. และลำดับที่ 11 เดิม ได้แก่ ผู้อำนวยการสถาบันไฟฟ้าและอิเล็กทรอนิกส์ และ (3) ปรับปรุงหน้าที่และอำนาจ ข้อที่ 1 ข้อที่ 2 และข้อที่ 3 จากเดิม “...เครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุอุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน...” แก้ไขเป็น “...เครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน...” และข้อที่ 7 จากเดิม “กำกับ ติดตามการดำเนินงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อรายงานผลปฏิบัติงานทุก 3 เดือนให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทราบ” แก้ไขเป็น “ติดตามและรายงานผลการกำหนดและปรับปรุงมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานและยานพาหนะ ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทราบ”
3.2 คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานฯ ที่ขอปรับปรุง มีองค์ประกอบ 14 คน ประกอบด้วย อธิบดี พพ. เป็นประธานอนุกรรมการ มีอนุกรรมการ ประกอบด้วย ผู้ว่าการ กฟผ. หรือผู้แทน เลขาธิการสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) หรือผู้แทน เลขาธิการคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค หรือผู้แทน อธิบดีกรมสรรพากร หรือผู้แทน อธิบดีกรมสรรพสามิต หรือผู้แทน นายกสภาวิศวกร หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสถาบันไฟฟ้าและอิเล็กทรอนิกส์ หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสถาบันยานยนต์ หรือผู้แทน ประธาน ส.อ.ท. หรือผู้แทน ประธานกรรมการหอการค้าไทยและสภาหอการค้าแห่งประเทศไทย หรือผู้แทน ผู้อำนวยการ กองส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ และผู้แทน พพ. เป็นอนุกรรมการ และผู้ช่วยเลขานุการ และมีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) เสนอแนะแนวทางการกำหนดและปรับปรุงมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานและยานพาหนะ รวมถึงมาตรฐานวิธีการทดสอบและคุณสมบัติของห้องทดสอบ (2) เสนอแนะรูปแบบฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงาน ของเครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานและยานพาหนะ รวมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของการ ติดฉลาก การตรวจสอบ และบทลงโทษ (3) เสนอแนะแนวทางการส่งเสริมและสนับสนุนเพื่อให้เกิดการดำเนินงานด้านการส่งเสริมมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานและยานพาหนะ (4) เสนอแนะแนวทางการให้ความรู้ ข้อมูลข่าวสาร และเผยแพร่ประชาสัมพันธ์แก่กลุ่มเป้าหมายทั้งภาคเอกชนและประชาชน (5) ประสานความร่วมมือกับหน่วยงานเรื่องห้องทดสอบเครื่องจักร วัสดุ อุปกรณ์ และยานพาหนะ ภายในประเทศ เพื่อพัฒนาขีดความสามารถในการให้บริการของห้องทดสอบให้สามารถรองรับการปฏิบัติงานด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (6) ประสานความร่วมมือกับ สมอ. ในการพิจารณากำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของวัสดุ อุปกรณ์ เครื่องจักร และยานพาหนะ โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพด้านพลังงานด้วย (7) ติดตามและรายงานผลการกำหนดและปรับปรุงมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน ของเครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานและยานพาหนะ ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทราบ (8) มีอำนาจแต่งตั้งคณะทำงาน เพื่อพิจารณาหรือปฏิบัติการตามที่คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานฯ มอบหมาย ตลอดจนเชิญบุคคลหรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องมาให้ข้อเท็จจริง คำอธิบาย คำแนะนำหรือความเห็นได้ และ (9) ดำเนินการอื่น ๆ ตามที่ได้รับมอบหมายจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ยกเลิกคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 3/2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ลงวันที่ 29 ตุลาคม 2562 และคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 4/2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน ลงวันที่ 29 ตุลาคม 2562
2. เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศ และคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน ขึ้นใหม่ ตามองค์ประกอบ หน้าที่และอำนาจ ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอร่างคำสั่งต่อประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิต และผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว ซึ่งตั้งแต่ปี 2550 จนถึงปัจจุบันกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 73 ฉบับ (73 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards : HEPS) นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards : MEPS) นำมาจัดทำเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ประกาศบังคับใช้ต่อไป
2. ปัจจุบันคณะรัฐมนตรีเห็นชอบและได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 38 ฉบับ (38 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งการออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง หรือออกกฎกระทรวงกำหนดวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะเป็นมาตรฐานอ้างอิงสำหรับผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ของตนเอง ซึ่งหากเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานเป็นไปตามกฎกระทรวงดังกล่าวจะมีสิทธิได้รับการส่งเสริมโดยใช้มาตรการการติดฉลาก กฎกระทรวงดังกล่าวจะนำมาใช้เป็นเกณฑ์มาตรฐานในการดำเนินการติดฉลากประหยัดพลังงานประสิทธิภาพสูง ซึ่งดำเนินการโดย พพ. ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ และฉลากประหยัดไฟฟ้า เบอร์ 5 ซึ่งดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ติดฉลากแล้ว 22 ผลิตภัณฑ์ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2554 พพ. ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจ เรื่อง ความร่วมมือด้านการกำหนดมาตรฐาน กับ สมอ. โดยมีกรอบความมือให้ พพ. กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำตามแผนและกระบวนการที่ พพ. และ สมอ. ดำเนินการร่วมกัน และ พพ. จะศึกษาค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำให้ สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. และลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 30 ฉบับ ในจำนวนนี้ เป็นมาตรฐานบังคับ 5 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 25 ฉบับ ซึ่งการดำเนินการดังกล่าวส่งผลให้มีการใช้เครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูงมากขึ้น และเป็นการกีดกันการใช้เครื่องจักรวัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานต่ำ ทำให้มีศักยภาพการประหยัดพลังงานของประเทศมากขึ้น
3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 พพ. ได้เสนอร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดย กบง. ได้มีมติรับทราบร่างกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว และมอบหมายให้ พพ. จัดส่ง ร่างกฎกระทรวงฯ เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงาน (คณะกรรมการฯ) พิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป โดยเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2566 คณะกรรมการฯ ได้พิจารณาร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) ตามที่ พพ. เสนอ และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบ ร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี เครื่องเชื่อมไฟฟ้า คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็น เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้น เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วม และเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้ม และให้ดำเนินการเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป (2) เห็นชอบ ร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ เครื่องปรับอากาศ เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว และกระจก โดยให้ พพ. รับความเห็นและข้อสังเกตของคณะกรรมการฯ ไปดำเนินการปรับปรุงแก้ไขร่างกฎกระทรวงฯ ก่อนที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป และ (3) เห็นชอบให้ พพ. ถอนร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ ฉนวนกันความร้อนอุณหภูมิต่ำ รถจักรยานยนต์ไฟฟ้า ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบกึ่งตั้ง ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบตั้ง เครื่องแช่เย็นและเครื่องแช่แข็งอย่างรวดเร็ว ยางนอกรถจักรยานยนต์ และเครื่องเป่าผม ออกจากวาระการประชุม
4. การจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ดำเนินการโดยการสำรวจข้อมูลในด้านต่าง ๆ เช่น จำนวน รุ่น ปริมาณการใช้พลังงาน เพื่อกำหนดกลุ่มและจำนวนตัวอย่างที่ต้องสุ่มทดสอบ รวมถึงแนวทางการหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน วิธีมาตรฐานการทดสอบ และอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง แล้วจึงทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ประมวลผลการทดสอบตามหลักสถิติ โดยกำหนดให้ผลิตภัณฑ์ที่ผ่านเกณฑ์ HEPS ประมาณร้อยละ 20 และกำหนดให้ไม่ผ่านเกณฑ์ MEPS ประมาณร้อยละ 3 ทั้งนี้ แต่ละผลิตภัณฑ์มีการปรับให้เหมาะสมโดยคำนึงถึงปัจจัยอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น จำนวนยี่ห้อที่ผ่านเกณฑ์ เป็นต้น ซึ่งการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ความชำนาญตามสาขาต่าง ๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการพิจารณาจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ รวมทั้งการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในแต่ละผลิตภัณฑ์ โดยมีขั้นตอนการพิจารณาดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน (4) กบง. (5) กพช. (6) คณะรัฐมนตรี (7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนาม และ (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป
5. ร่างกฎกระทรวงฯ แต่ละผลิตภัณฑ์ ประกอบด้วย หลักการและเหตุผล นิยาม ค่าประสิทธิภาพพลังงาน และมาตรฐานการทดสอบ ห้องทดสอบ โดยมีรายละเอียดการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงของร่างกฎกระทรวงฯ ทั้ง 7 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้
5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดมอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังด้านออก และจำนวนขั้วของมอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว 2 ขั้ว ค่าประสิทธิภาพพลังงานของขนาดกำลังด้านออก 0.12 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 53.6 ถึงร้อยละ 66.5 จนถึงขนาดกำลังด้านออก 7.50 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 88.1 ถึงร้อยละ 91.7 และ (2) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว 4 ขั้ว ค่าประสิทธิภาพพลังงานของขนาดกำลังด้านออก 0.12 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 59.1 ถึงร้อยละ 69.8 จนถึงขนาดกำลังด้านออก 7.50 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 88.7 ถึงร้อยละ 92.6
5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตั้งแต่ร้อยละ 21.70 ถึงร้อยละ 31.57
5.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทของเครื่องดูดควัน ดังนี้ (1) ประเภทระบบท่อดูดอากาศออกสู่ภายนอก (กระโจมกลางห้อง กระโจมติดผนัง มาตรฐาน และสลิมไลน์) ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 5 ถึง 9 ลูกบาศก์เมตร ต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ (2) ประเภทระบบหมุนเวียนอากาศภายในห้อง (มาตรฐาน และสลิมไลน์) ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 2.5 ถึง 9 ลูกบาศก์เมตรต่อชั่วโมงต่อวัตต์
5.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทของเครื่องเชื่อมไฟฟ้า ดังนี้ (1) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภทอาร์ค ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 87 ถึงร้อยละ 95 (2) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภททิก ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 83 ถึงร้อยละ 95 และ (3) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภทมิก ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 87 ถึงร้อยละ 95
5.5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. ....กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทและขนาดปริมาณน้ำมัน ดังนี้ (1) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมประเภทใช้ไฟฟ้า ปริมาณน้ำมันที่ใช้ไม่เกิน 8.5 ลิตร และมากกว่า 8.5 ลิตร ถึง 30 ลิตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 76 ถึงร้อยละ 87 และร้อยละ 72 ถึงร้อยละ 82 ตามลำดับ และ (2) เครื่องทอดแบบ น้ำมันท่วมประเภทใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ปริมาณน้ำมันที่ใช้ไม่เกิน 11 ลิตร และมากกว่า 11 ลิตร ถึง 30 ลิตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 43 ถึงร้อยละ 50 และร้อยละ 42 ถึงร้อยละ 47 ตามลำดับ
5.6 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ ดังนี้ (1) อีวาพอเรเตอร์อุณหภูมิต่ำ ค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ คือ 0.7911 + 0.7392 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.049)] ถึง 1.1555 + 0.7392 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.049)] และ (2) อีวาพอเรเตอร์อุณหภูมิปานกลาง ค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ คือ 1.3774 + 1.2934 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.785)] ถึง 2.149 + 1.2934 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.785)]
5.7 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ และดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไป ที่จำเพาะแตกต่างไปตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี ได้แก่ หลอดแอลอีดีแบบทรงเอ (LED Bulb) หลอดแอลอีดีแบบเอ็มอาร์ (LED MR) หลอดแอลอีดีแบบพาร์ (LED PAR) หลอดแอลอีดีแบบทีแปด (LED T8) ดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีแบบโลว์เบย์และไฮเบย์ (LED Low/High Bay) และดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี แบบสาดแสง (LED Flood Light) โดยกำหนดค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้นต่ำสุดที่ 80 ถึง 85 ลูเมนต่อวัตต์ และสูงสุดที่ 120 ถึง 150 ลูเมนต่อวัตต์ จำเพาะตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ ไม่น้อยกว่าร้อยละ 95 หรือร้อยละ 96 ของประสิทธิศักย์เริ่มต้น จำเพาะตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี และดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไปที่ 70 หรือ 80 และค่า R9 มากกว่าศูนย์ หรือไม่ระบุ จำเพาะ ตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง (2) เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง (3) เครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง (4) เครื่องเชื่อมไฟฟ้า ที่มีประสิทธิภาพสูง (5) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง (6) คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็น ที่มีประสิทธิภาพสูง และ (7) หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
กบง.ครั้งที่ 8/2566 (ครั้งที่ 64) วันอังคารที่ 26 ธันวาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2566 (ครั้งที่ 64)
วันอังคารที่ 26 ธันวาคม 2566
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 นายเศรษฐา ทวีสิน นายกรัฐมนตรี ได้เป็นประธานการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 3/2566 ณ ตึกภักดีบดินทร์ ทำเนียบรัฐบาล ซึ่งสรุป มติการประชุมได้ ดังนี้
1. เรื่อง รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดย กพช. ได้มีมติรับทราบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. เรื่อง รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดย กพช. ได้มีมติรับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.)
3. เรื่อง แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดย กพช. ได้มีมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่นๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ (2) มอบหมายให้ กกพ. และกระทรวงพลังงาน รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
4. เรื่อง แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า โดย กพช. ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป
5. เรื่อง มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน โดย กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง และ (2) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม
6. เรื่อง แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดย กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) นำเรียนคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อรับทราบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามที่ กพช. เห็นชอบต่อไป และ (3) มอบหมาย ธพ. ประสานกระทรวงพาณิชย์และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการบริหารจัดการอุปทานน้ำมันปาล์มจากการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
7. เรื่อง แนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นสำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดย กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดยมอบหมายให้ กฟผ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของ กกพ. เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็วต่อไป (2) เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดยใช้เงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ไปพลางก่อน งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น จาก ครม. วงเงินรวม 1,950 ล้านบาท เพื่อให้การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ สามารถดำเนินการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าตามมาตรการช่วยเหลือดังกล่าว ตามระเบียบและขั้นตอนต่อไป และ (3) มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกระทรวงมหาดไทย กำกับและติดตามให้หน่วยงานในสังกัดที่มีอำนาจและหน้าที่ในส่วนที่เกี่ยวข้อง เร่งดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 300 หน่วย ต่อเดือน ตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยเร็ว
มติของที่ประชุม
รับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 166) เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบและมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ไปพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องให้ถูกต้อง เป็นไปตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยด่วนต่อไป และเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 ครม. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้าให้แก่ประชาชน ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเห็นว่ามาตรการดังกล่าวเป็นนโยบายสำคัญเร่งด่วนของรัฐบาล และให้กระทรวงพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องรับไปพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องให้ถูกต้อง รอบคอบ เป็นไปตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ หลักเกณฑ์ และมติ ครม. ที่เกี่ยวข้องโดยด่วน เพื่อให้เกิดผลเป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ เนื่องจากมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และด้านไฟฟ้า ให้แก่ประชาชนจะสิ้นสุดลงในเดือนธันวาคม 2566 ในขณะที่สถานการณ์ราคาพลังงานตลาดโลกในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2567 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น โดยราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงกว่า 90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดเอเชีย (น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซล) ปรับตัวสูงกว่า 110 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ปรับตัวสูงกว่า 600 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปรับตัวสูงกว่า 18 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู อันจะส่งผลต่อราคาพลังงานของประเทศโดยเฉพาะราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าและการใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง รวมทั้งราคา LPG จะปรับตัวสูงขึ้นตามราคาตลาดโลก อันจะก่อให้เกิดผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจของประเทศในระยะต่อไป ดังนั้น เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2566 กระทรวงพลังงานจึงได้เสนอ เรื่อง มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน ต่อ ครม. พิจารณา ซึ่งเป็นการดำเนินการต่อเนื่องจากมติ ครม. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 และวันที่ 18 กันยายน 2566 เพื่อบรรเทาผลกระทบ ต่อประชาชนโดยเฉพาะกลุ่มเปราะบางจากสถานการณ์ราคาพลังงาน และให้เศรษฐกิจของประเทศสามารถเติบโตได้ตามเป้าหมายที่วางไว้
2. ครม. ในการประชุมครั้งที่ 15/2566 เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2566 ได้พิจารณา เรื่อง มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน และได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบมาตรการลดภาระค่าใช้จ่าย ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้กระทรวงพลังงาน กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว ตามหน้าที่และอำนาจ ที่เกี่ยวข้องให้ถูกต้อง เป็นไปตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ หลักเกณฑ์ และมติ ครม. ที่เกี่ยวข้องต่อไป อย่างเคร่งครัด ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงาน กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง รับความเห็นของสำนักงบประมาณ (สงป.) และสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) รวมทั้งข้อสังเกตของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ไปประกอบการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องด้วย และ (3) ให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เร่งปรับปรุงข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าผันแปร (ค่า Ft) ของงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ให้แล้วเสร็จโดยเร็ว แล้วนำเสนอ กกพ. ตามขั้นตอนต่อไป
3. ความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบการพิจารณาของ ครม. มีดังนี้ (1) สงป. ได้มีความเห็นว่า เพื่อให้การช่วยเหลือบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงานเป็นไปอย่างต่อเนื่อง จึงเห็นสมควรที่ ครม. จะพิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ สำหรับมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า เห็นสมควรให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งจัดทำแผนการปฏิบัติงานและการใช้จ่ายงบประมาณ เพื่อเสนอขอรับการจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ไปพลางก่อน งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ตามความจำเป็นและเหมาะสมตามขั้นตอนต่อไป อย่างไรก็ดี การดำเนินมาตรการเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงาน หน่วยงานที่เกี่ยวข้องควรเร่งรัดดำเนินการให้ทันต่อสถานการณ์อย่างรอบคอบ โดยคำนึงถึงภาวะเศรษฐกิจ ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ ความพร้อม และความสามารถทางการเงินของภาครัฐ รวมถึงปฏิบัติให้เป็นไปตามกฎหมาย ระเบียบ ข้อบังคับ และมติ ครม. ที่เกี่ยวข้องให้ถูกต้องครบถ้วนในทุกขั้นตอน รวมทั้งเร่งสร้างการรับรู้และความเข้าใจที่ถูกต้องให้กับทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง และเห็นควรรายงานผลการดำเนินงานให้ ครม. ทราบเป็นระยะๆ เพื่อให้การดำเนินมาตรการดังกล่าวบรรลุผลสัมฤทธิ์ และมีความคุ้มค่าอย่างแท้จริง ตามนัยพระราชบัญญัติวินัยการเงินการคลังของรัฐ พ.ศ. 2561 (2) สศช. ได้มีความเห็นว่า เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวตามอำนาจ และหน้าที่ โดยให้เป็นไปตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยเร็วตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ เพื่อบรรเทาภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชนตามนัยมติ ครม. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 และเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 อย่างไรก็ดี เห็นควรมอบหมายกระทรวงพลังงาน กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องติดตามสถานการณ์ราคาพลังงานอย่างใกล้ชิด เพื่อให้สามารถบริหารจัดการราคาพลังงานของประเทศให้อยู่ ในระดับที่เหมาะสมต่อไป และ (3) สคก. ได้มีความเห็นว่า มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน เป็นมาตรการต่อเนื่องจากมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และมาตรการลดภาระค่าใช้จ่าย ด้านไฟฟ้า ตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 และเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 และจะสิ้นสุดลง ในเดือนธันวาคม 2566 ครม. จึงสามารถให้ความเห็นชอบแนวทางดังกล่าว และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดำเนินการตามแนวทางที่กระทรวงพลังงานเสนอได้ตามที่เห็นสมควร โดยกระทรวงพลังงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ต้องดำเนินการตามกฎหมาย กฎ ระเบียบ และมติ ครม. ที่เกี่ยวข้องโดยเคร่งครัดต่อไป อนึ่ง สคก. ได้มีข้อสังเกตเพิ่มเติมว่า สมควรที่ ครม. จะมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องหาแนวทางในการพัฒนาแหล่งพลังงานอื่นเพื่อใช้ทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิล (Fossil Fuel) เพื่อให้สอดคล้องกับผลการประชุมสมัชชาประเทศภาคีอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ ครั้งที่ 28 (Conference of the Parties: COP 28) อันจะเป็นการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานที่พึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลอย่างยั่งยืนด้วย
4. สาระสำคัญของมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอต่อ ครม. มีรายละเอียด ดังนี้
4.1 มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย (1) ราคาน้ำมันดีเซล บริหารราคาน้ำมันดีเซลในการตรึงราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567 โดยกระทรวงพลังงานและกระทรวงการคลังร่วมกันบริหารจัดการราคาขายปลีก โดยใช้กลไกของภาษีสรรพสามิตและกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ (2) ราคา LPG บริหารราคาในการตรึง ราคาขายปลีก LPG ที่ระดับ 423 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567 โดยกระทรวงพลังงานบริหารผ่านกลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4.2 มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า ประกอบด้วย (1) ให้ กกพ. บริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ให้เป็นไปตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 (2) ให้กระทรวงพลังงานมอบหมายหน่วยงานรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องปรับปรุงข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณอัตรา ค่า Ft ของงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ใหม่ เพื่อเสนอ กกพ. ดังนี้ 1) ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ร่วมกันรับภาระเงินคงค้างสะสม (Accumulated Factor) สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 แทนประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าไปพลางก่อน 2) ให้รัฐวิสาหกิจที่ประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ (ปตท.) ดำเนินการส่งผ่านราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย กรณีที่ผู้ผลิตไม่สามารถส่งมอบก๊าซธรรมชาติได้ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Shortfall) ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และ 3) ให้ ปตท. ทบทวนปรับปรุงข้อมูลสมมติฐานปริมาณและราคาก๊าซธรรมชาติในการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสถานการณ์ เพื่อนำเสนอ กกพ. ให้อัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมาย (3) ให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการตรึงอัตราค่าไฟฟ้าที่ประกาศเรียกเก็บกับผู้ใช้ไฟฟ้ารอบเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ในอัตราไม่เกิน 4.20 บาทต่อหน่วยต่อไป และ (4) ช่วยเหลือค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) รวมทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดยให้กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ซึ่งเป็นกลุ่มเปราะบาง ให้ส่วนลดค่าไฟฟ้า จำนวน 21 สตางค์ต่อหน่วย ทั้งนี้ กำหนดให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม
มติของที่ประชุม
รับทราบมติคณะรัฐมนตรี ครั้งที่ 15/2566 เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2566 เรื่อง มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน