กราฟและบทวิเคราะห์

1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก 1.00 บาทต่อลิตรเป็น 0.01 บาทต่อลิตร ให้มีผลก่อนวันที่ประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ .... มีผลบังคับใช้ และเห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยปรับลดสัดส่วนผสมขั้นต่ำของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา เป็นร้อยละ 6 โดยปริมาตรและมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการ ดังนี้ มอบกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. และมอบ สกนช.นำเสนอ กบน. ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาโดยให้ส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เท่ากับ 0.25 บาทต่อลิตร และให้มีผลตั้งแต่วันที่ประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ .... มีผลบังคับใช้และเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงของฝ่ายเลขานุการฯ ทั้งนี้ ให้มีผลนับจากวันที่ประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. ของ ธพ. มีผลบังคับใช้ และเห็นชอบค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดเท่ากับ 1.40 บาทต่อลิตรเพื่อใช้อ้างอิงในการกำกับดูแลความเหมาะของราคาขายปลีก ในระหว่างการใช้มาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ทั้งนี้ มอบ สกนช. ติดตามและกำกับให้ค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดอยู่ในช่วง 1.40 บาทต่อลิตร โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริการจัดการอัตราเงินกองทุน และมอบฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามการดำเนินมาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและจัดทำแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะยาวนำเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป

2. การดำเนินการตามมติกบง. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 กระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินตามมติ ดังนี้ (1) ธพ. ได้ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 5) พ.ศ. 2564 โดยประกาศในราชกิจจานุเบกษา มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ตุลาคม 2564 โดยปรับลดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลอัตราต่ำในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 7 จากเดิมร้อยละ 9.0 และ 6.6 เป็น 6.0 ทั้ง 2 ชนิด (2) สกนช. ได้ออกประกาศ กบน. 2 ฉบับ ดังนี้ ฉบับที่ 21 พ.ศ. 2564เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุนและอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง มีผลตั้งแต่วันที่ 5 ตุลาคม 2564 โดยปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก 1.00 บาทต่อลิตร เป็น 0.01 บาทต่อลิตร โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยเพิ่มขึ้นประมาณ 30 ล้านบาทต่อวัน จำนวนทั้งสิ้น 179 ล้านบาท ตั้งแต่วันที่ 5 ตุลาคม ถึงวันที่ 10 ตุลาคม 2564 จากการเปลี่ยนแปลงดังกล่าว และฉบับที่ 22 พ.ศ. 2564 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุนและอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง มีผลตั้งแต่วันที่ 11 ตุลาคม 2564 โดยปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก ติดลบ 2.50 และ 0.01 บาทต่อลิตร ตามลำดับ เป็น ติดลบ 1.99 บาทต่อลิตร ทั้ง 2 ชนิด โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยเพิ่มขึ้นประมาณ 52 ล้านบาทต่อวัน จำนวนทั้งสิ้น 467 ล้านบาท ตั้งแต่วันที่ 11 ตุลาคม ถึงวันที่ 19 ตุลาคม 2564 จากการเปลี่ยนแปลงดังกล่าว (3) สนพ. ติดตามค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มน้ำมันดีเซล ตั้งแต่วันที่ 5 ตุลาคม ถึงวันที่ 19 ตุลาคม 2564 เฉลี่ยอยู่ที่ 0.50 บาทต่อลิตร ซึ่งต่ำกว่าค่าการตลาดที่กบง. กำหนดที่ 1.40 บาทต่อลิตร และติดตามราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซล ของบริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จํากัด (มหาชน) ตั้งแต่วันที่ 5 ตุลาคม ถึงวันที่ 20 ตุลาคม 2564 มีการปรับราคาลง 3 ครั้งโดย 2 ครั้งแรก น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ปรับลดครั้งละ 1.00 และ 2.00 บาทต่อลิตร เป็นผลมาจากการปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และมีการปรับราคาขึ้น 2 ครั้ง ของกลุ่มน้ำมันดีเซล ครั้งละ 0.60 บาทต่อลิตร เป็นผลมาจากราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ทำให้ ณ วันที่ 20 ตุลาคม 2564 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 อยู่ที่ 29.29 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20อยู่ที่ 29.04 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ในส่วนของบริษัทน้ำมันรายอื่นให้ความร่วมมือในการดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว แต่เนื่องจากราคาน้ำมันตลาดโลกมีการปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องส่งผลให้มีการปรับเพิ่มราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลมากกว่าของบริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จํากัด (มหาชน) เนื่องจากค่าการตลาดอยู่ในระดับต่ำ

3. เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2564 กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการตามนโยบายคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติและได้มีการหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง โดยมีข้อสรุปมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้ (1) ให้คงชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซล 3 ชนิด ประกอบด้วยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และ บี 20 (2) กำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 อยู่ที่ 0.15 บาทต่อลิตร และส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 0.25 บาทต่อลิตร และ (3) กำกับให้ค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร โดยให้ติดตามสถานการณ์อย่างใกล้ชิด โดยมีแนวทางดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้ (1) ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร หรือที่ราคาน้ำมันดิบดูไบไม่เกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (2) ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีอยู่ในปัจจุบัน ซึ่ง ณ วันที่ 17 ตุลาคม 2564 ฐานะกองทุนอยู่ที่ 9,207 ล้านบาท รวมถึงกู้ยืมเงินในวงเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซล (3) ในกรณีราคาน้ำมันดิบดูไบเกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล หรือสถานภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไม่เพียงพอที่จะรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตรแล้ว ให้ประสานกระทรวงการคลังเพื่อปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตเป็นลำดับต่อไป

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้

1.1 กำหนดให้มีน้ำมันเชื้อเพลิง 3 ชนิด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 โดยให้กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมตามปกติ ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 เป็นต้นไป

1.2 กำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา อยู่ที่ 0.15 บาทต่อลิตร และส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 0.25 บาทต่อลิตร

1.3 คงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร

2. เห็นชอบแนวทางดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้

2.1 ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร หรือที่ราคาน้ำมันดิบดูไบไม่เกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล

2.2 ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีอยู่ในปัจจุบัน รวมถึงกู้ยืมเงินในวงเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซล

2.3 ในกรณีราคาน้ำมันดิบดูไบเกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล หรือสถานภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไม่เพียงพอที่จะรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตรแล้วให้ประสานกระทรวงการคลังเพื่อปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตเป็นลำดับต่อไป

3. มอบกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. ….

4. มอบฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ส่วนต่างราคาขายปลีกของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลเป็นไปตามข้อ 1.2 และข้อ 2

5. มอบฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน สกนช. นำเสนอ กบน. ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุน เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร

Published in มติกบง.

วันจันทร์, 04 ตุลาคม 2564 13:17 Written by Super User

กบง.ครั้งที่ 9/2564 (ครั้งที่ 31) วันจันทร์ที่ 4 ตุลาคม พ.ศ. 2564

eppo s

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 9/2564 (ครั้งที่ 31)

วันจันทร์ที่ 4 ตุลาคม พ.ศ. 2564

มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น

สรุปสาระสำคัญ

1. ราคาน้ำมันตลาดโลกมีการปรับขึ้นลงราคาทุกวัน และมีแนวโน้มปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยในเดือนกันยายน 2564 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับลงจำนวน 7 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.01 ถึง 0.22 บาทต่อลิตร และปรับขึ้นจำนวน 13 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.05 ถึง 0.37 บาทต่อลิตร รวมเฉลี่ยทั้งเดือนปรับขึ้น 1.48 บาทต่อลิตร ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบที่เคลื่อนไหวดังกล่าวจะสะท้อนราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศ โดยมีการปรับขึ้นในเดือนกันยายน 2564 จำนวน 6 ครั้ง ครั้งละประมาณ 40 ถึง 60 สตางค์ต่อลิตร เนื่องจากค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันอยู่ต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่ระดับ 2 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 E20 91E10 ปรับขึ้นรวม 1.90 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 บี20 ปรับขึ้นรวม 2.50 บาทต่อลิตร มีแนวโน้มปรับตัวในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมันสำเร็จรูป UNL 95 และ Gasoil 10 ppm ที่ปรับขึ้น 1.90 และ 2.60 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งสถานการณ์ราคาน้ำมันไบโอดีเซล (บี100) ณ ต้นเดือนตุลาคม 2564 ราคาอยู่ที่ 41.66 บาทต่อลิตร ปรับตัวเพิ่มจากสัปดาห์ที่ผ่านมา 0.30 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลก และราคาบี100 ที่ปรับเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ราคาน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้น และส่งผลต่อภาระค่าใช้จ่ายของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องจ่ายเงินชดเชย บี100 ประกอบกับปัจจุบันน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 มีราคาสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ผู้บริโภคเกิดความเดือดร้อนจากสถานการณ์ราคาดังกล่าว เนื่องจากปริมาณการใช้น้ำมัน บี7 เป็นร้อยละ 56 ของการใช้น้ำมันดีเซลทั้งหมด

2. กระทรวงพลังงานได้เสนอแนวทางการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยให้มีการปรับลดสัดส่วนไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากเดิมมีการผสมอยู่ 3 สัดส่วน คือ ร้อยละ 7 (บี7)ร้อยละ 10 (บี10) และร้อยละ 20 (บี20) ให้มีสัดส่วนเดียว คือ ร้อยละ 5 (บี5) โดยให้มีการปรับอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็น 0.01 บาทต่อลิตร และกำหนดค่าการตลาดที่ระดับ 1.80 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 30.51 บาทต่อลิตร เข้าหลักเกณฑ์ของแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ซึ่งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสามารถเข้ามารักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอมาตรการ 2 กรณี ดังนี้ กรณีที่ 1 ให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ให้เท่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ณ วันที่ 4 ตุลาคม 2564 ที่ระดับราคา 28.29 บาทต่อลิตร ส่งผลให้สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มดีเซลและเบนซินมีรายจ่ายเดือนละ 3,141 ล้านบาท และกรณีที่ 2 ให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ให้เท่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ณ วันที่ 4 ตุลาคม 2564 ที่ระดับราคา 28.04 บาทต่อลิตร ส่งผลให้สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มดีเซลและเบนซินมีรายจ่ายเดือนละ 3,507 ล้านบาท

3. แนวทางดำเนินการตามมาตรการด้านน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มีดังนี้ ส่วนที่ 1 ปรับหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดย น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา = (1-X) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน โดยที่ X = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน ไบโอดีเซล = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบ (บาทต่อลิตร)โดย การคำนวณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชียคงเดิม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิง = (0.9184 x MOPS Gasoil 10 ppm + 0.0816 x MOPS Gasoil ราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย 500 ppm + พรีเมียม) ที่ 600F x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 โดยที่ พรีเมียม = ค่าขนส่ง World Scaleด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ + ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) ส่วนที่ 2 ปรับค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ เดิมมีกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่มีสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 สัดส่วน คือ ร้อยละ 7 (บี7) ร้อยละ 10 (บี10) และร้อยละ 20 (บี20) โดยมีค่าการตลาด ดังนี้ 1.65 2.00 และ 1.70 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ปรับใหม่เหลือสัดส่วนเดียว คือ ร้อยละ 5 (บี5) โดยค่าการตลาดอยู่ที่ 1.80 บาทต่อลิตร เพื่อให้ค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์ไม่เกิน 2.00 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 และส่วนที่ 3 กรมธุรกิจพลังงานออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. ใหม่ ที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซลร้อยละ 5

มติของที่ประชุม

1. มอบสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก 1.00 บาทต่อลิตรเป็น 0.01 บาทต่อลิตร ให้มีผลก่อนวันที่ประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ ....มีผลบังคับใช้

2. เห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยปรับลดสัดส่วนผสมขั้นต่ำของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา เป็นร้อยละ 6 โดยปริมาตร และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการ ดังนี้

2.1 มอบกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. ….

2.2 มอบสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาโดยให้ส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เท่ากับ 0.25 บาทต่อลิตร และให้มีผลตั้งแต่วันที่ประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ .... มีผลบังคับใช้

3. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงของฝ่ายเลขานุการฯ ทั้งนี้ ให้มีผลนับจากวันที่ประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. ของ ธพ. มีผลบังคับใช้

4. เห็นชอบค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดเท่ากับ 1.40 บาทต่อลิตรเพื่อใช้อ้างอิงในการกำกับดูแลความเหมาะของราคาขายปลีก ในระหว่างการใช้มาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นการชั่วคราว

5. มอบ สกนช. ติดตามและกำกับให้ค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดอยู่ในช่วง 1.40 บาทต่อลิตร โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริการจัดการอัตราเงินกองทุน

6. มอบฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามการดำเนินมาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและจัดทำแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะยาวนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป

Published in มติกบง.

วันจันทร์, 20 กันยายน 2564 11:20 Written by Super User

กบง.ครั้งที่ 8/2564 (ครั้งที่ 30) วันจันทร์ที่ 20 กันยายน พ.ศ. 2564

eppo s

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 8/2564 (ครั้งที่ 30)

วันจันทร์ที่ 20 กันยายน พ.ศ. 2564

1. มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กรอบแผนพลังงานชาติ

2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

3. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กรอบแผนพลังงานชาติ

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณากรอบแผนพลังงานชาติ และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายกระทรวงพลังงานจัดทำแผนพลังงานชาติตามกรอบการดำเนินการ โดยให้รับข้อสังเกตของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. ไปประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติต่อไป (2) มอบหมายให้ กบง. บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ (3) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับ 3 การไฟฟ้า เพื่อติดตามความคืบหน้าในการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าของประเทศ เพื่อรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มมากขึ้นในช่วงการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบเศรษฐกิจ neutral-carbon economy ได้ในระยะยาว โดยไม่ให้มีผลกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ (4) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อศึกษาและดำเนินการออกมาตรการที่ช่วยบรรเทาการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สำหรับโรงไฟฟ้าหรือโครงการที่ใช้เชื้ออเพลิงถ่านหิน เช่น การปลูกป่าทดแทน การติดตั้งเครื่องการดักจับและการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage: CCS) เป็นต้น เพื่อช่วยขับเคลื่อนให้บรรลุเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 ทั้งนี้ ต้องได้รับความช่วยเหลือทางด้านนโยบายการเงินและเทคโนโลยีจากกลุ่มประเทศ G7 และ (5) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อกำหนดแนวทางนโยบายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) แทนการใช้รถยนต์ที่ใช้เครื่องยนต์สันดาปภายใน และเปลี่ยนแปลงการใช้พลังงานในภาคอุตสาหกรรมจากเชื้อเพลิงถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ ข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วนที่ กพช. มอบหมาย กบง. คือ พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และปรับลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลภายใต้แผน PDP2018 rev.1 ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (พ.ศ. 2564 - 2573) ตามความเหมาะสม เพื่อปรับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าให้มีการผูกพันเชื้อเพลิงฟอสซิลเท่าที่จำเป็นและสามารถรองรับการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าพลังงานสะอาดได้ในระยะยาว โดยคำนึงถึงต้นทุนและความก้าวหน้าเทคโนโลยีเป็นสำคัญ

2. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ มีดังนี้ ประเด็นที่ 1 หลักการการบริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 (แผนฯ) ในช่วงปีพ.ศ. 2564 – 2573 นั้น ควรมีหลักการพิจารณาทบทวนประกอบด้วย (1) พิจารณาเพิ่ม/ปรับลดกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่รายปีของโรงไฟฟ้าประเภทฟอสซิล (ถ่านหิน/ก๊าซธรรมชาติ) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (รายเชื้อเพลิง) เช่น ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ แสงอาทิตย์ ลม ขยะชุมชน ขยะอุตสาหกรรม เป็นต้น รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าโครงการพลังน้ำจากประเทศเพื่อนบ้าน (2) ทบทวนโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีการดำเนินการล่าช้ากว่าแผนฯ เพื่อปรับกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ใหม่ เช่น โครงการโรงไฟฟ้าชุมชน เพื่อเศรษฐกิจฐานราก โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ โรงไฟฟ้าขยะชุมชน เป็นต้น (3) พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีศักยภาพเหมาะสม ร่วมกับเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System; ESS) เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและความมั่นคงให้กับระบบไฟฟ้า เช่น Solar + ESS เป็นต้น (4) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้ขอให้กระทรวงพลังงานและการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ตามกรอบ MOU เพื่อเป็นการขอรับการสนับสนุนจากประเทศไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจของ สปป. ลาว ซึ่งต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ได้มีมติรับทราบข้อเสนอของ สปป.ลาว ในการขอให้พิจารณาขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าตาม MOU โดยให้ดำเนินการตามกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ฉบับปัจจุบันและในอนาคต หากมีความจำเป็นต้องขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ดังกล่าว ให้นำเสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้งนั้น เนื่องจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำอาจมีความพร้อมในการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่สอดคล้องกับ SCOD ตามแผน PDP2018 Rev.1 จึงเห็นควรพิจารณาให้สามารถกำหนดวัน SCOD ให้สอดคล้องกับความพร้อมของโครงการ และรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากเป้าหมายรายปีตามแผน PDP2018 Rev.1 ได้ต่อไป และประเด็นที่ 2 เห็นควรมอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ซึ่งรับผิดชอบการจัดทำแผน PDP2018 rev.1 และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งรับผิดชอบการจัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) ร่วมกันดำเนินการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ตามมติ กพช. ให้สอดคล้องกับศักยภาพของพลังงานหมุนเวียน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ซึ่งรับผิดชอบการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าของประเทศ ให้การสนับสนุนข้อมูลศักยภาพสายส่ง รวมถึงพิจารณาจัดทำแผนปรับปรุงระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้สอดคล้องกับการทบทวนแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดที่จัดทำขึ้น ภายในระยะเวลา 2 เดือน และนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบในหลักการการบริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573

2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ร่วมกันดำเนินการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ให้สอดคล้องกับศักยภาพของพลังงานหมุนเวียน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ให้การสนับสนุนข้อมูลศักยภาพสายส่ง รวมถึงพิจารณาจัดทำแผนปรับปรุงระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้สอดคล้องกับการทบทวนแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดที่จัดทำขึ้น ภายในระยะเวลา 2 เดือน และนำกลับมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามกรอบที่ กบง. กำหนด และต่อมา กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม อีก 5 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2563 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 (2) เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 (3) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2563 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 (4) เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2564 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2564 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 และ (5) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน กบน. เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ของ กบง. ต่อไป

2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนกันยายน 2564 มีดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 467,211 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศคาดว่าลดลงเนื่องจากความต้องการใช้ในภาคเชื้อเพลิงและภาคปิโตรเคมีลดลง โดยอยู่ที่ประมาณ 496,862 ตัน การนำเข้าคาดว่าเป็นการนำเข้าเพื่อส่งออกประมาณ 12,500 ตัน และนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศประมาณ 35,000 ตัน การส่งออกคาดว่าส่งออกจากโรงกลั่นประมาณ 17,175 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้าประมาณ 9,550 ตัน ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกันยายน 2564 อยู่ที่ 665 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 7.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย เมื่อวันที่ 1 กันยายน 2564 ถึงวันที่ 6 กันยายน 2564 อยู่ที่ 690.25 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 26.49 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ทั้งนี้ จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวลดลง ทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 7 กันยายน 2564 ถึงวันที่ 20 กันยายน 2564 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 3.0737 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และจากอัตราแลกเปลี่ยนที่แข็งค่าขึ้น 0.6708 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 0.3755 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 23.8245 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 23.4490 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดการจ่ายเงินชดเชยจาก 11.8357 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 11.4602 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถัง ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท

3. เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2564 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 18,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 5 กันยายน 2564 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะกองทุนสุทธิ 12,927 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 29,431 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 16,504 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,738 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 3,098 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,360 ล้านบาทต่อเดือน

4. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนมิถุนายน ถึงเดือนกันยายน 2564 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 124 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 549 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตันเป็น 673 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (International Monetary Fund: IMF) ได้คาดการณ์ว่าเศรษฐกิจทั่วโลกจะเติบโตขึ้นร้อยละ 6 ในปี พ.ศ. 2564 แต่ยังมีปัจจัยเสี่ยงจากการแพร่ระบาดของโรคโควิด-19 สายพันธุ์เดลต้า และการรณรงค์ให้ฉีดวัคซีนไม่มีความคืบหน้าเท่าที่ควร ประกอบกับประเทศอินเดียมีการนำเข้า LPG เพิ่มมากขึ้น จากการผ่อนคลายมาตรการล็อคดาวน์ตั้งแต่เดือนมิถุนายนเป็นต้นมา นอกจากนี้ ปริมาณอุปทานในสหรัฐอเมริกายังมีปริมาณจำกัดในขณะที่ปริมาณคงคลังลดต่ำลงเนื่องจากประเทศแถบละตินอเมริกา โดยเฉพาะบราซิล และอาเจนตินา มีการนำเข้าจากสหรัฐฯ เพิ่มขึ้นมากจากสภาพอากาศที่หนาวเย็นกว่าปกติ

5. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางทบทวนการกำหนดราคา LPG เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก LPG บรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง ปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม แนวทางที่ 2 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัมโดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม หรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ ปัจจุบันรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด-19 ซึ่งส่งผลกระทบต่อการดำรงชีพและภาระค่าครองชีพของประชาชน ประกอบกับสถานการณ์ราคา LPG ตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯจึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึง 31 ธันวาคม 2564 ตามแนวทางที่ 2 เพื่อช่วยบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชน หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG หรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ การคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ดังกล่าว ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของ LPG ซึ่งปัจจุบันมีรายจ่ายประมาณ 1,360 ล้านบาทต่อเดือน คาดว่าจะสามารถรองรับการชดเชยราคา LPG ได้อีกประมาณ 1.1 เดือน ตั้งแต่เดือนกันยายน ถึงเดือนตุลาคม 2564 ซึ่งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของ LPG อาจจะไม่สามารถรองรับภาระการชดเชยราคา LPG ตามกรอบวงเงินที่ กบน. กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 18,000 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาท ต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และขยายระยะเวลาคงราคาขายส่งออกไปอีก 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคา LPG ของ กบง. ต่อไป

2. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ประสานสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เพื่อขอรับการสนับสนุนให้ใช้จ่ายจากเงินกู้ตามพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหาเศรษฐกิจและสังคม จากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 เพิ่มเติม พ.ศ. 2564 ตามขั้นตอนของระเบียบที่เกี่ยวข้อง สำหรับชดเชยราคาขายปลีก LPG ระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 ต่อไป

3. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานติดตามการใช้ การจำหน่าย การนำเข้า และการส่งออก LPG และรายงานต่อ กบง. ในการประชุมครั้งต่อไป

4. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานประสานกรมศุลกากรให้ติดตาม ป้องกันการลักลอบส่งออก LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน

เรื่องที่ 3 การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 21 เมษายน 2564 กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งจัดตั้งศูนย์เฝ้าระวังสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน โดยมีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นผู้อำนวยการศูนย์ฯ และกองยุทธศาสตร์และแผนงาน (กยผ.)สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) เป็นฝ่ายเลขานุการ ทำหน้าที่ในการเฝ้าระวังและติดตามการเกิดเหตุที่อาจเป็นสาเหตุให้เกิดสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงาน รวมถึงเสนอแนะแนวทางบริหารจัดการและดำเนินการที่เกี่ยวข้องกับสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงาน ต่อมาเมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 ที่ประชุมแผนบริหารจัดการความต่อเนื่องด้านก๊าซธรรมชาติ (BCM) กรณีไม่สามารถนำเข้าก๊าซจากสาธารณรัฐเมียนมาได้ ซึ่งมีรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานในการประชุม ได้เห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบ และให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ซึ่งมีอำนาจสั่งการ รวมศูนย์การบริหารจัดการด้านต่างๆในสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน โดยหากมีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ แล้ว สป.พน. จะดำเนินการยกเลิกคำสั่งจัดตั้งศูนย์เฝ้าระวังสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานต่อไป โดยเมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2564 สป.พน. ได้ขอให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กบง. พิจารณาแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ ภายใต้ กบง. เพื่อให้การบริหารจัดการในสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีอำนาจในการบริหารจัดการด้านต่างๆที่เกี่ยวข้องภายใต้สถานการณ์ฉุกเฉิน และมีองค์ประกอบผู้แทนครบถ้วน

2. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ อาศัยอำนาจตามความในข้อ 2.7 ของคำสั่งคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่ 3/2563 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ลงวันที่ 31 มกราคม 2563 มีองค์ประกอบรวม 11 ท่าน โดยมีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานอนุกรรมการรองปลัดกระทรวงพลังงาน ที่ได้รับมอบหมายให้กำกับราชการของ กยผ. สป.พน. เป็นรองประธานอนุกรรมการ ผู้อำนวยการ กยผ. สป.พน. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ โดยมีอนุกรรมการประกอบด้วย อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติหรือผู้แทน อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานหรือผู้แทน อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานหรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานหรือผู้แทน เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานหรือผู้แทน ผู้ช่วยปลัดกระทรวงพลังงาน ผู้แทนการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และผู้แทนบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โดยมีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) เสนอแนะแนวทางการบริหารจัดการและการดำเนินการที่เกี่ยวข้องกับสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงาน เฝ้าระวัง ติดตามการเกิดเหตุการณ์ที่อาจเป็นสาเหตุให้เกิดสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงาน และบริหารจัดการให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ ตลอดจนสื่อสารให้ประชาชนมีความเข้าใจและเชื่อมั่นต่อการบริหารจัดการพลังงานในช่วงสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงาน (2) ประสานงานและเชิญผู้แทนของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องเพื่อชี้แจงข้อมูล ให้คำอธิบาย คำแนะนำ และจัดส่งเอกสารตามที่เห็นควร และ (3) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่ได้รับมอบหมาย

มติของที่ประชุม

เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ .../2564 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป

Published in มติกบง.

วันศุกร์, 10 กันยายน 2564 09:53 Written by Super User

กพช. ครั้งที่ 154 วันพุธที่ 4 สิงหาคม พ.ศ. 2564

eppo s

มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ

ครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 154)

วันพุธที่ 4 สิงหาคม พ.ศ. 2564 เวลา 14.30 น.

1. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2563

2. กรอบแผนพลังงานชาติ

3. การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

4. ปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 - 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

5. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

ผู้มาประชุม

นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ

(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2563

สรุปสาระสำคัญ

1. ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ ทั้งนี้ การรายงานผลการดำเนินการดังกล่าวผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชุมครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 148) เมื่อวันจันทร์ที่ 5 เมษายน 2564 โดยมีมติรับทราบและเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2563 และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2564 จึงเป็นเหตุให้นำเสนอรายงานผลการดำเนินการต่อ กพช. ล่าช้ากว่ากำหนด

2. ปีงบประมาณ 2563 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนตามวัตถุประสงค์และแผนการ ใช้จ่ายเงิน โดยได้ให้ความสำคัญกับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ซึ่งเน้นการฝึกอบรมหลักสูตรระยะสั้นที่เป็นประโยชน์ต่อการปฏิบัติงาน และการให้ทุนการศึกษาและฝึกอบรมแก่หน่วยงาน ในกระทรวงพลังงาน โดยได้อนุมัติเงินในวงเงินรวม 9,688,020 บาท แบ่งเป็น (1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม 3,466,740 บาท โดยมีผู้ยืนยันรับการสนับสนุนทุนการศึกษาระดับปริญญาโท และปริญญาเอก จำนวน 10 ทุน และทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ และภาษาต่างประเทศ จำนวน 10 ทุน ในวงเงิน 2,841,990 บาท (2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 5,741,280 บาท โดยอนุมัติให้ สนพ. 1 โครงการ ได้แก่ โครงการฝึกอบรมหลักสูตร The Supervisory Grid (นักบริหารทีมงาน) วงเงิน 302,280 บาท และกรมพัฒนาหลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) จำนวน 3 โครงการ วงเงิน 5,439,000 บาท ได้แก่ โครงการพัฒนาทักษะด้านเทคนิคและวิศวกรรมสำหรับบุคลากรโครงการไฟฟ้าพลังน้ำของ พพ. วงเงิน 3,639,000 บาท โครงการสัมมนาเพื่อออกแบบปรับปรุงระบบการปฏิบัติงานด้านพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน วงเงิน 396,000 บาท และโครงการศึกษาดูงานการบริหารจัดการและการใช้พลังงานทดแทนตามเทคโนโลยีที่หลากหลาย ประเทศออสเตรเลีย วงเงิน 1,404,000 บาท ซึ่ง พพ. ขอยกเลิกการรับทุน โครงการศึกษาดูงาน ประเทศออสเตรเลียดังกล่าวเนื่องจากการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 และ (3) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 480,000 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงาน ได้แก่ ค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2563 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 423.488 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.443 ล้านบาท ทุนของกองทุนฯ อยู่ที่ 423.045 ล้านบาท ผลการดำเนินงานทางการเงิน กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินการ 6.800 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 6.846 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 0.046 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับความเห็นของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 2 กรอบแผนพลังงานชาติ

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนพลังงาน 4 แผน ได้แก่แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และให้กระทรวงพลังงาน รับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้งพิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว

2. ปัจจัยขับเคลื่อนทิศทางพลังงานโลกจากการศึกษานโยบายพลังงานต่างประเทศ ของกระทรวงพลังงานพบว่า ประเทศต่างๆ ทั่วโลกทยอยปรับเปลี่ยนยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลด การปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว (Long Term Strategy, LTS) มู่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ โดยมีปัจจัยขับเคลื่อนหลักจากข้อตกลงปารีส (Paris Agreement) ที่เกิดจากที่ประชุมภาคีแห่งอนุสัญญาว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงของสภาพภูมิอากาศครั้งที่ 21 (COP 21) เมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2558 ซึ่งเป็นตราสารกฎหมายที่รับรองภายใต้กรอบอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (United Nations Framework Convention on Climate Change, UNFCCC) ฉบับล่าสุด ต่อจากพิธีสารเกียวโตและข้อแก้ไขโดฮา เพื่อกำหนดกฎกติการะหว่างประเทศให้มุ่งมั่นต่อการมีส่วนร่วม ของภาคีในการแก้ไขปัญหาและตอบสนองต่อภัยคุกคามจากการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศระดับโลก ในบริบทของการพัฒนาที่ยั่งยืนและความพยายามขจัดความยากจนมากยิ่งขึ้น โดยข้อตกลงปารีสมีเป้าหมายควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส และพยายามควบคุมการเพิ่มขึ้น ของอุณหภูมิไม่ให้เกิน 1.5 องศาเซลเซียส เมื่อเทียบกับยุคก่อนอุตสาหกรรม (ค.ศ. 1900) ส่งผลให้ประเทศต่างๆ จำเป็นต้องร่วมดำเนินมาตรการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Green House Gas, GHG) ให้เหลือศูนย์ ในปี ค.ศ. 2100 และภายในปี ค.ศ. 2070 เพื่อควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส และให้ต่ำกว่า 1.5 องศาเซลเซียส ตามลำดับ ทั้งนี้ ปัจจัยขับเคลื่อนดังกล่าวทำให้ประเทศต่างๆ ทบทวนการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally determined contributions, NDC) ที่เสนอไว้ต่อ UNFCCC ให้สอดคล้องกับแนวทางการควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 1.5 - 2.0 องศาเซลเซียสเพิ่มมากขึ้น โดยเป้าหมายการดำเนินการของกลุ่มประเทศที่สำคัญ มีดังนี้ กลุ่มประเทศพัฒนาแล้ว (1) สหราชอาณาจักร เป้าหมาย Net Zero GHG emission ในปี ค.ศ. 2050 (2) เยอรมนี เป้าหมาย GHG Neutrality ในปี ค.ศ. 2050 (3) ญี่ปุ่น เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2050 (4) สหรัฐอเมริกา เป้าหมายประกาศนโยบาย Net Zero Emission ไม่เกินกว่าปี ค.ศ. 2050 (5) จีน เป้าหมาย Carbon Free ภายในปี ค.ศ. 2060 (1.5oC Pathway) (6) สวีเดน เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2045 และ (7) ฟินแลนด์ เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2035 สำหรับกลุ่มประเทศกำลังพัฒนา มีดังนี้ (1) เกาหลีใต้ เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2050 (2) อินเดีย เป้าหมายควบคุมการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่อประชากร ไม่เกินกว่าระดับประเทศพัฒนาแล้ว (3) สิงคโปร์ เป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกร้อยละ 36 ภายใน ปี ค.ศ. 2050 และ Net Zero เร็วที่สุดเท่าที่ทำได้ภายในช่วงครึ่งหลังของศตวรรษที่ 21 และ (4) อินโดนีเซีย เป้าหมาย Net Zero Emission ไม่เกินกว่าปี ค.ศ. 2070

3. ประเทศไทยได้เข้าร่วมภาคีกรอบอนุสัญญา UNFCCC ตั้งแต่ปี ค.ศ. 1994 และส่งข้อเสนอการมีส่วนร่วมของประเทศในการลดก๊าซเรือนกระจกและการดําเนินงานด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (Intended Nationally Determined Contributions, INDCs) ไปยังสํานักเลขาธิการอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศในปี 2558 โดยประกาศเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกที่ร้อยละ 20 จากกรณีปกติ (Business asusual, BAU) หรือร้อยละ 25 ถ้าได้รับการสนับสนุนจากต่างประเทศ ภายในปี ค.ศ. 2030 ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้นำพันธกิจดังกล่าวมาเป็นกรอบการวางแผนนโยบายพลังงานของประเทศ โดยตั้งเป้าให้มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 34.23 ภายในปี 2580 โดย ณ สิ้นปี 2563 มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนร้อยละ 17.4 อย่างไรก็ดี ปัจจุบันประเทศไทยยังไม่มีการกำหนดยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกในระยะยาว (LTS) ที่แสดงให้เห็นถึงความพร้อมในการปรับเปลี่ยนประเทศให้รองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านระบบเศรษฐกิจ สู่การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Neutral-carbon economy) ในระดับที่ทัดเทียมกับนานาประเทศ อันจะนำไปสู่การเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันและโอกาสในการดึงดูดการลงทุน จากต่างประเทศ และก่อให้เกิดการสร้างงานในประเทศมากขึ้น โดยเฉพาะในช่วงฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังวิกฤติการณ์ COVID-19 ที่ต้องเร่งสร้างความเชื่อมั่นจากนักลงทุนกลับมาอย่างเร็วที่สุด ดังนั้น จึงมีความจำเป็นเร่งด่วน ที่ต้องกำหนดกรอบนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่สอดคล้องกับเป้าหมายของประชาคมโลก และนำไปสู่การปฏิบัติให้เกิดผลอย่างเป็นรูปธรรม โดยเฉพาะภาคพลังงานที่ต้องมุ่งเน้นการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของประเทศ เพื่อเป็นกลไกหลักในการขับเคลื่อนและผลักดันการแก้ไขปัญหา การเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศให้เกิดผลสัมฤทธิ์ต่อไป

4. การขับเคลื่อนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำนอกจากแสดงเจตจำนงของประเทศในการบรรเทาผลกระทบจากการเปลี่ยนสภาพภูมิอากาศของโลกแล้ว ยังมีส่วนสนับสนุนนโยบายการขับเคลื่อนทางเศรษฐกิจ ดังนี้ (1) การสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจและลดการลงทุนในสินทรัพย์ที่มีประสิทธิภาพต่ำ โดยกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (International financial institution, IMF) ศึกษาพบว่า การเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลก ทุก 0.04 องศาเซลเซียส จากการขาดนโยบายลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก จะทำให้ผลิตภัณฑ์มวลรวม (GDP) ของโลกต่อหัวประชากรลดลงกว่าร้อยละ 7 ในปี ค.ศ. 2100 ในขณะที่การเพิ่มขึ้นของการดำเนินนโยบายเพื่อลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกทุก 0.01 องศาเซลเซียส ช่วยลดการสูญเสียจากการลงทุนเทคโนโลยี หรือสินทรัพย์ทดแทนได้กว่าร้อยละ 1.07 ซึ่งสอดคล้องกับสภาเศรษฐกิจโลก (World Economic Forum, WEF) ที่ได้ประเมินไว้ในปี 2560 (2) การเพิ่มศักยภาพการแข่งขันของผู้ประกอบการของไทย จากการควบคุมการปลดปล่อยคาร์บอนในภาคการผลิตและการใช้พลังงานของโลกผ่านมาตรการ 2 รูปแบบ ได้แก่ ระบบซื้อขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Emission Trading Scheme, ETS) ซึ่งเป็นมาตรการที่ควบคุมการปลดปล่อยคาร์บอนผ่านกลไกตลาด (Market based) และมาตรการภาษีคาร์บอน (Carbon Tax) (3) การเพิ่มสัดส่วน ของพลังงานสะอาดเป็นการเพิ่มการลงทุนและการจ้างงานในระบบเศรษฐกิจประเทศ โดย Environmental Defense Fund (EDF) สหรัฐอเมริกา รายงานว่าการลงทุนในพลังงานสะอาดจะสร้างงานมากกว่าการลงทุน ในพลังงานฟอสซิลถึงสามเท่า และ IMF ได้ประเมินว่าการลงทุนด้านสิ่งแวดล้อมเพื่อ Net Zero Carbon จะช่วยให้ GDP ของโลกเติบโตเพิ่มขึ้นอีกร้อยละ 0.7 ต่อปี จนถึงปี ค.ศ. 2035 และสามารถเพิ่มการจ้างงานทั้งโลกเพิ่มขึ้นถึงปีละ 32 ล้านตำแหน่ง ในอีก 7 ปี (4) การฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังสถานการณ์วิกฤต COVID-19 โดยรัฐบาลหลายประเทศเร่งกระตุ้นการลงทุนในอุตสาหกรรมที่สร้างมูลค่าการลงทุนและการจ้างงานได้มากในระยะเวลาสั้น ที่สำคัญคือการลงทุนในเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำและพลังงานหมุนเวียน เนื่องจากมีผลตอบแทนที่เหมาะสม และมั่นคงในระยะยาว และ (5) บรรเทาปัญหามลพิษ PM2.5 จากการเผาไหม้เชื้อเพลิงฟอสซิล

5. กระทรวงพลังงานได้นำกรอบแผนพลังงานชาติที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2564 เป็นแนวทางจัดทำรายละเอียดและกำหนดนโยบายภาคพลังงาน โดยมีเป้าหมายสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถมุ่งสู่พลังงานสะอาด และลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 เพื่อสร้างศักยภาพการแข่งขันและการลงทุนของผู้ประกอบการไทย ให้สามารถปรับตัวสู่การลงทุนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลก ตลอดจนใช้ประโยชน์จากการลงทุน ในนวัตกรรมสมัยใหม่เพื่อสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจ สอดคล้องกับยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลด การปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว โดยกรอบแผนพลังงานชาติประกอบด้วย 3 ส่วนสำคัญ ดังนี้

5.1 แนวนโยบายของแผนพลังงานชาติ (Policy Direction) โดยส่งเสริมการลงทุนพลังงาน สีเขียวในภาคพลังงาน ดังนี้ (1) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าใหม่โดยมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนไม่น้อยกว่า ร้อยละ 50 ให้สอดคล้องกับแนวโน้มต้นทุนพลังงานหมุนเวียนที่ต่ำลงมาก โดยพิจารณาร่วมกับต้นทุนระบบ กักเก็บพลังงานระยะยาว และไม่ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวสูงขึ้น (2) ปรับเปลี่ยนการใช้พลังงานภาคขนส่งเป็นพลังงานไฟฟ้าสีเขียว ผ่านเทคโนโลยียานยนต์ไฟฟ้าตามนโยบาย 30@30 ช่วยเพิ่มความสามารถในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้ได้ตามเป้าหมาย ปรับปรุงการใช้พลังงานภาคขนส่งให้มีประสิทธิภาพมากขึ้น และช่วยแก้ไขปัญหาภาวะฝุ่นละออง PM 2.5 โดยปัจจุบันคณะกรรมการนโยบายยานยนต์ไฟฟ้าแห่งชาติ ได้กำหนดนโยบายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในปี ค.ศ. 2030 ในสัดส่วนมากกว่าร้อยละ 30 ที่มีความสอดคล้องกับนโยบาย 30@30 อยู่แล้ว ซึ่งหากสามารถเร่งรัดดำเนินการตามเป้าหมายดังกล่าวจะทำให้สามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าทั้งหมดได้ในระยะต่อไป (3) ปรับเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานมากกว่าร้อยละ 30 ซึ่งเป็นแนวทางลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ต้องดำเนินการเป็นลำดับแรกๆ โดยส่งเสริมการนำเทคโนโลยีและนวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานสมัยใหม่ช่วยเพิ่มประสิทธิภาพการบริหารจัดการพลังงาน จะช่วยให้สามารถบรรลุเป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาพรวม ของภาคพลังงานได้เร็วยิ่งขึ้น และ (4) ปรับโครงสร้างกิจการพลังงานรองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านพลังงาน ตามแนวทาง 4D1E ประกอบด้วย การลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคพลังงาน (Decarbonization) การนำเทคโนโลยีดิจิทัลมาใช้ในการบริหารจัดการระบบพลังงาน (Digitalization) การกระจายศูนย์การผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐาน (Decentralization) การปรับปรุงกฎระเบียบรองรับนโยบายพลังงานสมัยใหม่ (Deregulation) และการเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้า (Electrification)

5.2 กรอบการจัดทำแผนสู่การเปลี่ยนผ่านตามแนวทาง 4D1E ต้องวางแผนขับเคลื่อน การพัฒนาพลังงานทุกด้านให้สามารถนำไปปฏิบัติได้อย่างเป็นรูปธรรม ประกอบด้วย 5 ส่วนสำคัญ ดังนี้

5.2.1 ด้านไฟฟ้า มุ่งเน้นการดำเนินการดังนี้ (1) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าใหม่ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนรูปแบบต่างๆ ตามศักยภาพของประเทศ ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงานน้ำ พลังงานชีวมวล และพลังงานขยะ (2) ปรับลดสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลที่มีการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูง และการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเก่าที่มีประสิทธิภาพต่ำและต้นทุนการผลิตสูง รวมถึงยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าใหม่จากเชื้อเพลิงถ่านหิน โดยส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งมีการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่ำกว่าเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนผ่านไปสู่พลังงานสะอาด ร่วมกับการใช้เทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพสูงในการผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าถ่านหินแม่เมาะซึ่งอยู่ระหว่างพัฒนาโครงการ จะต้องดำเนินมาตรการช่วยบรรเทาการปล่อยก๊าซเรือนกระจกควบคู่กันไป เช่น การปลูกป่าทดแทน การติดตั้ง เครื่องดักจับและการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage, CCS) เป็นต้น (3) พัฒนาเทคโนโลยีการใช้ประโยชน์และการกักเก็บคาร์บอน (Capture Utilization and Storage, CCUS) เพื่อกำจัดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในอากาศและนำมาใช้ประโยชน์ในกระบวนการผลิตทางอุตสาหกรรมอื่นๆ (4) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานระบบไฟฟ้ายุคใหม่ (Grid Modernization) โดยบริหารจัดการระบบไฟฟ้าด้วยเทคโนโลยี Smart Grid พัฒนาการพยากรณ์และควบคุมระบบไฟฟ้าให้ทันสมัย เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านเทคโนโลยี และพลังงานหมุนเวียนในระบบที่จะเพิ่มมากขึ้นโดยไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และสามารถบริหารจัดการการใช้พลังงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ เช่น ระบบบริหารจัดการพลังงานอัจฉริยะ ระบบกักเก็บพลังงาน เป็นต้น (5) ผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐานแบบกระจายศูนย์ที่มีความยืดหยุ่นและทำงานร่วมกับการผลิตไฟฟ้านอกระบบที่จะเพิ่มขึ้นในอนาคตได้ เช่น ระบบการบริหารจัดการพลังงานไมโครกริด และระบบบริหารจัดการไมโครกริดของผู้ใช้ไฟฟ้าผ่านเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน ตลอดจนศึกษาแนวทางปรับปรุงโครงสร้างกิจการไฟฟ้ารองรับการแข่งขันผ่านกลไกตลาดหรือรูปแบบการซื้อขายที่อาจเกิดขึ้นในอนาคต เช่น เทคโนโลยี Peer-to-Peer (P2P) และ Net–metering รวมทั้งปรับโครงสร้างราคา ค่าไฟฟ้ารองรับการเพิ่มขึ้นของแหล่งพลังงานกระจายศูนย์ และ (6) เปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้าจากเทคโนโลยีและนวัตกรรมคาร์บอนต่ำ เช่น ส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า และบริหารจัดการระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้า

5.2.2 ด้านก๊าซธรรมชาติ มุ่งเน้นการดำเนินการดังนี้ (1) ส่งเสริมการใช้ LNG ในภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่งแทนการใช้เชื้อเพลิงแข็ง น้ำมัน และถ่านหิน เพื่อลดการปลดปล่อย ก๊าซเรือนกระจกในภาพรวม (2) บริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ โดยพัฒนาระบบ การประเมินศักยภาพและกำกับดูแลทรัพยากรปิโตรเลียมให้ทันสมัย และบริหารจัดการการนำเข้า LNG จากต่างประเทศ เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่จะเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต (3) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติ เช่น ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ สถานีจัดเก็บและแปรสภาพ LNG รองรับการใช้ก๊าซธรรมชาติแบบกระจายศูนย์ที่อาจเกิดขึ้นจากส่งเสริมการใช้ LNG เป็นเชื้อเพลิงทดแทน และกำกับดูแลคุณภาพการให้บริการและมาตรฐานความปลอดภัย และ (4) เปิดเสรีกิจการก๊าซธรรมชาติเพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันและเพิ่มประสิทธิภาพของระบบ โดยปรับปรุงกฎระเบียบที่เป็นอุปสรรคต่อการมีผู้ให้บริการหลายราย และพัฒนาโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้โปร่งใส เป็นธรรม สะท้อนต้นทุน และส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันอย่างเต็มรูปแบบ

5.2.3 ด้านน้ำมัน มุ่งเน้นการดำเนินการดังนี้ (1) ปรับปรุงมาตรฐานโรงกลั่นน้ำมัน ให้มีคุณภาพน้ำมันเทียบเท่า EURO 5 และ EURO 6 ของยุโรป เพื่อลดระดับการปลดปล่อยสารพิษจากการ เผาไหม้เชื้อเพลิงออกสู่บรรยากาศ (2) ส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงคาร์บอนต่ำและเชื้อเพลิงชีวภาพภาคขนส่งในสัดส่วนที่เหมาะสม ร่วมกับการบริหารจัดการต้นทุนเชื้อเพลิงชีวภาพอย่างมีประสิทธิภาพ และปรับโครงสร้างราคาน้ำมันให้สะท้อนต้นทุนและไม่กระทบต่อภาระประชาชน (3) พัฒนาการจัดทำระบบการควบคุมกำกับดูแลและเก็บข้อมูลด้านน้ำมันเชื้อเพลิงด้วยเทคโนโลยีดิจิทัลที่ทันสมัย และพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านน้ำมัน เช่น คลังน้ำมัน ท่อส่งน้ำมัน การขนส่งทางรางให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม รวมทั้งมีการกำกับดูแลความปลอดภัย ที่ได้มาตรฐานสากล และ (4) ส่งเสริมการปรับเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เป็นไฟฟ้า เช่น ส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในภาคขนส่ง ร่วมกับการบริหารจัดการอุตสาหกรรมน้ำมันเชื้อเพลิง การใช้ LPG และ NGV เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่าน ตลอดจนส่งเสริมให้เปลี่ยนการใช้ LPG ภาคครัวเรือนเป็นเตาไฟฟ้า

5.2.4 ด้านพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก มุ่งเน้นดำเนินการดังนี้ (1) ประเมินศักยภาพพลังงานหมุนเวียน และศักยภาพการเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของประเทศใหม่ ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้า โดยในส่วนของพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมต้องคำนึงถึงศักยภาพตามธรรมชาติที่ขึ้นกับลักษณะภูมิประเทศและภูมิอากาศ พลังงานชีวมวลและพลังงานขยะต้องสอดคล้องกับศักยภาพเชื้อเพลิงของแต่ละพื้นที่ และพลังงานน้ำจำเป็นต้องพิจารณารับซื้อจากประเทศเพื่อนบ้านที่มีศักยภาพและความพร้อมในการพัฒนาโครงการ เนื่องจากมีข้อจำกัดด้านผลกระทบสิ่งแวดล้อมและการยอมรับของประชาชนในประเทศ (2) ส่งเสริมและพัฒนากลไกการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนแบบกระจายศูนย์ ได้แก่ การผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนระดับชุมชน เพื่อยกระดับคุณภาพชีวิตเกษตรกรและส่งเสริมเศรษฐกิจฐานราก การส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีไมโครกริดร่วมกับการผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (3) จัดทำแพลตฟอร์มและพัฒนา ศูนย์ข้อมูลการควบคุมพลังงานหมุนเวียน (RE Control Center) ด้วยระบบดิจิทัล ทั้งส่วนที่ติดตั้งอยู่ในระบบสายส่งและพื้นที่ห่างไกลนอกระบบแต่มีศักยภาพ เพื่อให้การบริหารจัดการพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าของประเทศมีประสิทธิภาพและความมั่นคง (4) กำหนดมาตรการส่งเสริมให้เกิดการลงทุนในพลังงานหมุนเวียนมากขึ้น เพื่อสร้างความเชื่อมั่นกับนักลงทุนต่างชาติทั้งปัจจุบันและรายใหม่ โดยกำหนดราคารับซื้อพลังงานสะอาด และปรับปรุงกฎระเบียบให้ส่งเสริมและสร้างแรงจูงใจในการลงทุนและเลือกใช้พลังงานสะอาด และ (5) ส่งเสริมการลงทุนในตลาดเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียน พัฒนาตลาดชีวมวลเพื่อการผลิตไฟฟ้าและความร้อนเพื่อเป็นประเทศฐานของเศรษฐกิจชีวภาพ ศึกษาและพัฒนาการใช้ไฮโดรเจน เปลี่ยนเชื้อเพลิงชีวภาพไปสู่เชื้อเพลิงชีวภาพสำหรับอากาศยาน (Biojet) และการใช้งานอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

5.2.5 ด้านการอนุรักษ์พลังงาน มุ่งเน้นดำเนินการดังนี้ (1) กำหนดเป้าหมายการเพิ่มประสิทธิภาพใหม่ โดยพัฒนามาตรการส่งเสริมการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานให้ครอบคลุมทุกภาคส่วน เช่น เกณฑ์มาตรฐานการใช้พลังงานในอาคาร เกณฑ์มาตรฐานอนุรักษ์พลังงานสำหรับผู้ผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า รวมถึงปรับปรุงกฎระเบียบและกำหนดมาตรการเพื่อให้เกิดกลไกตลาดส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและธุรกิจบริษัทจัดการพลังงาน (Energy Service Company, ESCO) (2) ส่งเสริมการลงทุนในตลาดเทคโนโลยีการเพิ่มประสิทธิภาพพลังงาน ส่งเสริมให้เกิดอุตสาหกรรมสีเขียว รวมถึงเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในบ้านและอาคารโดยใช้ระบบบริหารจัดการพลังงานอัจฉริยะ และ (3) พัฒนาเทคโนโลยีเพื่อบริหารจัดการการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ และรองรับเทคโนโลยีการใช้พลังงานยุคใหม่ เช่น ดิจิทัลแพลตฟอร์มเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ระบบบริหารจัดการพลังงานอัจฉริยะ และแพลตฟอร์มการบริหารข้อมูลการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับการใช้พลังงานที่มีประสิทธิภาพในอนาคต เช่น โครงสร้างพื้นฐานสถานี อัดประจุไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าอย่างเพียงพอ เป็นต้น

5.3 กระบวนการจัดทำแผนพลังงานชาติคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในปี 2565 โดยมีกรอบการดำเนินการ ดังนี้ (1) นำเสนอกรอบแผนพลังงานชาติเพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. ในช่วง ต้นเดือนสิงหาคม 2564 (2) จัดกระบวนการรับฟังความคิดเห็นกรอบแผนพลังงานชาติจากภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง ทั้งภาครัฐ ประชาชน เอกชน นักวิชาการ และผู้สนใจทั่วไป ในช่วงระหว่างเดือนสิงหาคม ถึงตุลาคม 2564 (3) นำความเห็นจากการรับฟังความคิดเห็นไปประกอบการจัดทำแผนพลังงาน 5 แผนภายใต้แผนพลังงานชาติ ได้แก่ ด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก และอนุรักษ์พลังงาน เพื่อประกอบเป็นร่างแผนพลังงานชาติ ในช่วงระหว่างเดือนตุลาคม 2564 ถึงไตรมาส 1 ปี 2565 (4) จัดกระบวนการ รับฟังความคิดเห็นร่างแผนพลังงานชาติ ในช่วงไตรมาส 2 ปี 2565 และ (5) นำเสนอร่างแผนพลังงานชาติ เพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. ในช่วงไตรมาส 3 ปี 2565 ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานมีข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วนเพื่อให้ประเทศไทยสามารถขับเคลื่อนการดำเนินงานได้ตามเป้าหมายในการลดการปลดปล่อย ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 รวมทั้งเพื่อแสดงถึงจุดยืนและการเตรียมการ ของประเทศให้รองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านระบบเศรษฐกิจสู่เป้าหมายดังกล่าวต่อกลุ่มประเทศคู่ค้าทั้งระดับภูมิภาคและระดับโลก ตลอดจนเพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันและดึงดูดการลงทุนจากประเทศ ที่มีนโยบายมุ่งเน้นการใช้พลังงานสะอาดในช่วง 10 ปีข้างหน้า ดังนี้ (1) จัดทำแผนพลังงานชาติภายใต้กรอบนโยบายที่ทำให้ภาคพลังงานขับเคลื่อนภาคเศรษฐกิจให้รองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านสู่การปลดปล่อย ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ได้ในระยะยาว โดยครอบคลุมการขับเคลื่อนพลังงานทั้ง 5 ด้าน ภายใต้แผนพลังงานชาติ (2) พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดรูปแบบต่างๆ และลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลในช่วง 10 ปีข้างหน้า คือ พ.ศ. 2564 – 2573 ภายใต้แผน PDP2018 rev.1 ตามความเหมาะสม เพื่อให้มีการผลิตไฟฟ้าผูกพันเชื้อเพลิงฟอสซิลเท่าที่จำเป็นและสามารถรองรับการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดได้ในระยะยาว โดยคำนึงถึงต้นทุนและความก้าวหน้าทางเทคโนโลยีเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ต้องนำหลักการวางแผนเชิงความน่าจะเป็น ได้แก่ โอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) มาเป็นเกณฑ์แทนกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองซึ่งไม่สามารถวิเคราะห์ผลความไม่แน่นอนของพลังงานหมุนเวียนได้ เพื่อให้การประเมินและวางแผนความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้น และ (3) ปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่ง และจำหน่ายไฟฟ้าให้มีความยืดหยุ่น มีประสิทธิภาพ และครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนรูปแบบต่างๆ เพื่อรองรับกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มขึ้นในอนาคต และตอบสนองต่อ การผลิตไฟฟ้าได้อย่างทันท่วงทีโดยไม่กระทบกับความมั่นคงของประเทศ

6. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป โดยมีข้อสังเกตประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติ ดังนี้ (1) การพิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดรวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากประเทศเพื่อนบ้าน ควรคำนึงถึงผลกระทบค่าไฟฟ้า ความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ และความมั่นคงทางพลังงาน โดยอาจพิจารณาเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนที่ใช้เชื้อเพลิง ก๊าซชีวภาพหรือชีวมวลจากวัสดุเหลือทิ้งทางการเกษตร เช่น ใบอ้อย ฟางข้าว รวมถึงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนหรือขยะอุตสาหกรรมที่ช่วยแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม โดยควรคำนึงถึงการประเมินวัฏจักรชีวิตของผลิตภัณฑ์ (Life Cycle Analysis, LCA) และการบริหารจัดการซากแผงโซลาร์เซลล์และแบตเตอรี่ยานยนต์ไฟฟ้าที่หมดอายุ เพื่อไม่เป็นการเพิ่มขยะสู่สิ่งแวดล้อมในอนาคต (2) แนวนโยบายของแผนพลังงานชาติควรมีการประเมินศักยภาพพลังงานหมุนเวียนของประเทศ รวมทั้งพิจารณาสัดส่วนของพลังงานหมุนเวียนต่อความต้องการพลังงานภาพรวม ของประเทศนอกเหนือจากพลังงานหมุนเวียนด้านไฟฟ้าด้วย โดยกำหนดเป้าหมายไว้ในแผนพลังงานชาติ ที่จะจัดทำต่อไป (3) การปรับเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานตามแนวนโยบายของแผนพลังงานชาติ ควรส่งเสริมให้มีการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในภาครัฐ โดยมีโครงการ ESCO สำหรับภาครัฐเพื่อสร้างการลงทุนและกระตุ้นเศรษฐกิจ และ (4) ควรมีมาตรการบรรเทาการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สำหรับโรงไฟฟ้าหรือโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลอื่นทั้งหมดนอกเหนือจากเชื้อเพลิงถ่านหิน และควรหารือหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง เช่น ธนาคารภาครัฐ เพื่อกำหนดมาตรการสนับสนุนด้านการเงินแก่โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ให้สามารถดำเนินการได้เพื่อเป็นการกระตุ้นเศรษฐกิจหลังช่วงโควิด

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายกระทรวงพลังงานจัดทำแผนพลังงานชาติ ตามกรอบการดำเนินการ โดยให้รับข้อสังเกตของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ไปประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติต่อไป

2. มอบหมายให้ กบง. บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ

3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับ 3 การไฟฟ้า เพื่อติดตามความคืบหน้าในการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าของประเทศ เพื่อรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มมากขึ้นในช่วงการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบเศรษฐกิจ neutral-carbon economy ได้ในระยะยาว โดยไม่ให้มีผลกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ

4. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อศึกษาและดำเนินการออกมาตรการที่ช่วยบรรเทาการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สำหรับโรงไฟฟ้าหรือโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงถ่านหิน เช่น การปลูกป่าทดแทน การติดตั้งเครื่องการดักจับและการกักเก็บคาร์บอน(Carbon Capture and Storage: CCS) เป็นต้น เพื่อช่วยขับเคลื่อนให้บรรลุเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 ทั้งนี้ ต้องได้รับความช่วยเหลือทางด้านนโยบายการเงินและเทคโนโลยีจากกลุ่มประเทศ G7

5. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อกำหนดแนวทางนโยบายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) แทนการใช้รถยนต์ที่ใช้เครื่องยนต์สันดาปภายใน และเปลี่ยนแปลงการใช้พลังงานในภาคอุตสาหกรรมจากเชื้อเพลิงถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ

เรื่องที่ 3 การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2564 สำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือถึงรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รอง นรม. และ รมว.พน.) แจ้งว่า นายทองลุน สีสุลิด นายกรัฐมนตรีสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรีเพื่อขอรับการสนับสนุนจากไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ซึ่งนายกรัฐมนตรีได้มีบัญชาให้ รอง นรม. และ รมว.พน. พิจารณาเรื่องดังกล่าว และเชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประชุมหารือ เพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป.ลาว อย่างเหมาะสม โดยเมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2564 รอง นรม. และ รมว.พน. ได้ประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง ปลัดกระทรวงพลังงาน (ปพน.) ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ผู้แทนสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ ผู้แทนสำนักงานความร่วมมือพัฒนาเศรษฐกิจกับประเทศเพื่อนบ้าน (องค์การมหาชน) และผู้แทนธนาคารเพื่อการส่งออกและนำเข้าแห่งประเทศไทย เพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว อย่างเหมาะสมตามข้อสั่งการของ นรม. ต่อมาเมื่อวันที่ 8 เมษายน 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว ได้มีหนังสือแจ้งความประสงค์จะเสนอขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจำนวน 5 โครงการ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 4,200 เมกะวัตต์ (MW) และขอให้พิจารณาขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป.ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (MOU) เพื่อรองรับข้อเสนอขายไฟฟ้าดังกล่าว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2564 รอง นรม. และ รมว.พน. ได้ประชุมหารือทวิภาคีร่วมกับนายดาววง พอนแก้ว รัฐมนตรีกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว โดย สปป.ลาว ได้แจ้งความประสงค์จะขอขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เป็น 11,000 MW ซึ่ง รอง นรม. และ รมว.พน. รับทราบความประสงค์ดังกล่าว และมอบหมายให้ ปพน. ตั้งคณะทำงานเพื่อหารือร่วมกับปลัดกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว พิจารณาถึงปริมาณที่เหมาะสมในการขยายกรอบ MOU และพิจารณาร่าง MOU ฉบับใหม่ เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป

2. รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป.ลาว มีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าผ่านการซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าที่พัฒนาขึ้นใน สปป.ลาว เชื่อมโยงผ่านระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยปัจจุบันมีกรอบปริมาณความร่วมมือการซื้อขายไฟฟ้าจำนวน 9,000 MW โดยมีสถานภาพการซื้อขายไฟฟ้า ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงการที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว 5,421 MW ประกอบด้วย (1) โครงการเทิน-หินบุน ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 214 MW วันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) มีนาคม 2541 (2) โครงการห้วยเฮาะ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 126 MW COD กันยายน 2542 (3) โครงการน้ำเทิน 2 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 948 MW COD เมษายน 2553 (4) โครงการน้ำงึม 2 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 597 MW COD มีนาคม 2554 (5) โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 220 MW COD ธันวาคม 2555 (6) โครงการหงสาลิกไนต์ Unit 1 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 491 MW COD 1 มิถุนายน 2558 และ Unit 2 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 491 MW COD 2 พฤศจิกายน 2558 (7) โครงการหงสาลิกไนต์ Unit 3 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 491 MW COD มีนาคม 2559 (8) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 354 MW COD กันยายน 2562 (9) โครงการน้ำเงี๊ยบ 1 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 269 MW COD กันยายน 2562 และ (10) โครงการไซยะบุรี ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,220 MW COD ตุลาคม 2562 และส่วนที่ 2 โครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว และอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 514 MW ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 1 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 514 MW กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) พฤษภาคม 2565 รวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน 5,935 MW คงเหลือปริมาณไฟฟ้า ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจาก สปป.ลาว ได้อีกประมาณ 3,065 MW;

3.นโยบายและหลักการพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน มีดังนี้ ส่วนที่ 1หลักการและเหตุผล ประกอบด้วย (1) เป็นทางเลือกหนึ่งในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศไทย ในกรณีที่ไม่สามารถสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่มเติมในประเทศได้ (2) ช่วยแบ่งเบาภาระการจัดหาไฟฟ้าในประเทศในระยะยาวภายใต้ราคารับซื้อไฟฟ้าคงที่ตลอดระยะเวลาที่ทำการตกลงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยราคารับซื้อไฟฟ้าจะต้องไม่สูงกว่าราคาที่ผลิตได้เองในประเทศ และ (3) เป็นการเสริมสร้างความสัมพันธ์อันดีระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน และส่วนที่ 2 เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทย ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) พบว่าการพึ่งพาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพียงประเทศเดียวจะทำให้เกิดความเสี่ยงสูง ดังนั้น หากกระจายการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศจะทำให้เกิดความเสี่ยงลดลง ส่งผลให้สัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศมีปริมาณมากกว่าการรับซื้อไฟฟ้าจากเพียงประเทศเดียว ทั้งนี้ ได้กำหนดหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้า จากประเทศเพื่อนบ้าน ดังนี้ การรับซื้อไฟฟ้าจาก 1 ประเทศ 2 ประเทศ 3 ประเทศ และ 4 ประเทศ ให้มีสัดส่วนปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ 13 ร้อยละ 25 ร้อยละ 33 และร้อยละ 38 ของกำลังผลิตทั้งหมด ตามลำดับ

4. การพิจารณาปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้กรอบ MOU มีการดำเนินการมาโดยลำดับ ดังนี้ เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้พิจารณาข้อเสนอการขายไฟฟ้าและปริมาณรับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU ตามที่ สปป.ลาว เสนอ โดยพิจารณาถึงเงื่อนไขตามการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทย ซึ่งกำหนดว่าหากรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ 1 ประเทศ สัดส่วนปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่ควรเกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดย ณ ปลายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ปี 2580 จะสามารถปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้กรอบ MOU ได้อีกไม่เกิน 2,111 MW หรือเทียบเท่ากับการขยายกรอบ MOU เป็น 11,111 MW และได้มีมติเห็นควรกำหนดการขยายกรอบ MOU เป็น 10,200 MW เพื่อนำไปประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU กับ สปป.ลาว ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน (พน.) ได้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (ฝ่ายไทย) (คณะทำงานฯ) โดยมี ปพน. เป็นประธาน และมีผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย กรมสนธิสัญญาและกฎหมาย กระทรวงการต่างประเทศ สนพ. กฟผ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เป็นคณะทำงาน และผู้อำนวยการกองการต่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นเลขานุการคณะทำงานฯ เพื่อหารือร่วมกับ สปป.ลาว และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ให้ได้ข้อสรุปในรายละเอียดการขยายกรอบ MOU ที่เห็นพ้องร่วมกันทั้งสองฝ่าย และจัดทำรายละเอียดเนื้อหา MOU ให้มีความเหมาะสมสอดคล้องกับสถานการณ์และนโยบายที่เกี่ยวข้องของ พน. โดย พน. ได้มีหนังสือถึง สปป.ลาว เพื่อส่งร่าง MOU ที่มีการปรับแก้อย่างเป็นทางการให้ สปป.ลาว พิจารณา ซึ่งต่อมากระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาร่าง MOU ว่าเห็นด้วยกับการปรับเพิ่มถ้อยคำของฝ่ายไทยในประเด็นความร่วมมือเพื่อผลักดันแนวทางลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (Decarbonization) และส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานสะอาด เพื่อนำไปสู่เป้าหมายการเปลี่ยนแปลงด้านพลังงานร่วมกันทั้งสองประเทศ และขอให้พิจารณาเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในร่าง MOU จาก 10,200 MW เป็น 10,500 MW หรือ 11,000 MW รวมทั้งรับทราบและเห็นด้วยกับหลักการการพิจารณาโครงการของฝ่ายไทย

5. เมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาข้อเสนอการขยายกรอบ MOU ของ สปป. ลาว และได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบ MOU เป็น 10,500 MW เนื่องจากปริมาณดังกล่าวไม่เกินเกณฑ์ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผน PDP2018 Rev.1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ทั้งนี้ การพิจารณาโครงการตามข้อเสนอของ สปป.ลาว ภายใต้กรอบดังกล่าว ฝ่ายไทยจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการ ซึ่งโครงการจะต้องสอดคล้องและเป็นไปตามหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ รวมทั้งจะต้องคำนึงถึงผลกระทบด้านสังคม เขตแดน และสิ่งแวดล้อม โดยให้นำข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการประสานฯ เสนอต่อคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ประกอบการพิจารณาการขยายกรอบ MOU ดังนี้ (1) การพิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จะต้องพิจารณาผลกระทบต่อความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้าในการรับซื้อจาก 1 ประเทศ ซึ่งกำหนดสัดส่วนไม่ให้เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) การพิจารณาโครงการตามข้อเสนอของ สปป.ลาว ฝ่ายไทยจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการ ซึ่งโครงการจะต้องสอดคล้องและเป็นไปตามหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ รวมทั้งจะต้องคำนึงถึงผลกระทบด้านสังคม เขตแดน และสิ่งแวดล้อม (3) โครงการที่ สปป.ลาว เสนอมาส่วนใหญ่เป็นโครงการ เขื่อนแบบน้ำไหลผ่าน (Run of river) ที่ตั้งอยู่บนลำน้ำโขงสายประธาน หากเกิดปัญหาภัยแล้ง ลำน้ำโขงไม่มีน้ำ หรือประเทศจีนกักเก็บน้ำ อาจส่งผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าของโครงการที่อยู่บนลำน้ำโขงทั้งหมด รวมทั้งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าประเทศไทยได้ จึงควรเสนอให้ สปป.ลาว มีแผนบริการจัดการน้ำในช่วงฤดูแล้งเพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ประเทศไทยได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ (4) ใน MOU มีถ้อยคำและบริบทที่ก่อให้เกิดพันธกรณีภายใต้ข้อบังคับของกฎหมายระหว่างประเทศ ดังนั้น MOU ดังกล่าวจึงถือเป็นสนธิสัญญาตามกฎหมายระหว่างประเทศและหนังสือสัญญาตามมาตรา 178 ของรัฐธรรมนูญไทย ที่จะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีก่อนลงนาม

6. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2564 กบง. ได้พิจารณาข้อเสนอการขยายกรอบ MOU ของ สปป. ลาว ซึ่งที่ประชุมเห็นว่าปริมาณการขยายกรอบ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ ไม่เกินเกณฑ์ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผน PDP2018 Rev.1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ และการขยายกรอบ MOU เป็นการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานน้ำจาก สปป.ลาว ซึ่งเป็นการดำเนินการที่สอดคล้องกับทิศทางด้านพลังงานโลกที่มุ่งเน้นพลังงานสะอาด ลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ของประเทศเพื่อมุ่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนเศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ อีกทั้งยังเป็นการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป.ลาว ที่ขอรับการสนับสนุนจากไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจ จึงได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบ MOU จาก 9,000 MW เป็น 10,500 MW และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อ กพช.พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

1. รับทราบข้อเสนอของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ในการขอให้พิจารณาขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในบันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป.ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (MOU)

2. ให้กระทรวงพลังงาน และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการตามกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป.ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว ฉบับปัจจุบัน ทั้งนี้ ในอนาคตหากมีความจำเป็นต้องขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจดังกล่าว ให้กระทรวงพลังงานเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาอีกครั้ง

เรื่องที่ 4 ปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 - 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรี ได้มติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ 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 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล และมอบหมาย กบง. เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2564 ชธ. และ ปตท. ได้นำเสนอปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 - 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เพื่อทราบ

2. การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 – 2566 ประกอบด้วย 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 พิจารณาจากกรณี Business As Usual (BAU) ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) คาดการณ์โดย ปตท. ซึ่งในส่วนของภาคการผลิตไฟฟ้าอ้างอิงตามแผน การเดินเครื่องโรงไฟฟ้า (Operation Plan) ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่มีการปรับปรุงข้อมูลล่าสุด ฉบับเดือนมีนาคม 2564 สำหรับคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติปี 2564 - 2565 และฉบับเดือนพฤศจิกายน 2563 สำหรับคาดการณ์ปี 2566 ทั้งนี้ สรุปปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 4,460 4,418 และ 4,514 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ ส่วนที่ 2 ปริมาณการจัดหา ก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 พิจารณาจากกรณี BAU ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) ที่มีสัญญา อยู่ในปัจจุบัน จากแหล่งก๊าซในประเทศทั้งแหล่งในอ่าวไทยและแหล่งบนบก การนำเข้าก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งก๊าซในประเทศเมียนมา และการนำเข้า LNG ตามสัญญาระยะยาวจำนวน 4 สัญญา สรุปปริมาณ การจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 4,271 4,163 และ 4,069 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ และส่วนที่ 3 ความสามารถในการนำเข้า LNG พิจารณาจากข้อมูลคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ และการจัดหาก๊าซธรรมชาติกรณี BAU ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) พบว่าปริมาณความสามารถ ในการนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 1.28 1.74 และ 3.02 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ ในเดือนมกราคม ถึงเดือนกรกฎาคม 2564 ปตท. ได้นำเข้า Spot LNG แล้วจำนวน 10 ลำเรือ คิดเป็น 0.80 ล้านตัน จึงทำให้มีปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG คงเหลืออยู่ที่ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตัน ตามลำดับ

3. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 กบง. ได้พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 – 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ดังกล่าว และได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 -2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ โดยหากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้ ชธ. และ ปตท. เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาทบทวน รวมทั้งได้รับทราบการมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 คือ Regulated Market และ Partially Regulated Market สำหรับ New Demand และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าของ Shipper รวมทั้งกำกับดูแลต่อไป

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 -2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาทบทวน

2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้ดำเนินการจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 คือ Regulated Market และ Partially Regulated Market สำหรับ New Demand และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าของ Shipper รวมทั้งกำกับดูแลต่อไป

3. ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับความเห็นของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด รวมทั้งมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป โดยสาระสำคัญที่เกี่ยวข้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ประกอบด้วย 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 การกำหนดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตามแนวทางที่ กบง. และ กพช. กำหนด (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply และผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) ที่จัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เพื่อนำมาใช้กับภาคไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และ (2) กลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) โดยให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลปริมาณและคุณภาพการให้บริการ และส่วนที่ 2 การกำหนดหลักการสำหรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดให้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ (2) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจากผู้บริหารระบบส่งและศูนย์ควบคุมการส่งก๊าซธรรมชาติ (TSO) ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น โดยไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล และ (3) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการกำหนดและทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป

2. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติปัจจุบัน ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ที่ กกพ. เสนอ มีรายละเอียดดังนี้ Wy = WH + S+ T โดยที่ Wy คือ ราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า โดย y คือ กลุ่มลูกค้า เช่น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น WH คือ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งคำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซ ที่ Shipper รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้จัดหา ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG ที่จัดหาโดย ปตท. ซึ่งรวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซของสถานี LNG แล้ว S คือ อัตราค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งกำหนดอัตราตามกลุ่มประเภทของลูกค้า ประกอบด้วย S1 คือ ค่าใช้จ่ายในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ S2 คือ ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซและการส่งก๊าซให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้ผลิตหรือผู้ค้าก๊าซ (LNG Supplier) กับ Shipper และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับผู้ใช้ก๊าซ รวมถึงค่าความเสี่ยงอื่นๆ และ T คือ อัตราค่าบริการในการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย Td คือ อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge) และ Tc คือ อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge)

3. ข้อเสนอโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่ กกพ. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 และวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 รวมทั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2564 และ กบง. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2564 โดยให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ประกอบด้วยสาระสำคัญ 4 ส่วน ดังนี้

3.1 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จำแนกเป็น 3 กลุ่ม ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ขายให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลพื้นที่ (Zone) 1 กลุ่มที่ 2 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ปตท. ขายให้กลุ่ม Old Supply ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซ โดยรวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา ณ ชายแดน และ LNG โดยรวมค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ (Pool Gas) (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก พื้นที่ 2 ถึงพื้นที่ 4 ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ บนบกพื้นที่ 5 และกลุ่มที่ 3 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ New Shipper ขายไฟฟ้าเข้าระบบใน Regulated Market ประกอบด้วย (1) ราคา LNG (2) ค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ (3) ค่าบริการ ในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (4) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก พื้นที่ 3 โดยการกำกับราคา เนื้อก๊าซธรรมชาติแต่ละแหล่งอยู่ภายใต้การดูแลจากภาคนโยบายตามราคาสัมปทานของผู้ผลิตแต่ละแหล่ง และการเปลี่ยนแปลงดัชนีอ้างอิงในตลาดโลก สำหรับการกำกับดูแลอัตราค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติเมื่อมี การนำเนื้อก๊าซเข้ามาในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลตามมาตรา 64 และมาตรา 65 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อกำกับดูแลสำหรับผู้ใช้พลังงานขั้นสุดท้าย ทั้งนี้ เห็นควรเสนอให้มีการทบทวนพื้นที่ในการคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซของผู้ซื้อก๊าซ โดยคำนวณ ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติพื้นที่ 1 ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด ซึ่งนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) มาคำนวณรวมในอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล ของ ปตท. ด้วย เนื่องจากก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยสามารถไหลได้ทุกทิศทางในโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล และเมื่อก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยแหล่งใดแหล่งหนึ่งหมดจะมีการนำก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยจากแหล่งอื่นๆ เข้ามาทดแทน ซึ่งเป็นไปตามแนวทางที่ กกพ. ได้นำเสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 ในส่วนของ ค่า Td และค่า Tc สำหรับพื้นที่ 2 ถึงพื้นที่ 4 สำหรับกลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ รวมทั้งหากมีการเปลี่ยนแปลงการแบ่งพื้นที่สำหรับการคิดอัตราค่าบริการในภายหลังให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด

3.2 โครงสร้างสูตรราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยัง กลุ่มลูกค้า (Wy) จำแนกตามกลุ่มลูกค้าได้ 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 กลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ คือ Wโรงแยกก๊าซ = Gulf Gas + [S1,โรงแยกก๊าซ + S2,โรงแยกก๊าซ] + [Tdzone 1 + Tczone 1] กลุ่มที่ 2 กลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply ประกอบด้วย (1) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. หรือ IPP ในพื้นที่ 3 คือ Wกฟผ/IPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,กฟผ/IPP + S2,กฟผ/IPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ SPP ในพื้นที่ 3 คือ WSPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,SPP + S2,SPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (3) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ IPP ที่อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช คือ Wขนอม = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ขนอม + S2,ขนอม] + [Tdzone 2 + Tczone 2] (4) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา คือ Wจะนะ = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,จะนะ + S2,จะนะ] + [Tdzone 4 + Tczone 4] (5) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่น คือ Wน้ำพอง = (WHตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน) + [S1,น้ำพอง + S2,น้ำพอง] + [Tdzone 5 + Tczone 5] (6) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ค้า NGV คือ WNGV = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,NGV + S2,NGV] + [Tdzone 3 + Tczone 3] และ (7) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ 3 คือ Wผู้ค้าปลีก = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ผู้ค้าปลีก + S2,ผู้ค้าปลีก] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้กำหนดเป็นราคาเฉลี่ยของค่าบริการที่ กกพ. กำหนดตามปริมาณ LNG ส่งเข้า Pool Gas ต่อปริมาณก๊าซธรรมชาติทั้งหมด ที่รวมอยู่ใน Pool Gas และส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซ โดยค่า Td และค่า Tc สำหรับกลุ่มนี้สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ และกลุ่มที่ 3 กลุ่มลูกค้าของ Shipper รายใหม่ สำหรับ New Supply ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ประกอบด้วย (1) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ กฟผ. หรือ IPP ในพื้นที่ 3 คือ Wกฟผ/IPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,กฟผ/IPP,Shipper + S2,กฟผ/IPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] และ (2) สูตรราคาการ ซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ SPP ในพื้นที่ 3 คือ WSPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,SPP,Shipper + S2,SPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้เป็นไปตามอัตราค่าบริการที่ กกพ. กำหนด โดยราคานำเข้า LNG Shipper ซึ่งเป็นราคา LNG Benchmark ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. และ กพช. ให้ความเห็นชอบภายใต้การกำกับดูแลโดย กกพ. นอกจากนี้ สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Shipper แล้วมีความประสงค์จะใช้ Pool Gas ในบางช่วงเวลา ให้ กกพ. สามารถกำหนดราคา Premium จาก Pool Gas สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มดังกล่าว เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาพรวมของประเทศ

3.3 กรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามข้อเสนอของ กกพ. มีดังนี้ (1) เห็นควรกำหนดให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่มีผลบังคับใช้ภายใน 1 ปี นับจากวันที่ กพช. มีมติ และ (2) ในระหว่างการพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และอัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) ตามโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่ เห็นควรกำหนดแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน โดยส่วนที่ 1 กำหนดอัตราค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (ร้อยละของ Margin) โดยคำนวณจากราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย (Pool Gas) ตามวิธีปัจจุบัน และให้ ปตท. Shipper เร่งทำความเข้าใจการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติกับผู้ใช้ก๊าซ ให้รองรับการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติดังกล่าวแล้วเสร็จภายในกรอบระยะเวลาที่กำหนด และส่วนที่ 2 กำหนดให้อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติสำหรับ Shipper รายใหม่เท่ากับอัตราค่าผ่านท่อบนบกพื้นที่ 3 ประกอบด้วย Td Zone 3 และ Tc Zone 3

3.4 ผลกระทบของข้อเสนอการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จากการประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติระหว่างราคาก๊าซที่ใช้ Pool Gas แบบเดิม กับราคาก๊าซที่ใช้ Pool Gas แบบใหม่ตามข้อเสนอการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ โดยคำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของ ปตท. ด้วยปริมาณที่ถูกต้อง คือ คำนวณจากปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทั้งหมด ซึ่งเปลี่ยนแปลงจากปัจจุบันที่คำนวณจากปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย รวมก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG ร่วมกับการคำนวณด้วยค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมดซึ่งรวม TTM โดยอ้างอิงข้อมูลความต้องการใช้ก๊าซ ปริมาณจัดหาก๊าซ ราคาก๊าซธรรมชาติของเดือนมกราคม 2564 และประมาณการรายได้ของระบบท่อในทะเลของพื้นที่ 2 ปัจจุบัน ไปอยู่พื้นที่ 1 ตามสัดส่วนสินทรัพย์ของระบบท่อเส้นที่ 2 ที่อยู่ในทะเลในอัตราร้อยละ 66 โดยคิดจากอัตราผลตอบแทนเงินลงทุน (Allowed Revenue) ตามวิธีการเดิมที่ยังไม่รวมเงินลงทุนใหม่ จากนั้นนำราคาก๊าซที่ได้มาเปรียบเทียบเพื่อพิจารณาผลกระทบที่เกิดขึ้นกับลูกค้าแต่ละรายพบว่า ราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นประมาณ 3.2976 บาทต่อล้านบีทียู ซึ่งจะทำให้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นประมาณ 95 ล้านบาทต่อเดือน เช่นเดียวกับราคาก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ที่เพิ่มขึ้นประมาณ 3.5292 บาท ต่อล้านบีทียู ในขณะที่ราคาก๊าซสำหรับกลุ่มโรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPP SPP กลุ่ม NGV และกลุ่มอุตสาหกรรม ลดลงประมาณ 1.0682 บาทต่อล้านบีทียู เช่นเดียวกับราคาก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม ที่ลดลงประมาณ 1.8620 บาท ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศลดลงประมาณ 56 ล้านบาทต่อเดือน หรือคิดเป็นค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ลดลงประมาณ 0.39 สตางค์ต่อหน่วย

มติของที่ประชุม

2. มอบหมายให้ กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

Published in มติกพช.

วันอังคาร, 27 กรกฎาคม 2564 10:22 Written by Super User

กบง.ครั้งที่ 7/2564 (ครั้งที่ 29) วันอังคารที่ 27 กรกฎาคม พ.ศ. 2564

eppo s

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 7/2564 (ครั้งที่ 29)

วันอังคารที่ 27 กรกฎาคม พ.ศ. 2564

1. กรอบแผนพลังงานชาติ

2. การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

3. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

4. มาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID – 19) เดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2564

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 กรอบแผนพลังงานชาติ

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนพลังงานทั้ง 4 แผน ดังนี้ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) (3) แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และ (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 กระทรวงพลังงานรับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้งพิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว ต่อมาเมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2564 กระทรวงพลังงานได้จัดทำกรอบแนวทางของแผนพลังงานชาติ เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยมีเป้าหมายมุ่งสู่พลังงานสะอาดลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ โดยกรอบแผนพลังงานชาติจะครอบคลุมการขับเคลื่อนด้านพลังงานทั้งด้านไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน โดยมีแนวทางดำเนินการตามนโยบาย 4D1E ได้แก่ (1) Decarbonization คือการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคพลังงาน(2) Digitalization คือการนำเทคโนโลยีดิจิทัลมาใช้ในการบริหารจัดการระบบพลังงาน (3) Decentralization คือการกระจายศูนย์การผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐาน (4) Deregulation คือการปรับปรุงกฎระเบียบเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงด้านนโยบายพลังงานสมัยใหม่ และ (5) Electrification คือการเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้า ทั้งนี้ กบง. ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ (National Energy Plan) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบกระทรวงพลังงานจัดทำรายละเอียดต่อไป

2. กระทรวงพลังงานได้ศึกษานโยบายพลังงานของต่างประเทศ พบว่าประเทศต่างๆทั่วโลกมีการทยอยปรับเปลี่ยนยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว (Long Term Strategy; LTS) โดยมู่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ โดยมีปัจจัยขับเคลื่อนหลักมาจากข้อตกลงปารีส (Paris Agreement) ที่เกิดขึ้นจากที่ประชุมภาคีแห่งอนุสัญญาว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงของสภาพภูมิอากาศครั้งที่ 21 (COP 21) วันที่ 12 ธันวาคม 2558 ซึ่งเป็นตราสารกฎหมายที่รับรองภายใต้กรอบอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ หรือ United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) ฉบับล่าสุด ต่อจากพิธีสารเกียวโตและข้อแก้ไขโดฮา โดยเป้าหมายของข้อตกลงปารีสในการควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส เมื่อเทียบกับยุคก่อนอุตสาหกรรม (ค.ศ. 1900) และมุ่งพยายามควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิไม่ให้เกิน 1.5 องศาเซลเซียส เมื่อเทียบกับยุคก่อนอุตสาหกรรม ส่งผลให้ประเทศต่างๆ ทั่วโลก จำเป็นต้องร่วมดำเนินมาตรการในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้เหลือศูนย์ในปี ค.ศ. 2100 สำหรับกรณีควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส และลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้เหลือศูนย์ภายในปี ค.ศ. 2070 สำหรับกรณีควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 1.5 องศาเซลเซียส ซึ่งจากปัจจัยขับเคลื่อนที่เกิดขึ้นส่งผลให้ประเทศต่างๆ ทำการทบทวนการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally determined contributions: NDC) ที่ได้เสนอไว้แก่ UNFCCC ให้มีระดับการดำเนินการที่สอดคล้องกับแนวทางการควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 1.5 - 2.0 องศาเซลเซียสเพิ่มมากขึ้น โดยเป้าหมายการดำเนินการของกลุ่มประเทศที่สำคัญ มีดังนี้ กลุ่มประเทศพัฒนาแล้ว (1) สหราชอาณาจักร เป้าหมาย Net Zero GHG emission ในปี ค.ศ. 2050 (2) เยอรมนี เป้าหมาย GHG Neutrality ในปี ค.ศ. 2050 (3) ญี่ปุ่น เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2050 (4) สหรัฐอเมริกา เป้าหมายประกาศนโยบาย Net Zero Emission ไม่เกินกว่า ปี ค.ศ. 2050 (5) จีน เป้าหมาย Carbon Free ภายในปี ค.ศ. 2060 (1.5oC Pathway) (6) สวีเดน เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2045 และ (7) ฟินแลนด์ เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2035 สำหรับกลุ่มประเทศกำลังพัฒนา มีดังนี้ (1) เกาหลีใต้ เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2050 (2) อินเดีย เป้าหมายควบคุมการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่อประชากรไม่เกินกว่าระดับประเทศพัฒนาแล้ว (3) สิงคโปร์ เป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกร้อยละ 36 ภายในปี ค.ศ. 2050 และ Net Zero เร็วที่สุดเท่าที่ทำได้ภายในช่วงครึ่งหลังของศตวรรษที่ 21 และ (4) อินโดนีเซีย เป้าหมาย Net Zero Emission ไม่เกินกว่าปี ค.ศ. 2070

3. ประเทศไทยมีความเสี่ยงสูงต่อการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศในระยะยาว เนื่องจากเป็นประเทศกำลังพัฒนาที่พึ่งพาการใช้พลังงานจากเชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นหลักและมีการขยายตัวของพื้นที่เมืองอย่างรวดเร็วและต่อเนื่อง ได้เข้าร่วมในฐานะภาคีกรอบอนุสัญญา UNFCCC ตั้งแต่ปี ค.ศ. 1994 และจัดส่งข้อเสนอการมีส่วนร่วมของประเทศในการลดก๊าซเรือนกระจกและการดําเนินงานด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (Intended Nationally Determined Contributions: INDCs) ไปยังสํานักเลขาธิการอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศในปี 2558 โดยประกาศเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกที่ร้อยละ 20 จากกรณีปกติ (business-as-usual: BAU) หรือร้อยละ 25 ถ้าได้รับการสนับสนุนจากต่างประเทศ ภายในปี ค.ศ. 2030 ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้นำพันธกิจดังกล่าวมาใช้เป็นกรอบในการวางแผนนโยบายพลังงานของประเทศ โดยตั้งเป้าให้มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 34.23 ภายในปี 2580 ซึ่ง ณ สิ้นปี 2563 อยู่ที่ร้อยละ 17.4 ปัจจุบันประเทศไทยยังไม่ได้มีการกำหนดยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกในระยะยาว ที่แสดงให้เห็นถึงความพร้อมในการปรับเปลี่ยนประเทศให้รองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านระบบเศรษฐกิจสู่ neutral-carbon economy อันจะนำไปสู่การเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันและโอกาสในการดึงดูดการลงทุนจากต่างประเทศ โดยเฉพาะในช่วงฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังวิกฤติการณ์ COVID-19 ที่ต้องเร่งสร้างความเชื่อมั่นและความมั่นใจจากนักลงทุน ดังนั้น จึงมีความจำเป็นอย่างเร่งด่วนที่จะต้องกำหนดกรอบนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่สอดคล้องกับเป้าหมายของประชาคมโลก และนำไปสู่การปฏิบัติของภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยเฉพาะในภาคพลังงานที่ต้องมุ่งเน้นการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อเป็นกลไกหลักสำคัญในการขับเคลื่อนและผลักดันการแก้ไขปัญหาการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศให้เกิดผลสัมฤทธิ์ ทั้งนี้ การขับเคลื่อนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำยังมีส่วนสนับสนุนนโยบายการขับเคลื่อนทางเศรษฐกิจ ดังนี้ (1) การสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจและลดการลงทุนในสินทรัพย์ที่มีประสิทธิภาพต่ำ (2) การเพิ่มศักยภาพการแข่งขันของผู้ประกอบการของไทย (3) การเพิ่มสัดส่วนของพลังงานสะอาด เป็นการเพิ่มการลงทุนและการจ้างงานในระบบเศรษฐกิจประเทศ (4) การฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังสถานการณ์วิกฤต COVID-19 (5) บรรเทาปัญหามลพิษ PM2.5

4. กระทรวงพลังงานได้นำกรอบแผนพลังงานชาติที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. มาเป็นแนวทางในการจัดทำรายละเอียด และกำหนดแนวนโยบายภาคพลังงาน โดยมีเป้าหมายสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถมุ่งสู่พลังงานสะอาด และลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065 - 2070 เพื่อเสริมสร้างศักยภาพการแข่งขันและการลงทุนของผู้ประกอบการของไทยให้สามารถปรับตัวเข้าสู่การลงทุนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลก ตลอดจนการใช้ประโยชน์จากการลงทุนในนวัตกรรมสมัยใหม่เพื่อสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจ สอดคล้องกับยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว ทั้งนี้จะต้องอาศัยความมือร่วมและได้รับการสนับสนุนจากกระทรวงและหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การขับเคลื่อนในภาคพลังงานเป็นไปตามแผนที่กำหนดไว้

4.1 แนวนโยบายของแผนพลังงานชาติ เพื่อขับเคลื่อนให้ภาคพลังงานสามารถบรรลุเป้าหมายการมุ่งสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ ตั้งแต่ระดับฐานรากไปจนสู่ระดับประเทศ โดยการส่งเสริมการลงทุนพลังงานสีเขียวในภาคพลังงาน ดังนี้ (1) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าใหม่โดยมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ให้สอดคล้องกับแนวโน้มต้นทุนพลังงานหมุนเวียนที่ต่ำลงอย่างมาก โดยต้องพิจารณาร่วมกับต้นทุนระบบกักเก็บพลังงานระยะยาว และไม่ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวสูงขึ้น (2) ปรับเปลี่ยนการใช้พลังงานภาคขนส่งเป็นพลังงานไฟฟ้าสีเขียว ผ่านเทคโนโลยียานยนต์ไฟฟ้าตามนโยบาย 30@30 (3) ปรับเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน มากกว่าร้อยละ 30 (4) ปรับโครงสร้างกิจการพลังงานรองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านพลังงาน (Energy Transition) ตามแนวทาง 4D1E ซึ่งในช่วงการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานของโลก ประเทศไทยจะต้องเผชิญกับความท้าทายในการปรับโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานที่มุ่งสู่พลังงานสะอาด ให้สามารถรองรับการเปลี่ยนผ่านที่จะเกิดขึ้นจากการปรับเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานในอนาคตเพื่อความมั่นคงและยั่งยืน รวมถึงเป็นการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันทางด้านพลังงานให้ทัดเทียมกับนานาประเทศ ดังนั้น จึงจำเป็นอย่างยิ่งที่จะต้องมีการวางแผนการขับเคลื่อนทุกด้านไปพร้อมกัน

4.2 กรอบการจัดทําแผนพลังงานชาติสู่การเปลี่ยนผ่านตามแนวทาง 4D1E เพื่อให้สามารถนำไปปฏิบัติได้อย่างเป็นรูปธรรม และเกิดประสิทธิผล ดังนี้ (1) ด้านไฟฟ้า การขับเคลื่อนพลังงานด้านไฟฟ้าถือว่าเป็นปัจจัยสำคัญในการผลักดันการพัฒนาเศรษฐกิจ เทคโนโลยี และอุตสาหกรรมของประเทศไทยเพื่อรองรับปรับตัวเข้าสู่เศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลกภายใต้เป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 ซึ่งประเทศไทยจำเป็นต้องบริหารจัดการการพัฒนานโยบายและส่งเสริมเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าคาร์บอนต่ำอย่างมีประสิทธิภาพ (2) ด้านก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงสะอาดที่ปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกน้อยกว่าเชื้อเพลิงฟอสซิลชนิดอื่น เช่น ถ่านหิน น้ำมัน และเป็นเชื้อเพลิงที่สามารถจัดหาได้จากหลายแหล่งทั่วโลกในรูปก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ทำให้ประเทศต่างๆ พิจารณาเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนผ่านไปสู่พลังงานของสะอาดที่ยังคงสามารถรักษาความมั่นคงของระบบที่มีปริมาณพลังงานหมุนเวียนเพิ่มสูงขึ้นได้ (3) ด้านน้ำมัน การขับเคลื่อนพลังงานด้านน้ำมันซึ่งเป็นเชื้อเพลิงพื้นฐานที่มีความสำคัญต่อการขับเคลื่อนเศรษฐกิจประเทศ และถูกใช้เป็นเชื้อเพลิงหลักในภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม ให้ปรับตัวมุ่งสู่เศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลกนั้น กระทรวงพลังงานจะต้องผลักดันให้เกิดการเพิ่มขีดความสามารถในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้ได้ตามเป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ.2065-2070 ซึ่งจะเป็นส่วนหนึ่งในการแก้ไขปัญหาสภาพอากาศจากภาวะฝุ่นละออง PM 2.5 (4) ด้านพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ในปัจจุบันหลายประเทศทั่วโลกให้ความสำคัญกับการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกเป็นอย่างมาก เนื่องจากมีแนวโน้มต้นทุนที่ต่ำลงอย่างมีนัยสำคัญ สามารถนำมาใช้ทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างมีประสิทธิภาพทั้งด้านเทคนิคและราคา การส่งเสริมการลงทุนในพลังงานทดแทนจะเป็นหนึ่งในปัจจัยหลักที่ช่วยขับเคลื่อนให้เศรษฐกิจของประเทศไทยเติบโตอย่างยั่งยืน และมีศักยภาพในการแข่งขันทัดเทียมนานาประเทศ จากแนวนโยบายของแผนพลังงานชาติที่กำหนดเป้าหมายในการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าใหม่จากพลังงานหมุนเวียนเป็นไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ให้สอดคล้องกับแนวโน้มต้นทุนพลังงานหมุนเวียนที่ลดต่ำลงอย่างมาก โดยจะต้องพิจารณาร่วมกับต้นทุนระบบกักเก็บพลังงานระยะยาวและไม่ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวสูงขึ้นนั้น เพื่อให้สอดคล้องกับการเปลี่ยนผ่านทางด้านพลังงานตามแนวทาง 4D1E (5) ด้านการอนุรักษ์พลังงานการขับเคลื่อนด้านการอนุรักษ์พลังงานและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานเป็นแนวทางในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ต้องดำเนินการเป็นลำดับต้น ตามแนวทาง 4D1E ด้วยการส่งเสริมการดำเนินการผ่านเทคโนโลยีดิจิทัลและนวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานสมัยใหม่ โดยจะช่วยให้เกิดการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาพรวมของภาคพลังงานอย่างมีนัยสำคัญ และช่วยประหยัดค่าใช้จ่ายในการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่และการลงทุนอื่นๆ ที่ต้องมีขึ้นเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคต อีกทั้งยังเป็นการกระตุ้นให้เกิดการลงทุนในธุรกิจและบริการที่เกี่ยวข้องจากทั้งภาครัฐและเอกชน เช่น บริษัทจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) สร้างงานสร้างอาชีพให้กับหลายภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง และเป็นการเปิดโอกาสให้มีการขยายตัวทางการค้าและการลงทุนเพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันเชิงเศรษฐกิจ ซึ่งการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานให้มีประสิทธิภาพสูงสุด จำเป็นต้องนำเทคโนโลยีสมัยใหม่มาประยุกต์ใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ทั้งในรูปแบบอุปกรณ์ เครื่องใช้ เครื่องจักร กระบวนการผลิตและระบบควบคุม โดยดำเนินการในสาขาเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม ธุรกิจการค้า บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และการขนส่ง ทั้งนี้ เพื่อให้การกำหนดทิศทางการพัฒนาพลังงานของประเทศเป็นไปตามเป้าหมาย มีความมั่นคง สมดุล และมุ่งสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำอย่างยั่งยืน

4.3 การจัดทำแผนพลังงานชาติจะต้องดำเนินการเป็นลำดับขั้นตอนอย่างครบถ้วน เริ่มจากนำเสนอกรอบแผนพลังงานชาติเพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. แล้วนำเข้ากระบวนการรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง ทั้งภาคประชาชน ภาคเอกชน ภาครัฐ นักวิชาการ และผู้ที่สนใจทั่วไป เพื่อนำข้อคิดเห็นดังกล่าวไปใช้ประกอบการบูรณาการจัดทำแผนย่อย 5 แผนภายใต้แผนพลังงานชาติ ได้แก่ ด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน แล้วจึงนำมาใช้ประกอบรวมกันเป็นร่างแผนพลังงานชาติ ซึ่งจะต้องมีการรับฟังความคิดเห็นอีกครั้ง ก่อนที่จะนำเสนอเพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. ต่อไป กระบวนการจัดทำแผนพลังงานชาติคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในปี 2565 เพื่อให้ประเทศไทยสามารถขับเคลื่อนเศรษฐกิจและสังคมได้ตามทิศทางนโยบายพลังงานให้เป็นไปตามเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ.2065-2070 ได้อย่างต่อเนื่องโดยไม่หยุดชะงัก กระทรวงพลังงานเห็นควรดำเนินการระยะเร่งด่วน ดังนี้ (1) จัดทำแผนพลังงานชาติ ภายใต้กรอบนโยบายที่ทำให้ภาคพลังงานขับเคลื่อนภาคเศรษฐกิจให้สามารถรองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านสู่ระบบเศรษฐกิจ ได้ในระยะยาว ครอบคลุมการขับเคลื่อนพลังงานทั้งด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน (2) พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และปรับลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 rev.1) ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (พ.ศ. 2564 – 2573) ตามความเหมาะสม เพื่อปรับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้า ให้มีการผูกพันเชื้อเพลิงฟอสซิลเท่าที่จำเป็นและสามารถรองรับการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าพลังงานสะอาดได้ในระยะยาวโดยคำนึงถึงต้นทุนและความก้าวหน้าเทคโนโลยีเป็นสำคัญ ทั้งนี้ การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าภายใต้นโยบายการขับเคลื่อนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำที่มีพลังงานหมุนเวียนซึ่งมีความผันผวนสูงกว่าเชื้อเพลิงฟอสซิลในระบบปริมาณมากนั้น จะต้องนำหลักการวางแผนเชิงความน่าจะเป็น ได้แก่ โอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) มาใช้เป็นเกณฑ์ แทนกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ซึ่งไม่สามารถวิเคราะห์ผลจากความไม่แน่นอนของพลังงานหมุนเวียน เพื่อให้การประเมินและวางแผนความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้น (3) ปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้มีความยืดหยุ่นมีประสิทธิภาพ และครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบต่างๆ เพื่อรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มมากขึ้นในอนาคต และสามารถตอบสนองต่อการผลิตไฟฟ้านั้นได้อย่างทันท่วงทีโดยไม่กระทบกับความมั่นคงของประเทศ

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ โดยให้นำข้อสังเกตของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ไปประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป

2. เห็นชอบมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาในประเด็นดังต่อไปนี้

2.1 มอบหมายให้ กบง. บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ

2.2 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับ 3 การไฟฟ้า เพื่อติดตามความคืบหน้าในการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าของประเทศ เพื่อรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มมากขึ้นในช่วงการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบเศรษฐกิจ neutral-carbon economy ได้ในระยะยาว โดยไม่ให้มีผลกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ

2.3 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อศึกษาและดำเนินการออกมาตรการที่ช่วยบรรเทาการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สำหรับโรงไฟฟ้าหรือโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงถ่านหิน เช่น การปลูกป่าทดแทน การติดตั้งเครื่องการดักจับและการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage: CCS) เป็นต้น เพื่อช่วยขับเคลื่อนให้บรรลุเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065 - 2070 ทั้งนี้ ต้องได้รับความช่วยเหลือทางด้านนโยบายการเงินและเทคโนโลยีจากกลุ่มประเทศ G7

2.4 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อกำหนดแนวทางนโยบายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) แทนการใช้รถยนต์ที่ใช้เครื่องยนต์สันดาปภายในและเปลี่ยนแปลงการใช้พลังงานในภาคอุตสาหกรรมจากเชื้อเพลิงถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ

เรื่องที่ 2 การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2564 สำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือถึงรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รอง นรม. และ รมว.พน.) (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) แจ้งว่า นายทองลุน สีสุลิด นายกรัฐมนตรีสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรี (นรม.) (พล.อ ประยุทธ์ จันทร์โอชา) เพื่อขอรับการสนับสนุนจากไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ซึ่ง นรม. ได้มีบัญชาให้ รอง นรม.และ รมว.พน. พิจารณาเรื่องดังกล่าวและเชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประชุมหารือเพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว อย่างเหมาะสมต่อไป ซึ่งต่อมาวันที่ 31 มีนาคม 2564รอง นรม. และ รมว.พน. ได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง (นายอาคม เติมพิทยาไพสิฐ) ปลัดกระทรวงพลังงาน ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ผู้แทนสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ ผู้แทนสำนักงานความร่วมมือพัฒนาเศรษฐกิจกับประเทศเพื่อนบ้าน (องค์การมหาชน) และ ผู้แทนธนาคารเพื่อการส่งออกและนำเข้าแห่งประเทศไทย ประชุมหารือเพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว อย่างเหมาะสม ตามข้อสั่งการของ นรม.

2. เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้แจ้งความประสงค์จะเสนอขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจำนวน 5 โครงการ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 4,200 เมกะวัตต์ โดย สปป. ลาว ได้กำหนดรายชื่อโครงการที่มีลำดับความสำคัญ 5 โครงการ ดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 (2) โครงการหลวงพระบาง (3) โครงการปากแบง (4) โครงการปากลาย และ (5) โครงการเซนาคาม อย่างไรก็ตาม เนื่องจากปริมาณไฟฟ้าของทั้ง 5 โครงการเกินกว่าข้อตกลงปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) ที่เหลืออยู่ สปป. ลาวจึงมีความประสงค์ขอให้ไทยขยายกรอบ MOU จากเดิมอีก 4,200 เมกะวัตต์ ให้ครอบคลุมปริมาณไฟฟ้าเพื่อรองรับ 5 โครงการดังกล่าว

3. เมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2564 รอง นรม. และ รมว.พน. ได้ประชุมหารือทวิภาคีร่วมกับนายดาววง พอนแก้ว รัฐมนตรีกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว โดยฝ่าย สปป. ลาว ได้ชี้แจงว่าปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวมของทั้ง 5 โครงการ เกินกว่ากรอบ MOU ระหว่างไทย-สปป. ลาว 9,000 เมกะวัตต์ที่ได้ลงนามไว้เมื่อปี 2559 ดังนั้น สปป. ลาว จึงมีความประสงค์จะขอขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เป็น 11,000 เมกะวัตต์ เพื่อให้สามารถรองรับการขายไฟฟ้าจากทั้ง 5 โครงการดังกล่าว และโครงการโรงไฟฟ้าอื่นๆ ในอนาคต ซึ่ง รอง นรม. และ รมว.พน. ได้มอบหมายให้ปลัดกระทรวงพลังงานตั้งคณะทำงานเพื่อหารือร่วมกับปลัดกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว พิจารณาถึงปริมาณที่เหมาะสมในการขยายกรอบ MOUและพิจารณาร่าง MOU (ฉบับใหม่) ทั้งนี้จะได้นำผลการหารือเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป

4. รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป. ลาว ได้มีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้า ผ่านการดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าที่พัฒนาขึ้นใน สปป. ลาว และเชื่อมโยงผ่านระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยในปัจจุบันมีกรอบปริมาณความร่วมมือการซื้อขายไฟฟ้าจำนวน 9,000 เมกะวัตต์ และมีสถานภาพการซื้อขายไฟฟ้า ดังนี้ โครงการที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว 5,421 เมกะวัตต์ และโครงการที่ลงนาม PPA แล้วและอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 514 เมกะวัตต์ รวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน 5,935 เมกะวัตต์ และคงเหลือปริมาณไฟฟ้าที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ได้อีกประมาณ 3,065 เมกะวัตต์

5. นโยบายและหลักการพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อเป็นทางเลือกในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศไทย ในกรณีที่ไม่สามารถสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่มเติมในประเทศได้และช่วยแบ่งเบาภาระการจัดหาไฟฟ้าในประเทศได้ในระยะยาวภายใต้ราคารับซื้อไฟฟ้าคงที่ตลอดระยะเวลาที่ทำการตกลงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยราคารับซื้อไฟฟ้าจะต้องไม่สูงกว่าราคาที่ผลิตได้เองในประเทศอีกทั้งเป็นการเสริมสร้างความสัมพันธ์อันดีระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งจากการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทยของ กฟผ. พบว่าการกระจายการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศจะทำให้เกิดความเสี่ยงลดลง ส่งผลให้สัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศมีปริมาณมากกว่าการรับซื้อไฟฟ้าจากเพียงประเทศเดียว โดยได้กำหนดหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ดังนี้ (1) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ สัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด(2) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 2 ประเทศ สัดส่วนไม่เกินร้อยละ 25 ของกำลังผลิตทั้งหมด (3) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 3 ประเทศ สัดส่วนไม่เกินร้อยละ 33 ของกำลังผลิตทั้งหมด (4) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 4 ประเทศสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 38 ของกำลังผลิตทั้งหมด

6. เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้พิจารณาข้อเสนอการขายไฟฟ้าและสัดส่วนปริมาณรับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมกับ สปป. ลาว เพื่อนำไปประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU ตามที่ สปป. ลาว เสนอ โดยได้พิจารณาถึงเงื่อนไขตามการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทย ซึ่งกำหนดหากมีการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ 1 ประเทศ สัดส่วนปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่ควรเกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และได้มีมติรับทราบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจากกรอบ MOU เดิมในปริมาณ 1,137 เมกะวัตต์ ที่ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงระบบไฟฟ้าและสอดคล้องกับปริมาณข้อเสนอขายไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ทั้งนี้ เพื่อให้การเจรจาเป็นไปอย่างราบรื่น จึงควรกำหนดการขยายกรอบ MOUให้เป็นจำนวนเต็มที่ปริมาณ 10,200 เมกะวัตต์ และเห็นควรให้นำปริมาณดังกล่าว ไปใช้ประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU กับ สปป. ลาว ต่อไป

7. กระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (ฝ่ายไทย) (คณะทำงานฯ) โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้แทนหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย กรมสนธิสัญญาและกฎหมาย กระทรวงการต่างประเทศ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นคณะทำงาน และผู้อำนวยการกองการต่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นเลขานุการคณะทำงานฯ เพื่อหารือร่วมกับคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (ฝ่าย สปป. ลาว) ให้ได้ข้อสรุปในรายละเอียดการขยายกรอบ MOU โดยเมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2564 คณะทำงานฯ ได้เห็นชอบให้การตอบรับการขยายปริมาณการรับซื้อฟ้าภายใต้กรอบ MOU จากเดิม 9,000 เมกะวัตต์ เพิ่มอีก 1,137 เมกะวัตต์ รวมเป็น 10,137 เมกะวัตต์โดยปรับให้เป็นจำนวนเต็มประมาณ 10,200 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2564 ที่ประชุมหารือทวิภาคีระหว่างคณะทำงานฯ และคณะผู้แทนฝ่าย สปป.ลาว ได้เห็นชอบให้ระบุปริมาณรับซื้อไฟฟ้าใน MOU ฉบับใหม่เป็น 10,200 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2564 คณะทำงานฯ ได้มีมติยืนยันผลักดันแนวทางการส่งเสริมการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก รวมทั้งการปรับแก้ถ้อยคำเพื่อเป็นการเปิดโอกาสให้มีการพัฒนาความร่วมมือที่เกี่ยวกับกลไกการซื้อขายคาร์บอนระหว่างไทยและ สปป.ลาว ในอนาคตด้วยเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้แจ้งขอให้ฝ่ายไทยพิจารณาเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในร่าง MOU เพิ่มเติมจากที่ได้ประชุมหารือทวิภาคีเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2564 อีก 300 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับโครงการเซกอง 4A กำลังการผลิต 175 เมกะวัตต์และโครงการเซกอง 4B กำลังการผลิต 180 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้มีหนังสือขอให้พิจารณาเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในร่าง MOU จาก 10,200เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ หรือ 11,000 เมกะวัตต์ รวมทั้งรับทราบและเห็นด้วยกับหลักการการพิจารณาโครงการของฝ่ายไทย

8. เมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยให้นำข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการประสานฯ เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ประกอบการพิจารณาการขยายกรอบ MOU ดังนี้ (1) การพิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จะต้องพิจารณาผลกระทบต่อความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้าในการรับซื้อจาก 1 ประเทศ ซึ่งกำหนดสัดส่วนไม่ให้เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) การพิจารณาโครงการตามข้อเสนอของ สปป.ลาว ฝ่ายไทยจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการซึ่งโครงการจะต้องสอดคล้องและเป็นไปตามหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ รวมทั้งจะต้องคำนึงถึงผลกระทบด้านสังคม เขตแดน และสิ่งแวดล้อม (3) โครงการที่ สปป.ลาว เสนอมาส่วนใหญ่เป็นโครงการrun of river ที่ตั้งอยู่บนลำน้ำโขงสายประธาน หากเกิดปัญหาภัยแล้ง ลำน้ำโขงไม่มีน้ำ หรือประเทศจีนกักเก็บน้ำอาจส่งผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าของโครงการที่อยู่บนลำน้ำโขงทั้งหมด รวมทั้งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าประเทศไทยได้ จึงควรเสนอให้ สปป.ลาว มีแผนบริการจัดการน้ำในช่วงฤดูแล้งเพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ประเทศไทยได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ (4) ใน MOU มีถ้อยคำและบริบทที่ก่อให้เกิดพันธกรณีภายใต้ข้อบังคับของกฎหมายระหว่างประเทศ ดังนั้น MOU ดังกล่าวจึงถือเป็นสนธิสัญญาตามกฎหมายระหว่างประเทศและหนังสือสัญญาตามมาตรา 178 ของรัฐธรรมนูญไทย ที่จะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีก่อนลงนาม

9. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าการขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ เป็นปริมาณที่สามารถดำเนินการได้ เนื่องจากไม่เกินเกณฑ์ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ และการขยายกรอบ MOU เป็นการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานน้ำจาก สปป.ลาว สอดคล้องกับทิศทางด้านพลังงานโลกที่มุ่งเน้นพลังงานสะอาดลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ของประเทศเพื่อมุ่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนเศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ ทั้งนี้ โครงการที่ สปป. ลาว เสนอมาส่วนใหญ่เป็นโครงการ run of river ที่ตั้งอยู่บนลำน้ำโขงสายประธานหากเกิดปัญหาภัยแล้งลำน้ำโขงน้ำไม่เพียงพอ อาจส่งผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าของโครงการที่อยู่บนลำน้ำโขงทุกโครงการ รวมทั้งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นด้านพลังงานไฟฟ้าประเทศไทยได้ จึงควรเสนอให้สปป. ลาว มีแผนบริการจัดการน้ำในช่วงฤดูแล้งเพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ประเทศไทยได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรมอบหมายให้คณะทำงานฯ นำความเห็นดังกล่าวไปเจรจากับ สปป.ลาว เพื่อบรรจุไว้ใน MOU ต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด รวมทั้ง มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ดังนี้ โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตามแนวทางที่ กบง. และ กพช. กำหนด (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply และ Shipper ที่จัดหา LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และกลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) โดยให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลปริมาณและคุณภาพการให้บริการ และกำหนดหลักการสำหรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ (2) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น โดยไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (3) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการกำหนดและทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป

2. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. เห็นชอบการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาตการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 4 ประเภท และการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติตามที่ กกพ. เสนอ ดังนี้ Wy = WH + S+ T โดยที่ Wy คือราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า โดย y คือ กลุ่มลูกค้า เช่น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) Natural Gas for Vehicle (NGV) Gas Separation Plant (GSP) และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น WH คือ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งคำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซฯ ที่ผู้รับใบอนุญาตจัดหาก๊าซและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย (มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู) ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ ปตท. เป็นผู้จัดหา (Gulf Gas ปตท.) ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และก๊าซธรรมชาติเหลวที่จัดหาโดย ปตท. (LNG ปตท.) ซึ่งรวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซของสถานี LNG แล้ว S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งกำหนดอัตราตามกลุ่มประเภทของลูกค้า ประกอบด้วย S1 ค่าใช้จ่ายในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ S2 ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซและการส่งก๊าซให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่างผู้ผลิตหรือผู้ค้าก๊าซ(LNG Supplier) กับ Shipper และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับผู้ใช้ก๊าซ รวมถึงค่าความเสี่ยงอื่นๆ T คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติประกอบด้วย อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge (Td) และอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge (Tc)

3.1 โดยโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จำแนกเป็น 3 กลุ่ม ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ขายให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาเฉลี่ยก๊าซฯ อ่าวไทย (Gulf Gas) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และ ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (Zone 1) (2) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ปตท. ขายในกลุ่ม Old Supply ประกอบด้วย ราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยก (รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล) ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา ณ ชายแดน และก๊าซ LNG (รวมค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ) (Pool Gas) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 2-4) ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 5) (3) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ New Shipper ขายไฟฟ้าเข้าระบบใน Regulated Market ประกอบด้วย ราคา LNG ค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 3) โดยการกำกับราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติในแต่ละแหล่งอยู่ภายใต้การดูแลจากภาคนโยบายตามราคาสัมปทานของผู้ผลิตแต่ละแหล่งและการเปลี่ยนแปลงดัชนีอ้างอิงในตลาดโลก สำหรับการกำกับดูแลอัตราค่าบริการค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ เมื่อมีการนำเนื้อก๊าซฯ เข้ามาในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลตามมาตรา มาตรา 64และ 65 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานฯ เพื่อกำกับดูแลสำหรับผู้ใช้พลังงานขั้นสุดท้าย(End Users) ทั้งนี้ เห็นควรเสนอให้มีการทบทวนพื้นที่ (Zone) ในการคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซของผู้ซื้อก๊าซ โดยคำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติพื้นที่ 1 ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด ซึ่งนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) นำมาคำนวณรวมในอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ด้วย เนื่องจากก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยสามารถไหลได้ทุกทิศทางในโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล และเมื่อก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยแหล่งใดแหล่งหนึ่งหมดก็จะมีการนำก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยจากแหล่งอื่นๆ เข้ามาทดแทน ซึ่งเป็นไปตามแนวทางที่ กกพ. ได้นำเสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 โดยค่า Td และค่า Tc สำหรับพื้นที่ Zone 2-4 สำหรับกลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ รวมทั้ง หากมีการเปลี่ยนแปลงการแบ่งพื้นที่สำหรับการคิดอัตราค่าบริการฯ ในภายหลังให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด

3.2 โครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า (Wy) จำแนกตามกลุ่มลูกค้าได้ 3 กลุ่ม ดังนี้ (1) กลุ่มโรงแยกก๊าซ การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซ Wโรงแยกก๊าซ = Gulf Gas + [S1,โรงแยกก๊าซ + S2,โรงแยกก๊าซ] + [Tdzone 1 + Tczone 1] (2) กลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ ของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply (2.1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ./ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในพื้นที่ Zone 3 Wกฟผ/IPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,กฟผ/IPP + S2,กฟผ/IPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2.2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในพื้นที่ Zone 3 WSPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,SPP + S2,SPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2.3) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ที่ อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราชWขนอม = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ขนอม + S2,ขนอม] + [Tdzone 2 + Tczone 2] (2.4) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา Wจะนะ = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,จะนะ + S2,จะนะ]+ [Tdzone 4 + Tczone 4] (2.5) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่ อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่นWน้ำพอง = (WHตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน) + [S1,น้ำพอง + S2,น้ำพอง] + [Tdzone 5 + Tczone 5] (2.6) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ค้า NGV WNGV = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,NGV + S2,NGV] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2.7) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ Zone 3 Wผู้ค้าปลีก = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ผู้ค้าปลีก + S2,ผู้ค้าปลีก] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้ กำหนดเป็นราคาเฉลี่ยของค่าบริการที่ กกพ. กำหนดตามปริมาณ LNG ส่งเข้า Pool Gas ต่อปริมาณก๊าซธรรมชาติทั้งหมดที่รวมอยู่ใน Pool Gas และส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซ โดยค่า Td และค่า Tc สำหรับกลุ่มนี้ สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ (3) กลุ่มลูกค้าของ Shipper รายใหม่ สำหรับ New Supply ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ (3.1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ กฟผ./ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในพื้นที่ Zone 3 Wกฟผ/IPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,กฟผ/IPP,Shipper + S2,กฟผ/IPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (3.2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในพื้นที่ Zone 3 WSPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,SPP,Shipper + S2,SPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้ เป็นไปตามอัตราค่าบริการที่ กกพ. กำหนดโดยราคานำเข้า LNGShipper (LNG Benchmark) ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. และ กพช.ให้ความเห็นชอบ ภายใต้การกำกับดูแลโดย กกพ. ทั้งนี้ สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Shipper แล้ว มีความประสงค์จะใช้ Pool Gas ในบางช่วงเวลา ให้ กกพ. สามารถกำหนดราคา Premium จาก Pool Gas สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มดังกล่าว เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ

3.3 กรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน มีดังนี้ เห็นควรกำหนดให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่ โดยมีผลบังคับใช้ภายใน 1 ปีนับจากวันที่ กพช. มีมติ และในระหว่างการพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่ง (S) และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ (T) ตามโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่ เห็นควรกำหนดแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน ดังนี้ (1) กำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ (%Margin) คำนวณจากราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย(Pool Gas) ตามวิธีปัจจุบัน และให้ ปตท. Shipper เร่งทำความเข้าใจในการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติกับผู้ใช้ก๊าซฯ ให้รองรับการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติดังกล่าวแล้วเสร็จภายในกรอบระยะเวลาที่กำหนด (2) กำหนดอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ สำหรับ Shipper รายใหม่ เท่ากับ อัตราค่าผ่านท่อบนบก (Zone 3) ประกอบด้วย Td Zone 3 และ Tc Zone 3

3.4 ผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติจากการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 จากผลการคำนวณการประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติระหว่าง ราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ Pool Gas แบบเดิม กับ ราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ Pool Gas แบบใหม่ตามโครงสร้างราคาธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่กำหนดให้รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด (zone1) รวมถึงค่าผ่านท่อ TTM ในไว้ในราคา Pool Gas โดยเป็นค่าประมาณการที่อ้างอิงข้อมูลความต้องการใช้ก๊าซฯ (Demand) ข้อมูลปริมาณจัดหาก๊าซฯ (Supply) ราคาก๊าซธรรมชาติ เดือนมกราคม 2564 และประมาณการรายได้ของระบบท่อในทะเลของพื้นที่ Zone 2 ปัจจุบัน ไปอยู่ Zone 1 ตามสัดส่วนสินทรัพย์ของระบบท่อเส้นที่ 2 ที่อยู่ในทะเลในอัตราร้อยละ 66 โดยคิดจากอัตราผลตอบแทนเงินลงทุน (Allowed Revenue) ตามวิธีการเดิมที่ยังไม่รวมเงินลงทุนใหม่ จากนั้นนำราคาก๊าซธรรมชาติที่ได้มาเปรียบเทียบกันเพื่อหาผลกระทบที่เกิดขึ้นกับลูกค้าแต่ละรายโดยผลกระทบต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติต่อการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อคิดค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของ ปตท. ด้วยปริมาณที่ถูกต้อง คือ ปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทั้งหมด จากปัจจุบันซึ่งคำนวณจากปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยรวมก๊าซฯ พม่า และ LNG และนำค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด (รวม TTM) ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นประมาณ 3.2976 บาทต่อล้านบีทียู และทำให้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติจะเพิ่มขึ้นประมาณ 95 ล้านบาทต่อเดือน (2) เมื่อนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลทั้งหมดตามสัดส่วนปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณราคา Pool Gas จะส่งผลกระทบต่อราคาก๊าซธรรมชาติตามกลุ่มผู้ใช้ก๊าซฯ ดังนี้ ราคาก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP NGV และอุตสาหกรรมลดลงประมาณ 1.0682 บาทต่อล้านบีทียู ราคาก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าขนอม ลดลงประมาณ 1.8620 บาทต่อล้านบีทียู ราคาก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าจะนะเพิ่มขึ้นประมาณ 3.5292 บาทต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ จะส่งผลทำให้ค่าไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศลดลงประมาณ 56 ล้านบาทต่อเดือน หรือคิดเป็นค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ลดลงประมาณ 0.39 สตางค์ต่อหน่วย

4. เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2564 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาเรื่อง โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมีมติเห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 รวมทั้งกรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 4 มาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID – 19) เดือนกรกฎาคม – สิงหาคม 2564

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะการเงินของการไฟฟ้าด้วย ต่อมาเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 และ เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2564 กบง.ได้เห็นชอบให้มีการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็ก ดังนี้ (1) สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือนมีนาคม 2564 ใช้งบประมาณรวม 8,202 ล้านบาท ซึ่งครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ)รวม 23.70 ล้านราย โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาแหล่งงบประมาณจากนำเงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าซึ่งมีรายได้มากกว่าที่ควรได้รับปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ประมาณ 3,000 ล้านบาท สนับสนุนการดำเนินงาน และให้สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พิจารณาแนวทางการจัดสรรงบประมาณเพื่อสนับสนุนการดำเนินมาตรการในส่วนที่เหลือต่อไป ทั้งนี้ สศช. ได้นำเสนอ คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 รับทราบและเห็นชอบในหลักการมาตรการดังกล่าวเรียบร้อยแล้ว (2) สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ได้รับทราบมาตรการสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าของ กฟน. และ กฟภ. ตามหลักการที่ สศช. เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 โดยให้ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวภายใต้กรอบวงเงินรวมไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ตามขั้นตอนของพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหา เยียวยา และฟื้นฟูเศรษฐกิจและสังคมที่ได้รับผลกระทบจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 พ.ศ. 2563(พระราชกำหนดฯ) และเห็นชอบมาตรการช่วยเหลือสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพื่อให้ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสม และเป็นธรรม โดยให้ กฟผ. พิจารณาให้ส่วนลดกับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในวงเงินประมาณ 15.04 ล้านบาท และรับทราบมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าขั้นต่ำสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามจริง และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง

2. เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 คณะรัฐมนตรี ได้พิจารณามาตรการบรรเทาผลกระทบต่อประชาชน กลุ่มแรงงาน และผู้ประกอบการอันเนื่องมาจากข้อกำหนดตามความในมาตรา 9 แห่งพระราชกำหนดการบริหารราชการในสถานการณ์ฉุกเฉิน พ.ศ. 2548 ฉบับที่ 27 โดยมีมติเห็นชอบในหลักการตามที่ สศช. เสนอ เพื่อลดผลกระทบทางเศรษฐกิจและสังคมของประเทศ อันเนื่องมาจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 โดยมีมาตรการหนึ่งในการให้ความช่วยเหลือในระยะเร่งด่วน คือ มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน ได้แก่ไฟฟ้าและน้ำประปา เป็นระยะเวลา 2 เดือน คือมาตรการด้านไฟฟ้าเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 และเห็นควรให้หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟน. กฟภ. การประปานครหลวง และการประปาส่วนภูมิภาค ดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว โดยขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินมาตรการภายใต้กรอบวงเงินรวมไม่เกิน 12,000 ล้านบาท ตามขั้นตอนของพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหาเศรษฐกิจและสังคมจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 เพิ่มเติม พ.ศ. 2564 ต่อไป

3. การดำเนินมาตรการเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 และมติ กบง. วันที่ 11 มกราคม 2564 ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือที่อยู่ระหว่างตรวจสอบรายงาน พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวมประมาณ 20.78 ล้านราย คิดเป็นงบประมาณรวมทั้งสิ้นประมาณ 7,297.06 ล้านบาท ซึ่งต่ำกว่ากรอบงบประมาณตามแผนที่เสนอคณะรัฐมนตรี 8,202 ล้านบาท เป็นเงินประมาณ 904.94 ล้านบาท เนื่องจากจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือจริงต่ำกว่ากรอบงบประมาณที่คาดการณ์ไว้ ทั้งนี้ การดำเนินงานตามประกาศ กกพ. วันที่ 14 ธันวาคม 2563 ซึ่งได้ยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ให้จ่ายเงินตามค่าไฟฟ้าที่ใช้จริง สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 ตั้งแต่เดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 พบว่ามีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวม 5,280 ราย จำนวนเงินที่ได้รับการยกเว้น 138.22 ล้านบาทและการดำเนินมาตรการเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ที่อยู่ระหว่างรวบรวมรายงาน พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือในเดือนพฤษภาคม 2564 รวมประมาณ 19.95 ล้านราย คิดเป็นงบประมาณ 4,031.45 ล้านบาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างรวบรวมข้อมูลเดือนมิถุนายน 2564 เพื่อนำเสนอรายงานผลการดำเนินงานต่อไป ทั้งนี้ การดำเนินงานตามประกาศ กกพ. ซึ่งได้ยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด ให้จ่ายเงินตามค่าไฟฟ้าที่ใช้จริง สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวม 3,992 ราย จำนวนเงินที่ได้รับการยกเว้น 27.63 ล้านบาท

4. เมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 กกพ. ได้พิจารณาดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 ตลอดจน ข้อมูลประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าจากการระบาดของโรค COVID-19 ที่สำนักงาน กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้นำเสนอต่อกระทรวงพลังงานแล้วเห็นควรรายงาน กบง. เพื่อรับทราบและพิจารณา ดังนี้ (1) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) มาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กของ กฟน. และ กฟภ. ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ เป็นระยะเวลา 2 เดือน คือ เดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 คาดว่าจะใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 11,799.88 ล้านบาท และมาตรการยกเว้นค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 คาดว่าจะส่งผลต่อรายได้ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่ลดลงประมาณ 280.66 ล้านบาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 12,080.54 ล้านบาท มีแนวทางการดำเนินงาน เห็นควรให้ กฟน. และ กฟภ. ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามมติคณะรัฐมนตรีในวงเงินประมาณ 11,799.88 ล้านบาท และให้ กกพ. นำผลกระทบต่อรายได้ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่คาดว่าจะลดลงจากมาตรการยกเว้นค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) 6 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 ประมาณ 280.66 ล้านบาท ไปพิจารณาฐานะการเงินที่เกิดขึ้นจริงในปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ต่อไป โดย กกพ. จะกำกับดูแลให้ กฟน. และ กฟภ. ดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว (2) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่า เพื่อให้มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าจากการระบาดของโรค COVID – 19 ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 เป็นไปอย่างครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศให้ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกับมติคณะรัฐมนตรีวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 เช่นเดียวกับมาตรการการดำเนินงานในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือน มีนาคม 2564 และเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ตามมติคณะรัฐมนตรีที่ผ่านมา จึงได้จัดทำประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าจากการระบาดของโรค COVID-19 เพื่อให้ครอบคลุมลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพิ่มเติมเพื่อ ประกอบการพิจารณาของ กบง. โดยคาดว่าจะใช้วงเงินประมาณ 12.60 ล้านบาท มีแนวทางการดำเนินงาน: เห็นควรเสนอ กบง. พิจารณากำหนดมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม โดยให้ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ให้ส่วนลดค่าไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด (3) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 3 กิจการขนาดกลาง ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ ประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง ประเภทที่ 6 องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร และประเภทที่ 7 สูบน้ำเพื่อการเกษตร กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2564 ได้พิจารณาเห็นชอบมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามที่ใช้จริง เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 ในเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 เป็นระยะเวลา 6 เดือน เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันที่มีการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 ในระลอกเดือนกรกฎาคม 2564 ซึ่งภาครัฐได้มีข้อกำหนดให้ปิดสถานบริการบางประเภท และกำหนดระยะเวลาเปิด-ปิดสถานบริการบางประเภท เพื่อควบคุมการระบาดของโรคฯ ตามประกาศ ศบค. ตั้งแต่วันที่ 12 กรกฎาคม 2564เป็นต้นไป โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 68 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เรียบร้อยแล้ว จึงเห็นควรรายงาน กบง. รับทราบการดำเนินมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ดังกล่าว ซึ่งเมื่อวันที่25 ธันวาคม 2563 กพช. มอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรนำเสนอ กบง. เพื่อรับทราบและเห็นชอบนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน ตามมาตรา 64 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ตามข้อ 3.1 เพื่อดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป

มติของที่ประชุม

1. รับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในเดือนมกราคม ถึงเดือนพฤษภาคม 2564 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ

2. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564โดยให้ กฟน. และ กฟภ. ดำเนินการขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามมติคณะรัฐมนตรี ในวงเงินประมาณ 11,799.88 ล้านบาท ต่อไป

3. เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศ ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 โดยให้ กฟผ. พิจารณาให้ส่วนลดกับลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในวงเงินประมาณ 12.60 ล้านบาท

4. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ซึ่ง กกพ. ได้ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีในการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามจริง เป็นระยะเวลา 6 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

Published in มติกบง.

วันจันทร์, 28 มิถุนายน 2564 10:00 Written by Super User

กบง.ครั้งที่ 6/2564 (ครั้งที่ 28) วันจันทร์ที่ 28 มิถุนายน พ.ศ. 2564

eppo s

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 6/2564 (ครั้งที่ 28)

วันจันทร์ที่ 28 มิถุนายน พ.ศ. 2564

1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

2. ปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 - 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือนทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามกรอบที่ กบง. กำหนด และต่อมา กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม อีก 4 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2563 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 (2) เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 (3) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2563 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 และ (4) เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2564 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2564 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน กบน. เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ของ กบง. ต่อไป

2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนมิถุนายน 2564 มีดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 472,973 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศคาดว่าลดลงเนื่องจากความต้องการใช้ในภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่งลดลง โดยปริมาณความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 499,065 ตัน การนำเข้าคาดว่าเป็นการนำเข้าเพื่อส่งออก อยู่ที่ประมาณ 18,500 ตัน และนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศ อยู่ที่ประมาณ 11,000 ตัน โดยคาดว่าการส่งออกจากโรงกลั่น อยู่ที่ประมาณ 19,548 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้า อยู่ที่ประมาณ 6,100 ตัน ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนมิถุนายน 2564 อยู่ที่ 527.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 42.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2564 ถึงวันที่ 11 มิถุนายน 2564 อยู่ที่ 551.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 54.89 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ทั้งนี้จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 15 มิถุนายน 2564 ถึงวันที่ 28 มิถุนายน 2564 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 47.1167 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และจากอัตราแลกเปลี่ยนที่แข็งค่าขึ้น 0.1919 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 1.1272 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 17.5527 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 18.6799 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 5.5639 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 6.6911 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท

3. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2563 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 20 มิถุนายน 2564 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีฐานะกองทุนสุทธิ 18,373 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 31,747 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 13,374 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 960 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,863 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 903 ล้านบาทต่อเดือน

4. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 61 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 488 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 549 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ เนื่องจากการฟื้นตัวของความต้องการใช้น้ำมันในสหรัฐฯ และยุโรป อีกทั้งยอดผู้ติดเชื้อโควิด-19 รายใหม่ลดลงอย่างมาก ทำให้ประชาชนเริ่มกลับมาดำเนินกิจกรรมต่างๆ รวมถึงการเดินทางท่องเที่ยวหลังการผ่อนคลายมาตรการจำกัดการเดินทางเนื่องจากการแพร่ระบาดของโรคโควิด-19 ในปีที่ผ่านมา ประกอบกับความกังวลเรื่องความต้องการโพรเพนเพิ่มขึ้นในภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมีที่อาจทำให้การผลิตของซาอุดิอาระเบียตึงตัว นอกจากนี้ ในเดือนมิถุนายน เริ่มเข้าสู่ฤดูร้อนของประเทศจีน ซึ่งจะมีการขับขี่ในช่วงเดือนกันยายนถึงเดือนตุลาคมเพิ่มขึ้น ทำให้มีความต้องการใช้บิวเทนซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิต MTBE (Methyl Tertiary Butyl Ether) สำหรับแก๊สโซลีนมากขึ้น

5. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางทบทวนการกำหนดราคา LPG เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก LPG บรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และเพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง ปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม แนวทางที่ 2 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มหรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ ปัจจุบันรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด-19 ซึ่งส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ประกอบกับสถานการณ์ราคา LPG ตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 ตามแนวทางที่ 2 เพื่อช่วยบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชน หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG หรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ การคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ดังกล่าว ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG ซึ่งปัจจุบันมีรายจ่ายประมาณ 903 ล้านบาทต่อเดือน คาดว่าจะสามารถรองรับการชดเชยราคา LPG ได้อีกประมาณ 1.8 เดือน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 ภายใต้กรอบวงเงินที่ กบน. กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท

มติของที่ประชุม

2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ของ กบง. ต่อไป

3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานกระทรวงพาณิชย์ โดยกรมการค้าภายใน กระทรวงการคลัง โดยกรมศุลกากร และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอื่นในการดำเนินการป้องกันการลักลอบจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อภาระของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ถ้าพบข้อสังเกต ให้ดำเนินการตามกฎหมายได้ทันที โดยไม่ต้องรอรายงานคณะกรรมการ กบง. เพื่อการแก้ไขปัญหาได้อย่างมีประสิทธิภาพ

เรื่องที่ 2 ปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 - 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)เป็นผู้กำกับดูแล และมอบหมาย กบง. เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2564 ชธ.และ ปตท. ได้นำเสนอปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 - 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เพื่อทราบ

2. การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 – 2566 ประกอบด้วย 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 พิจารณาจากกรณี Business As Usual (BAU) ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) คาดการณ์โดย ปตท. ซึ่งในส่วนของภาคการผลิตไฟฟ้าอ้างอิงตามแผนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า (Operation Plan) ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่มีการปรับปรุงข้อมูลล่าสุด ฉบับเดือนมีนาคม 2564 สำหรับคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติปี 2564 - 2565 และฉบับเดือนพฤศจิกายน 2563 สำหรับคาดการณ์ปี 2566 ทั้งนี้ สรุปปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 4,460 4,418 และ 4,514 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ ส่วนที่ 2 ปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 พิจารณาจากกรณี BAU ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน จากแหล่งก๊าซในประเทศทั้งแหล่งในอ่าวไทยและแหล่งบนบก การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศเมียนมา และการนำเข้า LNG ตามสัญญาระยะยาวจำนวน 4 สัญญา สรุปปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 4,271 4,163 และ 4,069 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ และส่วนที่ 3 ความสามารถในการนำเข้า LNG พิจารณาจากข้อมูลคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและการจัดหาก๊าซธรรมชาติกรณี BAU ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) พบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 1.28 1.74 และ 3.02 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ ในเดือนมกราคม ถึงเดือนกรกฎาคม 2564 ปตท. ได้นำเข้า Spot LNG แล้วจำนวน 10 ลำเรือ คิดเป็น 0.80 ล้านตัน จึงทำให้มีปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG คงเหลืออยู่ที่ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตัน ตามลำดับ

3. กระทรวงพลังงานได้เปิดประมูลให้มีการผลิตก๊าซธรรมชาติแหล่งเอราวัณ ซึ่งสัมปทานจะสิ้นสุดในวันที่ 23 เมษายน 2565 และเมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2562 ได้ให้สัญญาแบ่งปันผลิตแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 แก่บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด และบริษัท เอ็มพี จี2 (ประเทศไทย) จำกัด โดยกำหนดให้มีอัตราการผลิตที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นระยะเวลา 10 ปี ซึ่งปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาเพื่อทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ ปตท. อย่างไรก็ดี จากสถานการณ์การดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน (Transition Period) ผู้รับสัญญาคาดการณ์ว่าการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแปลงดังกล่าวในช่วงต้นของสัญญามีความเสี่ยงที่อาจเกิดความไม่ต่อเนื่องซึ่งอาจไม่สามารถรักษาอัตราการผลิตที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นเวลาประมาณ 18 - 24 เดือน โดยจากการหารือร่วมกันระหว่าง ชธ. ปตท. และผู้รับสัญญาแปลง G1/61 เพื่อบริหารความเสี่ยงในกรณีที่อาจมีความไม่ต่อเนื่องในการผลิตก๊าซ ได้พิจารณาแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยคาดว่าอาจจำเป็นต้องนำเข้า LNG เพิ่มเติมจากกรณี BAU เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซของประเทศในช่วงปี 2565 – 2566 เป็น 2 กรณี คือ กรณีความไม่ต่อเนื่องมีระยะเวลา 18 เดือน (Delay Case) คาดว่าอาจต้องนำเข้า LNG เพิ่มเติมที่ 0.95 และ 0.54 ล้านตัน ตามลำดับ และกรณีความไม่ต่อเนื่อง มีระยะเวลา 24 เดือน (Worst Case) ต้องนำเข้าเพิ่มเติมที่ 1.38 และ 0.50 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ ความเสี่ยงที่อาจเกิดความไม่ต่อเนื่องในการผลิตก๊าซจากแปลงสำรวจหมายเลข G1/61 นั้น เป็นผลกระทบระยะสั้นในช่วงเริ่มต้นของสัญญาแบ่งปันผลผลิต ประกอบกับยังมีความไม่แน่นอนสูงทั้งด้านปริมาณการจัดหาก๊าซและระยะเวลา ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ ปตท. ซึ่งเป็นผู้ซื้อและอยู่ระหว่างการเจรจาเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ เป็นผู้บริหารสถานการณ์การจัดหาก๊าซในส่วนของปริมาณ LNG ที่อาจจำเป็นต้องนำเข้าเพิ่มเติมในช่วงปี 2565 - 2566

มติของที่ประชุม

1. เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 - 2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาทบทวน

2. รับทราบการมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้บริหารสถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติในกรณีเกิดความไม่ต่อเนื่องของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติของแปลง G1/61 ซึ่งมีความไม่แน่นอนสูง

3. รับทราบการมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้ดำเนินการจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 คือ Regulated Market และ Partially Regulated Market สำหรับ New Demand และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าของ Shipper รวมทั้งกำกับดูแลต่อไป

Published in มติกบง.

วันศุกร์, 14 พฤษภาคม 2564 15:01 Written by Super User

กบง.ครั้งที่ 5/2564 (ครั้งที่ 27) วันศุกร์ที่ 14 พฤษภาคม พ.ศ. 2564

eppo s

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 5/2564 (ครั้งที่ 27)

วันศุกร์ที่ 14 พฤษภาคม พ.ศ. 2564

1. มาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID – 19) ในระลอก เดือนเมษายน 2564

2. ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 5 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์)

3. แนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศ

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 มาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID – 19) ในระลอก เดือนเมษายน 2564

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2563 วันที่ 7 เมษายน 2563 และวันที่ 21 เมษายน 2563 คณะรัฐมนตรี มีมติรับทราบและเห็นชอบมาตรการช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) ในด้านไฟฟ้า โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว และได้พิจารณาให้การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าตามขอบเขตอำนาจหน้าที่แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยเพิ่มเติมมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 3 กิจการขนาดกลาง ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ ประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง ประเภทที่ 6 องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร และประเภทที่ 7 สูบน้ำ เพื่อการเกษตร ซึ่งมีภาระที่เกิดขึ้นจากการดำเนินงานในช่วงเดือนมีนาคม ถึงเดือนตุลาคม 2563 รวมจำนวน 26,269.93 ล้านบาท โดยนำเงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าปี 2557-2563 เป็นแหล่งงบประมาณในการดำเนินงาน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 กกพ. ได้รายงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) แล้ว ต่อมาเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป โดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะการเงินของการไฟฟ้าด้วย

2. เมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 คณะรัฐมนตรี ได้รับทราบและเห็นชอบในหลักการมาตรการบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนและผู้ประกอบการธุรกิจในระยะเร่งด่วน ช่วงเดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 จากการแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกใหม่ ตามที่สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เสนอ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการต่อไปให้ถูกต้องตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด ประกอบกับ มติ กบง. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 ได้เห็นชอบมาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็ก ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ลูกค้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) รวม 3 มาตรการ เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือนมีนาคม 2564 โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 8,202 ล้านบาท สรุปมาตรการได้ ดังนี้ (1) ค่าไฟฟ้าฟรี 90 หน่วยแรกทุกราย สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน (2) ส่วนลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน โดยให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม ซึ่งมีแนวทางการคิดค่าไฟฟ้า ดังนี้ กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนน้อยกว่าหรือเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้คิดค่าไฟฟ้าตามหน่วยการใช้ไฟฟ้าจริงประจำเดือนนั้นๆ และกรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนไม่เกิน 500 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 500 หน่วย แต่ไม่เกิน 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 50 และหากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 70 (3) ค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกทุกรายสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาแหล่งงบประมาณจากนำเงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าซึ่งมีรายได้มากกว่าที่ควรได้รับในปี 2563 ประมาณ 3,000 ล้านบาท สนับสนุนการดำเนินงานและให้ สศช. พิจารณาแนวทางการจัดสรรงบประมาณเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานมาตรการในส่วนที่เหลือต่อไป นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2563 กกพ. ได้ออกประกาศเพื่อยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 ตั้งแต่เดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 ร่วมด้วย

3. การดำเนินมาตรการเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 และมติ กบง. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 (ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ที่อยู่ระหว่างติดตามรายงาน) พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวมประมาณ 20.78 ล้านราย คิดเป็นงบประมาณรวมทั้งสิ้นประมาณ 7,297.06 ล้านบาท ซึ่งต่ำกว่ากรอบงบประมาณตามแผนที่เสนอคณะรัฐมนตรี ประมาณ 904.94 ล้านบาท เนื่องจากจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือจริงต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ นอกจากนี้การดำเนินงานตามประกาศ กกพ. เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2563 ซึ่งได้ยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุดสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 ตั้งแต่เดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือ 5,280 ราย จำนวนเงินที่ได้รับยกเว้น 138.22 ล้านบาท การช่วยเหลือค่าไฟฟ้าต่อผู้ใช้ไฟฟ้า 8,725.89 บาทต่อรายต่อเดือน

4. เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบในหลักการตามที่ สศช. นำเสนอ เรื่อง มาตรการบรรเทาผลกระทบของประชาชนและผู้ประกอบการธุรกิจจากการแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 และเห็นควรให้ กฟน. กฟภ. การประปานครหลวง และการประปาส่วนภูมิภาค ดำเนินการตามมาตรการบรรเทาภาระค่าใช้จ่ายด้านสาธารณูปโภคพื้นฐาน (ไฟฟ้าและน้ำประปา) โดยให้ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวภายใต้กรอบวงเงินรวมไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ตามขั้นตอนของพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหา เยียวยา และฟื้นฟูเศรษฐกิจและสังคม ที่ได้รับผลกระทบจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 พ.ศ. 2563 (พระราชกำหนดฯ) โดยมีมาตรการด้านไฟฟ้า ที่ให้สิทธิค่าไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ดังนี้ (1) ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน ให้สิทธิใช้ไฟฟ้าฟรี 90 หน่วยแรก (2) ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน ให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยใช้แนวทางการคิดค่าไฟฟ้าเดียวกับมติ กบง. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 โดยใช้ฐานการคำนวณการใช้ส่วนลดเป็นเดือนเมษายน 2564 (3) ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ให้สิทธิใช้ไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรก

5. กกพ. ได้พิจารณาสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 และมาตรการด้านไฟฟ้าตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 ประกอบการพิจารณาแนวทางการช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ดังกล่าว นำเสนอ กบง. ดังนี้(1) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 จากข้อมูลประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ารอบเดือนกุมภาพันธ์ถึงเดือนมีนาคม 2564 ที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเสนอต่อ สศช. พิจารณา โดยปรับปรุงข้อมูลเดือนฐานในการคำนวณการให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 150 หน่วยต่อเดือนจากเดิมเดือนธันวาคม 2563 เป็นเดือนเมษายน 2564 ทำให้มีประมาณการงบประมาณดำเนินการในเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 เป็นเงินรวมประมาณ 8,755 ล้านบาท จึงเห็นควรเสนอ กบง. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบ สำหรับบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ของผู้ใช้ไฟฟ้า กฟน. และ กฟภ. เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 โดยมีวงเงินรวมประมาณ 8,755 ล้านบาท และมอบหมายให้ กฟน. และ กฟภ. ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการตามมติคณะรัฐมนตรี โดย กกพ. จะกำกับดูแลให้ กฟน. และ กฟภ. ดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวต่อไป (2) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ กกพ. ได้จัดทำประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าให้ครอบคลุมลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพิ่มเติมประกอบการพิจารณาของ กบง. เพื่อให้มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าในระลอกเดือนเมษายน 2564 ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศ ให้ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกับมติคณะรัฐมนตรีวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 ได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม เช่นเดียวกับมาตรการในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือนมีนาคม 2564 ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 ที่ผ่านมา จึงเห็นควรเสนอ กบง. พิจารณากำหนดมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบ สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ โดยให้พิจารณาให้ส่วนลดค่าไฟฟ้ากับลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ในวงเงินประมาณ 15.04 ล้านบาท ทั้งนี้ ส่วนลดดังกล่าวจะทำให้เงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าซึ่งมีรายได้มากกว่าที่ควรได้รับในปี 2564 มีจำนวนลดลง (3) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 เมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2564 กกพ. ได้เห็นชอบมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุด โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามที่ใช้จริง เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 ในเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันซึ่งภาครัฐได้มีข้อกำหนดให้ปิดสถานบริการบางประเภท และกำหนดระยะเวลาเปิด-ปิดสถานบริการบางประเภท เพื่อควบคุมการระบาดของโรค COVID-19 ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2564 เป็นต้นไป โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 68 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ดังนั้น จึงเห็นควรรายงาน กบง. รับทราบการดำเนินมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุดดังกล่าว และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

มติของที่ประชุม

1. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.). และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ในวงเงินประมาณ 8,755 ล้านบาท โดยให้ กฟน. และ กฟภ. ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวตามมติคณะรัฐมนตรีต่อไป

2. เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศ ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 โดยให้ กฟผ. พิจารณาให้ส่วนลดกับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในวงเงินประมาณ 15.04 ล้านบาท

3. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 3 กิจการขนาดกลาง ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ ประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง ประเภทที่ 6 องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร และประเภทที่ 7 สูบน้ำเพื่อการเกษตร โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามจริง เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

เรื่องที่ 2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 5 ฉบับ (5 ผลิตภัณฑ์)

สรุปสาระสำคัญ

1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว ซึ่งตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 จนถึงปัจจุบันกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 72 ฉบับ (72 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards : HEPS) นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards : MEPS) นำมาจัดทำเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ประกาศบังคับใช้ต่อไป

2. ปัจจุบันคณะรัฐมนตรีเห็นชอบและได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 38 ฉบับ(38 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งการออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือออกกฎกระทรวงกำหนดวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะเป็นมาตรฐานอ้างอิงสำหรับผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ของตนเอง ซึ่งหากเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานเป็นไปตามกฎกระทรวงดังกล่าวจะมีสิทธิได้รับการส่งเสริมโดยใช้มาตรการการติดฉลาก กฎกระทรวงดังกล่าวจะนำมาใช้เป็นเกณฑ์มาตรฐานในการดำเนินการติดฉลากประหยัดพลังงานประสิทธิภาพสูง ซึ่งดำเนินการโดย พพ. ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ และฉลากประหยัดไฟฟ้า เบอร์ 5 ซึ่งดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ ทั้งนี้ พพ. ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจความร่วมมือด้านมาตรฐานกับ สมอ. โดยมีขอบข่ายความร่วมมือด้านการกำหนดรับรองมาตรฐาน และการมาตรฐานระหว่างประเทศ รวมทั้งการส่งเสริมเผยแพร่ระบบมาตรฐาน โดยด้านการกำหนดมาตรฐาน กำหนดให้ พพ. ดำเนินการจัดทำร่าง มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน หรือร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ แล้วนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนดให้ต้องเป็นไปตามมาตรฐาน ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. แล้ว จำนวน 54 ฉบับ โดย สมอ. ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 23 ฉบับ ในจำนวนนี้เป็นมาตรฐานบังคับ 4 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 19 ฉบับ ซึ่งการดำเนินการดังกล่าวส่งผลให้มีการใช้เครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูงมากขึ้นและเป็นการกีดกันการใช้เครื่องจักรวัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานต่ำ ทำให้มีศักยภาพการประหยัดพลังงานของประเทศมากขึ้นจากการดำเนินภารกิจดังกล่าว รวมทั้งสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน เพื่อให้ประเทศมีพลังงานใช้อย่างยั่งยืน

3. พพ. ได้ดำเนินการจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (ร่างกฎกระทรวงฯ) และร่าง มอก. โดยว่าจ้างที่ปรึกษา ให้ดำเนินการสำรวจข้อมูลในด้านต่างๆ เช่น จำนวน รุ่น ปริมาณการใช้พลังงาน เป็นต้น เพื่อกำหนดกลุ่มและจำนวนตัวอย่างที่ต้องสุ่มทดสอบ รวมถึงแนวทางการหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน วิธีมาตรฐานการทดสอบ และอื่นๆที่เกี่ยวข้อง แล้วจึงทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ประมวลผลการทดสอบตามหลักสถิติ โดยกำหนดให้ผลิตภัณฑ์ที่สุ่มฯ ผ่านเกณฑ์ HEPS ร้อยละ 20 และกำหนดให้ตกเกณฑ์ MEPS ร้อยละ 3 โดยประมาณ ทั้งนี้แต่ละผลิตภัณฑ์มีการปรับให้เหมาะสมโดยคำนึงปัจจัยอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น จำนวนยี่ห้อที่ผ่านเกณฑ์ เป็นต้น ซึ่งการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ความชำนาญในแขนงต่างๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการจัดทำร่างฯ และการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียตลอดกระบวนการ ตามขั้นตอนดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน (4) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) (5) กพช. (6) คณะรัฐมนตรี (7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนาม (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.)ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านขั้นตอนที่ 2 คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป

4. ร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ มีการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง ดังนี้ (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดปั๊มความร้อนแบบดึงความร้อนจากอากาศถ่ายเทให้แก่น้ำที่มีประสิทธิภาพสูงพ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของปั๊มความร้อน ให้กำหนดตามขนาดกำลังความร้อนของปั๊มความร้อนที่ผู้ผลิตระบุ โดยขนาดกำลังความร้อน 4 – 36 กิโลวัตต์ความร้อน ให้กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน 3.0 – 4.0 (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดฟิล์มติดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของฟิล์มติดกระจก ให้กำหนดตั้งแต่ 0.45 ถึง 0.30 (3) ร่างกฎกระทรวงกำหนดฉนวนอุตสาหกรรมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของฉนวนอุตสาหกรรม ให้กำหนดตามชนิดความหนาแน่นและความหนาของฉนวนอุตสาหกรรมที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ ชนิดที่ 1 ฉนวนใยแก้ว ความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 48 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 25 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.57 – 0.74 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ความหนาแน่นน้อยกว่าหรือเท่ากับ 24 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.91 – 1.25 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ความหนาแน่น 32 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.01 – 1.25 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 48 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร และความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.19 – 1.59 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ชนิดที่ 2 ฉนวนใยหิน ความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 80 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 25 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.58 – 0.81 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ และความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 80 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.12 – 1.41 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ (4) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตารังสีอินฟราเรดที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของเตารังสีอินฟราเรดให้กำหนดตั้งแต่ร้อยละ 55 ถึงร้อยละ 74 และ(5) ร่างกฎกระทรวงกำหนดพัดลมอุตสาหกรรมที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของพัดลมอุตสาหกรรม ให้กำหนดตั้งแต่ FEG67 ถึง FEG90

เรื่องที่ 3 แนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศ

สรุปสาระสำคัญ

1. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) ในหลายพื้นที่ทั่วโลก ส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจของประเทศไทยและหลายประเทศ ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศลดลงเมื่อเปรียบเทียบกับค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ส่งผลให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve margin) ของประเทศสูงขึ้น โดยเมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติรับทราบแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศจากผลกระทบการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 และได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานภายใต้คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อพิจารณาจัดทำรายละเอียดแนวทางการบริหารจัดการลดระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ และเมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2563 ปลัดกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธานอนุกรรมการฯ ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ (คณะทำงานฯ) เพื่อให้การดำเนินงานของแผนการจัดหาไฟฟ้าของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม สอดคล้องกับสภาวะเศรษฐกิจของประเทศและสถานการณ์การเปลี่ยนแปลงที่เกิดขึ้น ซึ่งคณะทำงานฯ ได้มีการประชุมเพื่อรวบรวมข้อมูลและพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองทั้งสิ้น 5 ครั้ง รวมทั้งหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น สำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (สกพอ.) สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) รวมถึงการประชุมหารือร่วมกับผู้บริหารกระทรวงพลังงาน (พน.) จึงได้ข้อเสนอแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ

2. คณะทำงานฯ ได้จัดทำร่างรายงานแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ เพื่อนำเสนอคณะอนุกรรมการฯ โดยสถานการณ์ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศไทยในปัจจุบัน ตามแผน PDP2018 Rev.1 ได้ประมาณการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ณ ปี 2562 และปี 2563 ไว้ที่ประมาณร้อยละ 35.5 และร้อยละ 30.8 ตามลำดับ ซึ่งคณะทำงานฯ พบว่า การใช้ไฟฟ้าที่ลดลงจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID-19 ส่งผลให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในปี 2563 สูงกว่าที่ประมาณการตามแผน PDP2018 Rev.1 ประมาณร้อยละ 10 และจากข้อมูลสถิติการใช้ไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้า สรุปได้ว่า ช่วงกลางปีที่มีการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 การใช้ไฟฟ้าลดลงอย่างมีนัยสำคัญ โดยการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่มีการประกาศมาตรการห้ามบุคคลออกนอกเคหะสถานในช่วงเวลาที่กำหนด (เคอร์ฟิว) ในประเทศ ระหว่างเดือนเมษายน ถึงเดือนมิถุนายน 2563 มีปริมาณการใช้ไฟฟ้ารายเดือนปี 2563 ลดลงต่ำกว่าช่วงเวลาเดียวกันของปี 2562 แต่ภายหลังจากการยกเลิกประกาศเคอร์ฟิว ช่วงระหว่างเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2563 ปริมาณการใช้ไฟฟ้ากลับไปอยู่ใกล้เคียงกับช่วงเวลาเดียวกันของปี 2562 โดยในเดือนกันยายน และเดือนธันวาคมของปี 2563 มีปริมาณการใช้ไฟฟ้าสูงกว่าช่วงเวลาเดียวกันของปี 2562 ซึ่งแม้จะเป็นช่วงที่มีอุณหภูมิลดลงแต่การใช้ไฟฟ้ากลับไม่ลดลง เห็นได้ว่าผลกระทบต่อการใช้ไฟฟ้าที่ลดลงจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID-19 มีผลต่อระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่สูงกว่าปกติประมาณร้อยละ 10 อย่างไรก็ดี จากแนวโน้มการใช้ไฟฟ้าที่จะฟื้นตัวเข้าสู่ภาวะปกติ คาดว่าจะส่งผลให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองกลับมาอยู่ที่ประมาณร้อยละ 30 ตามประมาณการเดิม ดังนั้น คณะทำงานฯ ได้จัดทำประมาณการความต้องการไฟฟ้าหลังจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID-19 ในช่วงปี 2564 – 2573 ประกอบด้วย การประมาณการความต้องการไฟฟ้าในกรณีปกติ (BAU) และการประมาณการความต้องการไฟฟ้าจากโครงการ มาตรการ หรือกิจกรรมใหม่ (New Demand) ที่ยังไม่ได้ระบุไว้ในแผน PDP ได้แก่ โครงการรถไฟฟ้าความเร็วสูง ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) เขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) อุตสาหกรรมปิโตรเลียมระยะที่ 4 ในพื้นที่ Southern Economic Corridor (SEC) และการพัฒนาระบบ 5G ของประเทศไทย พบว่าความต้องการไฟฟ้าจาก Demand ใหม่จะสูงไปกว่าที่คาดการณ์ในแผน PDP2018 Rev.1 โดยเฉพาะหลังปี 2572ความต้องการไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ ดังนั้น กระทรวงพลังงานจะต้องเริ่มเตรียมการจัดหาไฟฟ้าเพิ่มเติมในทุกรูปแบบ ทั้งนี้ หากไม่มีการจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มเติมในช่วงเวลาดังกล่าวอาจส่งผลให้ประเทศมีไฟฟ้าไม่เพียงพอต่อความต้องการ รวมทั้งกระทบต่อความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ

3. ข้อเสนอแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ สรุปได้ดังนี้

3.1 การบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในระยะสั้น มีการพิจารณา 2 ทางเลือก คือ ทางเลือกที่ 1 แยกโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่ไม่ได้เดินเครื่องออกจากระบบโดยจากการศึกษา Dispatching Factor ตามแผนการผลิตไฟฟ้ารายปี 2564 – 2568 ฉบับเดือนพฤศจิกายน 2563 ของ กฟผ. พบว่ามีโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่ไม่ได้เดินเครื่องปี 2564 - 2568 จำนวน 2 โรง เนื่องจากเป็นโรงไฟฟ้าเก่า มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงและกำลังจะถูกปลดประจำการ ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าบางปะกง เครื่องที่ 3 กำลังการผลิต 576 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าบางปะกง เครื่องที่ 4 กำลังการผลิต 576 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้น 1,152 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีโรงไฟฟ้าเก่าที่มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงและอยู่ในสภาพ Standby อีกหลายโรง เช่น โรงไฟฟ้าพระนครใต้ หมดอายุปี 2565 โรงไฟฟ้าวังน้อย หมดอายุปี 2566 และโรงไฟฟ้าน้ำพอง หมดอายุปี 2568 เป็นต้น และทางเลือกที่ 2 การบอกเลิกสัญญา (Terminate PPA) โรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ และปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น (Buy Out) สำหรับโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP Firm - Cogen) ที่จะหมดสัญญา (เดิม) โดยจากการศึกษา Dispatching Factor ตามแผนการผลิตไฟฟ้ารายปี 2564 – 2568 ฉบับเดือนพฤศจิกายน 2563 ของ กฟผ. พบว่ามีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่ไม่ได้เดินเครื่องปี 2564 - 2570 จำนวน 3 กลุ่มบริษัท ประกอบด้วย กลุ่มบริษัท RATCH กลุ่มบริษัท GLOW และกลุ่มบริษัท GPSC กำลังการผลิตรวม 3,534 เมกะวัตต์ ซึ่งหากบอกเลิกสัญญาในปี 2565 จะมีค่าใช้จ่ายทั้งสิ้นประมาณ 17,899 ล้านบาท คิดเป็นส่วนต่างจากกรณีจ่ายตามสัญญาปกติลดลง 11,656 ล้านบาท กระทบต่อค่า Ft ลดลง 0.81 สตางค์ต่อหน่วยโรงไฟฟ้า SPP Firm – Cogen ที่จะหมดสัญญาเดิมในปี 2565 - 2569 จำนวน 13 โครงการ กำลังการผลิตรวม 1,001 เมกะวัตต์ ซึ่งหากปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้นในปี 2565 จะมีค่าใช้จ่ายทั้งสิ้นประมาณ 36,669 ล้านบาท คิดเป็นส่วนต่างจากกรณีจ่ายตามสัญญาปกติลดลง 3,431 ล้านบาท กระทบต่อค่า Ft ลดลง 0.38 สตางค์ต่อหน่วย ทั้งนี้ คณะทำงานฯ ได้พิจารณาอย่างรอบคอบและมีความเห็นว่า เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดและไม่เป็นภาระค่าไฟฟ้าต่อภาคประชาชนควรดำเนินการตามทางเลือกที่ 1 โดยเห็นว่าโรงไฟฟ้า กฟผ. ดังกล่าวยังคงมีความสำคัญต่อระบบไฟฟ้าในการรักษาความมั่นคงระบบและรองรับกรณีเกิดสถานการณ์ฉุกเฉิน แต่ไม่ควรถูกนำมาคิดในระบบ ในขณะที่ทางเลือกที่ 2 การบอกเลิกสัญญา และปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น จะมีค่าใช้จ่ายสูงถึงประมาณ 54,568 ล้านบาท จึงเสนอให้ สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และ กฟผ. ร่วมกันพิจารณาทบทวนสมมติฐานการประเมินกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และการกำหนดค่ากำลังผลิตพึ่งได้ (Dependable Capacity) ของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีไว้เพื่อรักษาความมั่นคงของระบบซึ่งไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าหรือไม่ได้ผลิตไฟฟ้าตลอดเวลา อาจพิจารณากำหนดค่า Dependable Capacity ที่แตกต่างออกไปจากโรงไฟฟ้าที่เดินเครื่องสม่ำเสมอหรือยังผลิตไฟฟ้าตลอดเวลา ทั้งนี้ จากผลดำเนินการตามทางเลือกที่ 1 จะส่งผลให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ในปี 2569 ลดลงเหลือประมาณร้อยละ 20 และตั้งแต่ปี 2571 เป็นต้นไปกำลังผลิตไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ (Reliable Capacity) จะเริ่มลดลงต่ำกว่าค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) ที่เพิ่มสูงขึ้น จึงจำเป็นที่จะต้องมีการจัดหาไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อรองรับความต้องการที่คาดว่าจะสูงขึ้นต่อไป

3.2 การบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในระยะยาว มีข้อเสนอดังนี้ (1) ทบทวนเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) ที่เหมาะสม ทั้งในภาพรวมประเทศและแยกตามรายพื้นที่ โดยให้ สนพ. และ กฟผ. ร่วมกันพิจารณาทบทวนเกณฑ์ดังกล่าวที่เหมาะสม เนื่องจากแต่ละพื้นที่มีความต้องการระดับความมั่นคงระบบไฟฟ้าที่แตกต่างกัน โดยนำผลการศึกษาปรับปรุงเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสำหรับแผน PDP ที่ สนพ. เคยว่าจ้างสถาบันวิจัยพลังงานจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัยเมื่อปี 2561 มาพิจารณาประกอบการจัดทำแผน PDP ซึ่งผลการศึกษาดังกล่าวได้เปรียบเทียบเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และ LOLE ของต่างประเทศ พบว่าในสาธารณรัฐเกาหลี (เกาหลีใต้) กำหนด LOLE ในระดับไม่เกิน 0.3 วันต่อปี (ประมาณ 7 ชั่วโมงต่อปี) และในหลายรัฐของสหรัฐอเมริกา กำหนด LOLE ในระดับไม่เกิน 0.1 วันต่อปี (ประมาณ 2.4 ชั่วโมงต่อปี) และได้เสนอแนะเกณฑ์ LOLE ที่เหมาะสมสำหรับประเทศไทยภายใต้สถานการณ์การผลิตและการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่มีการศึกษาในระดับไม่เกิน 0.7 วันต่อปี (ประมาณ 17 ชั่วโมงต่อปี) โดยเมื่อแปลงเป็นค่ากำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง พบว่าไม่ควรต่ำกว่าร้อยละ 32.36 อย่างไรก็ตาม จะต้องมีการนำผลการศึกษาดังกล่าวมาพิจารณาทบทวนให้สอดคล้องกับสถานการณ์การผลิตและการใช้ไฟฟ้าทั้งในปัจจุบัน และแนวโน้มในอนาคต เพื่อให้ได้เกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และ LOLE ที่เหมาะสมกับประเทศ และ กระทรวงพลังงานควรสื่อสาร สร้างการรับรู้ สร้างความเข้าใจแก่ประชาชนและผู้มีส่วนได้ส่วนเสียเกี่ยวกับระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศที่ถูกต้อง (2) ออกแบบสัญญาในการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนให้เหมาะสมกับลักษณะของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภทและการรับซื้อไฟฟ้าจริงของระบบ โดยให้ สำนักงาน กกพ. การออกแบบสัญญาให้เหมาะสมกับการใช้งานและลักษณะของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภท (Base Load Plant, Intermediate Load Plant, Peaking Plant) และมีความยืดหยุ่นสามารถปรับเปลี่ยนสัญญาได้สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าใหม่ ซึ่งจากสถิติสั่งเดินเครื่องโรงฟ้าที่ผ่านมาโรงไฟฟ้าที่มีอายุเกินกว่า 10 ปี จะเดินเครื่องน้อยมากหรือไม่ถูกสั่งให้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าเลย เนื่องจากจะมีโรงไฟฟ้าใหม่ซึ่งมีเทคโนโลยีที่ดีกว่าและมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าเดินเครื่องแทน ทำให้ กฟผ. ต้องจ่ายค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment : AP) โดยไม่ได้ผลิตไฟฟ้า (3) ปรับปรุงกฎระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยให้สำนักงาน กกพ. ปรับปรุงกฎระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมและยืดหยุ่น สอดคล้องกับเทคโนโลยีและลักษณะการผลิตและการใช้ไฟฟ้าที่เกิดขึ้น เช่นกำหนดเงื่อนไขหรือระยะเวลาสิ้นสุดสัญญา มีข้อกำหนดจำนวนครั้งการต่ออายุสัญญา และการงดจ่ายไฟฟ้าตามสัญญา (Curtailment) เป็นต้น ส่วนที่ 3 ข้อเสนอแนะเพิ่มเติม

3.3 คณะทำงานฯ เห็นว่า กระทรวงพลังงานควรปรับปรุงข้อมูลและปรับแนวทางการจัดทำแผน PDP ใหม่ โดยให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรวบรวมและบูรณาการข้อมูลการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง เพื่อใช้ประกอบการพยากรณ์แนวโน้มการเพิ่มขึ้นของการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง นอกจากนี้ การจัดทำแผน PDP ใหม่ต้องพิจารณาการบริหารจัดการไฟฟ้ารายภาค โดยให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาจัดทำ PDP โดยคำนึงถึงประเด็น ดังนี้ (1) การวางแผนจัดหาโรงไฟฟ้าเพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้ารายภูมิภาคด้านความต้องการไฟฟ้า (Demand) ควรพิจารณาความต้องการไฟฟ้าและคุณภาพไฟฟ้าที่แตกต่างกันของแต่ละพื้นที่ และด้านการจัดหาไฟฟ้า (Supply) ควรพิจารณาเปรียบเทียบแนวทางจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมรอบด้าน อาทิ ศักยภาพแหล่งเชื้อเพลิง ระบบโครงข่ายสายส่ง ต้นทุนการผลิต และประเด็นด้านสิ่งแวดล้อม เพื่อให้ระบบไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงสุด ลดภาระและลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชนทั้งประเทศ (2) กำหนดแนวทางการบริหารจัดการการใช้ไฟฟ้าในช่วง Peak ให้กระจายออกไปในช่วงอื่นๆ ของวัน เพื่อลดการจัดหาหรือสร้างโรงไฟฟ้า โดยมาตรการต่างๆ เช่น Demand Response การใช้กลไกของราคาค่าไฟฟ้าเป็นแรงจูงใจ แทนการจัดหาหรือสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับ Peak ที่คาดว่าจะสูงขึ้นทุกปี (3) พิจารณาปัจจัยด้านเทคโนโลยีที่จะเกิดขึ้นในอนาคต เช่น มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองมากขึ้น ซึ่งจะมีผลต่อการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า รวมถึงภาระระบบที่จะต้องเตรียมการสำรองไฟฟ้า (Backup) ในกรณีที่ Distributed Generation ของภาคเอกชนไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ตามแผนและต้องดึงไฟฟ้าจากระบบหลักมาใช้แทน และกรณีการมี Energy Storage System มาใช้ในระบบด้วย (4) การวางแผนและดำเนินการพัฒนาโครงข่ายไฟฟ้า (Grid) ทั้งระบบส่งและระบบจำหน่าย ให้สามารถรองรับพลังงานทดแทนที่จะเข้ามาในระบบไฟฟ้ามากขึ้นอย่างรวดเร็วในอนาคต โดยนำเทคโนโลยี Smart Grid และ Energy Storage เข้ามาใช้ในระบบไฟฟ้า ซึ่ง กระทรวงพลังงานและการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จะต้องร่วมกันพิจารณาแผนการลงทุนและรูปแบบการลงทุนในการพัฒนาก่อสร้างโครงข่ายไฟฟ้าที่จะมีมากขึ้นในอนาคต

4. เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2564 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาร่างรายงานแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ และมีความเห็นเพิ่มเติมสรุปได้ ดังนี้ (1) ควรระบุวัตถุประสงค์ในการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองให้ชัดเจน ว่าเป็นการดำเนินการเพื่อไม่ให้ค่าไฟฟ้าสูงเกินไป และการมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองมากเกินความจำเป็นเพื่อให้ระบบไฟฟ้ามีความมั่นคง จะส่งผลให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าต่อผู้ใช้ไฟฟ้า เนื่องจากในการคำนวณค่าไฟฟ้าได้นำต้นทุนต่างๆ ที่เกิดขึ้นมากำหนดไว้ในโครงสร้างค่าไฟฟ้า ไม่ว่าโรงไฟฟ้าดังกล่าวจะได้เดินเครื่องหรือไม่ก็ตาม (2) ภาครัฐควรเข้าใจถึงข้อกังวลของประชาชนต่อปัญหากำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ซึ่งหากประชาชนมีข้อกังวลว่ากำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงเกินไปจะทำให้ค่าไฟฟ้าแพง ภาครัฐจะต้องพิจารณาผลกระทบของกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่อค่าไฟฟ้าดังกล่าว หากพิจารณาแล้วพบว่าการที่กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าน้อย หรือไม่ค่อยกระทบต่อค่าไฟฟ้าเลย อาจดำเนินการเพียงสื่อสารให้ประชาชนได้เกิดความเข้าใจโดยไม่จำเป็นต้องดำเนินการบริหารจัดการเพื่อลดกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (3) มีข้อสังเกตต่อการคาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าในปี 2564 ของคณะทำงานฯ ซึ่งได้สรุปว่าในปี 2564 ความต้องการไฟฟ้ามีแนวโน้มจะเพิ่มขึ้นกลับไปอยู่ในระดับที่ใกล้เคียงกับระดับเดิมที่เคยประมาณการไว้ในแผน PDP2018 Rev.1 โดยมีความเห็นว่าการใช้ไฟฟ้าในปี 2564 อาจยังไม่สามารถกลับไปอยู่ในระดับที่เคยประมาณการไว้ได้ โดยอาจกลับไปอยู่ในระดับเดิมได้ตั้งแต่ปี 2565 หรือ 2566 เป็นต้นไป นอกจากนี้ได้มีข้อสังเกตต่อประเด็นการคาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวในปี 2564 - 2573 ที่คณะทำงานฯ ได้ประเมินความต้องการไฟฟ้าจาก New Demand ที่คาดว่าจะเกิดขึ้น โดยมีความเห็นว่าแผน PDP และ GDP ได้มีการประเมินไว้ในระดับหนึ่งแล้ว ดังนั้นในการประมาณการความต้องการไฟฟ้าจาก New Demand ควรต้องพิจารณาว่ามีความเป็นไปได้มากน้อยเพียงใดที่จะมีการเติบโตได้ตามที่คาดการณ์ไว้ หรือสามารถเกิดขึ้นได้จริงในอีก 10 ปีข้างหน้าหรือไม่ (4) มีข้อสังเกตเกี่ยวกับแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในระยะสั้น กรณีการแยกโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ไม่ได้เดินเครื่องออกจากระบบ โดยมีความเห็นว่ายังไม่มีความชัดเจนว่าเมื่อนำโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ออกจากระบบแล้ว จะไม่นำโรงไฟฟ้าดังกล่าวมาคำนวณไว้ในต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยควรเปรียบเทียบให้เห็นถึงต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจากการดำเนินการตามแนวทางดังกล่าว ซึ่งควรจะทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศลดลงด้วย ทั้งนี้ หากการนำโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ออกจากระบบแต่ไม่ทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าลดลงจะเป็นการดำเนินการที่เหมาะสมหรือไม่ เนื่องจากการมีโรงไฟฟ้าอยู่ในระบบย่อมทำให้ระบบไฟฟ้ามีความมั่นคงมากกว่า และ (5) ควรมีการทบทวนการกำหนดนิยามกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง รวมถึงค่าตัวประกอบกำลังผลิตไฟฟ้าพึ่งได้ (Dependable Factor) ของประเทศไทยให้ชัดเจน เหมาะสม และสอดคล้องกับสถานการณ์ในปัจจุบัน

มติของที่ประชุม

•รับทราบร่างรายงานแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ

•มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามข้อเสนอแนะของคณะทำงานบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ ดังนี้

- มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ร่วมกันพิจารณาทบทวน สมมติฐานการกำหนดค่ากำลังผลิตพึ่งได้ (Dependable Capacity) ของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีไว้เพื่อรักษาความมั่นคงของระบบ ซึ่งไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าหรือไม่ได้ผลิตไฟฟ้าตลอดเวลา

- มอบหมายให้ สนพ. และ กฟผ. ร่วมกันพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) ที่เหมาะสม ทั้งในภาพรวมทั้งประเทศและแยกตามรายพื้นที่

- กระทรวงพลังงานควรมีการสื่อสาร สร้างการรับรู้ สร้างความเข้าใจ แก่ประชาชนและผู้มีส่วนได้ส่วนเสียเกี่ยวกับระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศที่ถูกต้อง

- มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. พิจารณาออกแบบสัญญาในการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนให้เหมาะสมกับลักษณะของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภทและการรับซื้อไฟฟ้าจริงของระบบ

- มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. พิจารณาปรับปรุงกฎระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมและยืดหยุ่น สอดคล้องกับเทคโนโลยีและลักษณะการผลิตและการใช้ไฟฟ้าที่เกิดขึ้น

- มอบหมายให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรวบรวมและบูรณาการข้อมูลการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง เพื่อใช้ประกอบการพยากรณ์แนวโน้มการเพิ่มขึ้นของการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง

- มอบหมายให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ฉบับใหม่ โดยคำนึงถึงประเด็นต่างๆ ได้แก่ (1) การวางแผนจัดหาโรงไฟฟ้าเพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้ารายภูมิภาค (2) การกำหนดแนวทางการบริหารจัดการการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่มีความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ให้กระจายออกไปในช่วงอื่นๆ ของวัน เพื่อลดการจัดหาหรือสร้างโรงไฟฟ้า (3) ในการวางแผนจะต้องพิจารณาถึงปัจจัยด้านเทคโนโลยีที่จะเกิดขึ้นในอนาคต (4) การวางแผนและดำเนินการพัฒนาโครงข่ายไฟฟ้าให้สามารถรองรับพลังงานทดแทนที่จะเข้ามาในระบบไฟฟ้ามากขึ้นอย่างรวดเร็วในอนาคต โดย สนพ. สำนักงาน กกพ. และการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง ร่วมกันพิจารณาแผนการลงทุนและรูปแบบการลงทุนในการพัฒนาก่อสร้างโครงข่ายไฟฟ้าที่จะมีมากขึ้นในอนาคต

Published in มติกบง.

วันศุกร์, 26 มีนาคม 2564 13:48 Written by Super User

กบง.ครั้งที่ 4/2564 (ครั้งที่ 26) วันศุกร์ที่ 26 มีนาคม พ.ศ. 2564

eppo s

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 4/2564 (ครั้งที่ 26)

วันศุกร์ที่ 26 มีนาคม พ.ศ. 2564

1. รายงานผลสำรวจความพึงพอใจของประชาชนผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV ปี 2563

2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

3. กรอบแผนพลังงานชาติ

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 รายงานผลสำรวจความพึงพอใจของประชาชนผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV ปี 2563

สรุปสาระสำคัญ

1. จากการแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ตั้งแต่ช่วงต้นปี 2563 ส่งผลให้ผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะได้รับผลกระทบจากปริมาณผู้โดยสารที่ลดลงอย่างมากเพื่อบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ประกอบการ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้ (1) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถทั่วไป ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563 (2) ลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถโดยสารสาธารณะลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 13.62 บาท ต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 นอกจากนี้กรณีที่ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามต้นทุนจริงต่ำกว่าราคาที่ภาครัฐช่วยเหลือ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ภาครัฐจะให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะตามราคาตามต้นทุนจริงซึ่งเป็นราคาสำหรับรถทั่วไปโดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ซึ่งการช่วยเหลือดังกล่าวส่งผลให้ปี 2563 ปตท. ต้องรับภาระขาดทุนจากการจำหน่ายก๊าซ NGV รวม 3,059 ล้านบาท แบ่งเป็นการขาดทุนจากโครงสร้างราคา 2,195 ล้านบาท และการช่วยเหลือราคาขายปลีก 864 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม การให้ส่วนลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ต่ำกว่าต้นทุนมากถือเป็นการบิดเบือนราคาพลังงาน ไม่สะท้อนการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ และไม่ก่อให้เกิดความยั่งยืนในระยะยาว รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจึงได้สั่งการให้ ปตท. ศึกษาต้นทุนของโครงสร้างรายรับรายจ่ายของผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV ตลอดจนพฤติกรรมและความพึงพอใจของประชาชนผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจในการกำหนดนโยบายด้านก๊าซ NGV ต่อไป

2. ปตท. ได้ว่าจ้าง บริษัท อินเทจ (ประเทศไทย) จำกัด ทำการสำรวจในช่วงเดือนธันวาคม 2563 ด้วยวิธีการสัมภาษณ์แบบเผชิญหน้า (Face to face interview) จำนวน 1,300 ตัวอย่าง แบ่งเป็นกลุ่มผู้ใช้บริการ 800 ตัวอย่าง และผู้ให้บริการ (คนขับรถแท็กซี่) 500 ตัวอย่าง สรุปได้ดังนี้ (1) มุมมองของผู้โดยสาร พบว่าการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส COVID-19 ทำให้ความต้องการใช้รถแท็กซี่ลดลงกว่าร้อยละ 50 และการขยายเส้นทางรถไฟฟ้าในช่วง 1-2 ปีนี้ ไม่ได้มีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากผู้ใช้บริการมีความต้องการใช้แท็กซี่มากกว่าการเดินทางรูปแบบอื่นหากมีสัมภาระเยอะ เร่งรีบ และต้องเดินทางกับคนพิการ คนสูงอายุ (2) กลุ่มตัวอย่าง แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ กลุ่มผู้ไม่ได้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และกลุ่มผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ พบว่ากลุ่มผู้ไม่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐให้คะแนนความพึงพอใจสูงกว่าผู้ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐเล็กน้อย ความพึงพอใจต่อราคาน้อยที่สุด ความคุ้มค่าอยู่ในระดับปานกลาง โดยเรื่องที่ระบุว่าคุ้มค่าที่สุดคือ สภาพรถที่ให้บริการ และคุ้มค่าน้อยที่สุดคือ การเรียกรถ เนื่องจากส่วนใหญ่ยังคงโดนปฏิเสธจากกลุ่มผู้ขับขี่รถแท็กซี่ และการหารถยาก รอรถนาน (3) นโยบายที่กลุ่มผู้ใช้บริการอยากได้จากภาครัฐ ได้แก่ นโยบายช่วยค่าโดยสาร สิทธิพิเศษต่างๆ ค่าเดินทางคนละครึ่ง และการใช้บริการแท็กซี่จากงบบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ (4) พฤติกรรมการขับขี่รถแท็กซี่แบ่งเป็น 4 ประเภท ได้แก่ แบบ Long ride คือ ขับทั้งวัน เวลายืดหยุ่น (ร้อยละ 31) แบบ Lunch break คือ แบ่งเวลาขับขี่ และขับเฉพาะช่วงเวลาเร่งรีบ (ร้อยละ 26) แบบ Day shift คือ เร่งทำเวลา เร่งทำเงิน (ร้อยละ 31) และแบบ Night shift คือ เน้นรับลูกค้ากลางคืน (ร้อยละ 12) โดยทั้ง 4 พฤติกรรมจะให้บริการลูกค้าเฉลี่ย 13 ถึง 14 เที่ยวต่อวัน ไม่ส่งผลกระทบต่อความถี่ในการรับลูกค้าต่อวัน (5) รถแท็กซี่ที่มีอายุไม่เกิน 5 ปี จะหาลูกค้าได้ง่ายกว่ารถที่อายุเกิน 5 ปีเล็กน้อย (6) กลุ่มแท็กซี่เช่ารายกะ และควงกะมีต้นทุนหลักเป็นค่าเช่ารถแท็กซี่ที่ร้อยละ 33 และร้อยละ 40 ของรายได้ทั้งหมด ตามลำดับกลุ่มเช่ารายกะมีกำไรมากกว่ากลุ่มเช่าควงกะประมาณ 2,764 บาทต่อเดือน (7) กลุ่มแท็กซี่บุคคลหากไม่มีภาระการผ่อนรถจะมีต้นทุนหลักเป็นค่าก๊าซประมาณร้อยละ 21 ของรายได้และมีกำไรเหลือมากที่สุดถึงร้อยละ 69 ของรายได้ ในขณะที่หากยังมีภาระผ่อน ค่างวดรถจะเป็นต้นทุนหลักประมาณร้อยละ 43 ของรายได้ ซึ่งทำให้กลุ่มที่มีภาระการผ่อนนั้นมีเงินเหลือเพียงร้อยละ 26 ของรายได้ (8) กลุ่มผู้ขับขี่รถแท็กซี่ต้องการจากภาครัฐ ได้แก่ นโยบายด้านสินเชื่อดอกเบี้ยร้อยละ 3 ระยะเวลา 36 เดือน และส่วนใหญ่เห็นด้วยกับการติดตั้งโฆษณาบนรถแท็กซี่เพื่อเพิ่มรายได้ กลุ่มสหกรณ์และอู่แท็กซี่มีความเห็นว่า จำนวนผู้โดยสารลดลงจากการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส COVID-19 นโยบายที่ให้พนักงาน Work From Home อีกทั้งรัฐยังไม่สนับสนุนกลุ่มแท็กซี่ในประเด็นที่เรียกร้องเท่าที่ควรทั้งนโยบายส่วนลดก๊าซและการผ่อนชำระหนี้ (ค่างวด) นโยบาย soft loan ที่รัฐออกมาใช้ไม่ได้จริงเนื่องจากกลุ่มที่ได้เงินช่วยเหลือจะเป็นกลุ่มที่มีเครดิตดีเท่านั้น (9) มุมมองของรายได้ พบว่าคนขับมีรายได้ลดลงและต้นทุนสูงขึ้น และรัฐควรปรับราคามิเตอร์ขึ้นไม่เกินร้อยละ 20 จากราคาปัจจุบัน ระบบการคิดค่ารถติดไม่สามารถใช้ได้จริง เนื่องจากเงื่อนไขที่กำหนดไม่สอดคล้องสภาพการจราจรในกรุงเทพฯ (10) แอปพลิเคชันของภาครัฐ (Taxi OK) มีกระบวนการทำงานไม่เหมาะสม ควรให้เอกชนจัดทำเอง เนื่องจากมีเงินทุนด้านการตลาดและความสามารถในการแข่งขันที่เหนือกว่า งานวิจัยพบว่ากลุ่มผู้ใช้บริการและผู้ขับรถแท็กซี่รู้จัก Grab เกือบทั้งหมด และกว่าครึ่งรู้จัก Line man กลุ่มคนขับรถแท็กซี่จะรู้จักแอปพลิเคชัน Taxi OK มากกว่าผู้ใช้บริการอย่างมีนัยสำคัญ (11) พฤติกรรมการเรียกรถของกลุ่มไม่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐจะเรียกรถผ่านแอปพลิเคชันร้อยละ 57 ในขณะที่กลุ่มผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ยังคงเรียกแท็กซี่ด้วยวิธีการโบกเป็นหลักถึงร้อยละ 78 สำหรับในกลุ่มของผู้ขับขี่มีการติดตั้งแอปพลิเคชันเพื่อรับผู้โดยสารประมาณร้อยละ 56 ของกลุ่มตัวอย่าง โดยที่ทั้งผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่นิยมใช้คือ Grab ที่ผู้ใช้บริการมีความพึงพอใจถึงร้อยละ 82 ผู้ใช้บริการไม่ใช้แอปพลิเคชัน Taxi OK เนื่องจากใช้งานยาก (12) ผู้ขับขี่ที่สมัครแอปพลิเคชัน พบว่าทำให้รายได้ต่อวันเพิ่มขึ้น เพิ่มความถี่ในการรับผู้โดยสารต่อวัน และรับลูกค้าได้ง่ายขึ้น ส่วนกลุ่มผู้ขับขี่ที่ไม่ได้ใช้แอปพลิเคชัน Taxi OK เนื่องจากไม่ได้รับความนิยมและฐานลูกค้าน้อย มีแอปพลิเคชั่นที่ใช้งานอยู่แล้ว GPS ไม่เสถียร ปักหมุดไม่ตรง และแอปพลิเคชัน มีปัญหาบ่อย กลุ่มสหกรณ์และอู่แท็กซี่มีความเห็นว่า Taxi OK มีปัญหาด้านระบบการทำงานที่ทำงานคล้ายศูนย์แท็กซี่ ซึ่งต้องกระจายงานต่อไปยังอู่ต่างๆ ทำให้เกิดความล่าช้าในการรับงาน การรับงานซ้ำซ้อน มีการเรียกเก็บเงินค่าติดตั้งแรกเข้า และค่าใช้จ่ายรายเดือนซึ่งตกเป็นภาระของผู้ขับขี่แท็กซี่

3. ข้อเสนอแนะจากงานวิจัย มีดังนี้ (1) ลดภาระค่าใช้จ่ายแก่ผู้ขับขี่รถแท็กซี่ โดยใช้นโยบายการให้สินเชื่อดอกเบี้ยต่ำสำหรับผู้ที่กำลังผ่อนและผู้ที่ออกรถใหม่ จัดทำนโยบายเพื่อลดค่าใช้จ่ายในการผ่อนชำระค่างวดผ่านสินเชื่อดอกเบี้ยต่ำ และการเพิ่มระยะเวลาการผ่อนชำระค่างวด ทั้งนี้ ควรจัดทำกฎเกณฑ์ที่ชัดเจนในการคัดกรองผู้ที่ได้รับผลกระทบอย่างแท้จริงควบคู่ด้วย (2) เพิ่มรายได้แก่ผู้ขับขี่รถแท็กซี่โดยผลักดันให้ผู้ขับขี่แท็กซี่สามารถเลือกใช้แอปพลิเคชันที่มีประสิทธิภาพต่อการให้บริการผู้โดยสาร พัฒนาการบริการของรถบริการสาธารณะให้มีคุณภาพทัดเทียมกัน ภาครัฐควรกำหนดนโยบายและมาตรฐานการบริการเพื่อส่งเสริมให้คุณภาพการบริการรถแท็กซี่ที่ดีขึ้น เช่น กลไกเพื่อจูงใจให้ผู้ขับแท็กซี่ไม่ปฏิเสธผู้โดยสารและสนับสนุนการติดตั้งโฆษณาบนรถแท็กซี่ โดยมีมาตรการกำหนดอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสม (3) เพิ่มรูปแบบการเดินทางโดยแท็กซี่ผ่านงบจากบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ พิจารณาให้สามารถใช้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐกับกลุ่มรถแท็กซี่ได้จากเดิมที่มีเพียงรถไฟฟ้า BTS และ MRT เท่านั้น

มติของที่ประชุม

ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 318 บาท ต่อไปอีก 3 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ขยายระยะเวลาถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 (2) เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 ขยายระยะเวลาถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และ (3) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2563 ขยายระยะเวลาถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 และรับทราบแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG ตามที่ฝ่ายเลขานุการเสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง

2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ด้านการผลิต การใช้ การจัดหา และการส่งออก สำหรับแผนในเดือนมีนาคม 2564 มีดังนี้ (1) การผลิต คาดว่าปริมาณการผลิตภายในประเทศมีเพียงพอต่อความต้องการใช้โดยปริมาณผลิตภายในประเทศ อยู่ประมาณ 299,800 ตัน (2) ความต้องการใช้ คาดว่าความต้องการใช้ภายในประเทศเพิ่มขึ้นเนื่องจากความต้องการใช้ในภาคเชื้อเพลิงและในภาคปิโตรเคมีเพิ่มขึ้น โดยปริมาณความต้องการใช้ภายในประเทศ อยู่ประมาณ 490,496 ตัน (3) การนำเข้า คาดว่าเป็นการนำเข้าเพื่อส่งออกอยู่ประมาณ 15,500 ตัน และนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศ อยู่ประมาณ 32,000 ตัน (4) การส่งออก คาดว่าการส่งออกจากโรงกลั่น อยู่ประมาณ 18,500 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้า อยู่ประมาณ 9,000 ตัน ด้านราคาก๊าซ LPG มีดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนมีนาคม 2564 อยู่ที่ 610.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 15.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน (2) ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย วันที่ 1 ถึงวันที่ 19 มีนาคม 2564 อยู่ที่ 551.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 18.03 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน

3. จากราคาก๊าซ LPG Cargo (เฉลี่ย 2 สัปดาห์) ที่ปรับตัวลดลง และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 23 มีนาคม ถึงวันที่ 5 เมษายน 2564 ปรับตัวลดลง 17.9508 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และจากอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง 0.5337 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 0.1252 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 18.0760 บาทต่อกิโลกรัม (595.1108 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 17.9508 บาทต่อกิโลกรัม (580.7841 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดการจ่ายเงินชดเชย จาก 6.0872 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 5.9620 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท

4. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2563 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง และ ณ วันที่ 21 มีนาคม 2564 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะกองทุนสุทธิ 23,386 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 34,551 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 11,165 ล้านบาท ทั้งนี้ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,025 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่ายติดลบ 1,752 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่ายติดลบ 726 ล้านบาทต่อเดือน

5. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ในช่วงเดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 121 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 431 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 552 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ จากปริมาณการผลิตน้ำมันดิบสหรัฐฯ ที่ลดลง จากสภาพอากาศที่หนาวเย็นกว่าปกติในรัฐเท็กซัส ตั้งแต่สัปดาห์ที่ผ่านมาทำให้การผลิตน้ำมันดิบเฉลี่ยราว 1 ล้านบาร์เรลต่อวัน และโรงกลั่นน้ำมันราว 4 ล้านบาร์เรลต่อวัน ต้องหยุดดำเนินการ อีกทั้งมีความต้องการใช้โพรเพนเพิ่มขึ้นในภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมีของประเทศจีน จากสถานการณ์ดังกล่าว ฝ่ายเลขานุการฯ ข้อเสนอแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก LPG และบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และเพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง ปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 เมษายนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และแนวทางที่ 2 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม หรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง

6. ปัจจุบันรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ประกอบกับคาดการณ์ว่าสถานการณ์ราคา LPG ตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวลดลงในช่วงเดือนเมษายน ถึงเดือนมิถุนายน 2564 เนื่องจากความต้องการใช้โพรเพนลดลงในช่วงที่เริ่มเข้าสู่ฤดูร้อน ฝ่ายเลขานุการจึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 ตามแนวทางที่ 2 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ซึ่งส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ LPG มีรายจ่ายประมาณ 726 ล้านบาทต่อเดือน คาดว่าจะสามารถรองรับภาระการชดเชยราคา LPG ตามกรอบวงเงินที่ กบน. กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท ได้อีกประมาณ 5 เดือน ตั้งแต่ เดือนเมษายน ถึงเดือนสิงหาคม 2564 ทั้งนี้ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำเสนอเรื่อง การส่งเสริมการใช้เตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำ โดยมีการเปรียบเทียบค่าประสิทธิภาพ ต้นทุน การใช้งานและดูแลรักษา ระหว่างเตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำ และเตาแก๊ส ซึ่งพบว่าเตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำมีประสิทธิภาพที่ดีกว่า ต้นทุนต่ำกว่า และมีความสะดวกในการใช้งาน ตลอดจนสามารถลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ลงได้มากกว่า ทั้งนี้ กฟผ. มีแผนงานส่งเสริมการใช้เตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำเบอร์ 5 ในปี 2564 เพื่อลดปริมาณการใช้ LPG ภาคครัวเรือน

มติของที่ประชุม

เรื่องที่ 3 กรอบแผนพลังงานชาติ

สรุปสาระสำคัญ

1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติเห็นชอบแผนพลังงานทั้ง 4 แผน ดังนี้

(1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1)

(2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) (3) แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และ (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และให้กระทรวงพลังงานรับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้งพิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว

2. เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2563 กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมเชิงปฏิบัติการ เรื่อง คนพลังงานร่วมใจ สู่ทิศทางไทยในอนาคต เพื่อจัดทำทิศทางการขับเคลื่อนพลังงานไทยในอนาคต เป็นข้อมูลประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติ และกระทรวงพลังงานได้ศึกษาแผนพลังงานของต่างประเทศ พบว่ามีความตื่นตัวเรื่องการแก้ปัญหาการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (ภาวะโลกร้อน) โดยในภาคพลังงานให้ความสำคัญกับประเด็น Carbon Neutrality และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก และเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2564 กระทรวงพลังงาน ได้นำเสนอกรอบแผนพลังงานชาติ (National Energy Plan) ในการประชุมผู้บริหารระดับสูง โดยมีเป้าหมาย มุ่งสู่พลังงานสะอาดลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ และมีทิศทางนโยบาย (Policy Direction) 5 ข้อดังนี้ (1) ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคพลังงาน (2) ลงทุนพลังงานสีเขียว (3) ดำเนินนโยบาย 4D1E เพิ่มความสามารถในการแข่งขันภาคพลังงาน (4) เพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน (5) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับการเปลี่ยนผ่านด้านเทคโนโลยี โดยกรอบแผนพลังงานชาติได้แบ่งแนวทางดำเนินการตามนโยบาย 4D1E ซึ่งจะครอบคลุมการขับเคลื่อนพลังงานทั้งด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงานประกอบด้วย (1) Decarbonization คือ การลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคพลังงาน (2) Digitalization คือ การนำเทคโนโลยีดิจิทัลมาใช้ในการบริหารจัดการระบบพลังงาน (3) Decentralization คือ การกระจายศูนย์การผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐาน (4) Deregulation คือ การปรับปรุงกฎระเบียบเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงด้านนโยบายพลังงานที่จะสนับสนุนการใช้พลังงานสะอาดและลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (5) Electrification คือ การเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้า ทั้งนี้การดำเนินการทั้งหมดจะมีการสนับสนุนด้านข้อมูลจากศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ (National Energy Information Center: NEIC) ที่ให้ข้อมูลมาช่วยในการตัดสินใจเชิงนโยบาย รวมทั้งมีการพัฒนาศักยภาพบุคลากรด้านพลังงาน (Capacity Building) เพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงทางเทคโนโลยีที่เกิดขึ้น

3. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2564 กระทรวงพลังงานและกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมได้ประชุมร่วมกันเพื่อกำหนดปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ และกำหนดกรอบดำเนินการ 6 ด้าน ประกอบด้วย (1) การปรับพอร์ตการผลิตไฟฟ้าและการใช้เชื้อเพลิงสู่ Low Carbon (2) การเพิ่มสัดส่วนยานยนต์ไฟฟ้า (3) การบริหารจัดการของเสียผ่านโมเดลเศรษฐกิจสู่การพัฒนาที่ยั่งยืนประกอบด้วยเศรษฐกิจชีวภาพ เศรษฐกิจหมุนเวียน และเศรษฐกิจสีเขียว (Bio-Circular-Green Economy : BCG) (4) การใช้ผลิตภัณฑ์และบริการที่เกิดคาร์บอนต่ำ (5) การมุ่งสู่การปลอดการเผาในภาคเกษตร (Zero Burn) และการเกษตรอัจฉริยะ (Smart Farming) ผ่านโมเดล BCG และเทคโนโลยีดิจิทัล (6) การดักจับ กักเก็บ ใช้ประโยชน์และเทคโนโลยีไฮโดรเจน ทั้งนี้ เพื่อใช้เป็นข้อมูลในการกำหนดเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ภายในปี 2580 ตามกรอบแผนพลังงานชาติต่อไป

มติของที่ประชุม

เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ (National Energy Plan) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบกระทรวงพลังงานจัดทำรายละเอียด เพื่อเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป

Published in มติกบง.

การติดตามและประเมินผล

ความร่วมมือด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ

สหประชาชาติ

พิธีสารเกียวโต (Kyoto Protocol)

Bali Action Plan

ประเทศไทย

กระทรวงพลังงาน

คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)

คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.)

เอกสารเผยแพร่ / หนังสือ / สาระน่ารู้

การพัฒนาระบบบริหาร

ITA

คู่มือ/แบบฟอร์ม/รายงาน ของกองทุนพลังงาน

คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2552)

Children categories

กทอ (7)

คำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการและอนุกรรมการ (1)

คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (1)

คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (1)

คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม (1)

มติกพช.กบง. (487)

คำสั่งกพช.กบง. (37)

ประกาศกพชกบง (2012)

คำสั่งกนช. (3)

คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ 2/2563

คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ที่ 1/2564

กบง.ครั้งที่ 10/2564 (ครั้งที่ 32) วันพุธที่ 20 ตุลาคม พ.ศ. 2564

กบง.ครั้งที่ 9/2564 (ครั้งที่ 31) วันจันทร์ที่ 4 ตุลาคม พ.ศ. 2564

กบง.ครั้งที่ 8/2564 (ครั้งที่ 30) วันจันทร์ที่ 20 กันยายน พ.ศ. 2564

กพช. ครั้งที่ 154 วันพุธที่ 4 สิงหาคม พ.ศ. 2564

กบง.ครั้งที่ 7/2564 (ครั้งที่ 29) วันอังคารที่ 27 กรกฎาคม พ.ศ. 2564

กบง.ครั้งที่ 6/2564 (ครั้งที่ 28) วันจันทร์ที่ 28 มิถุนายน พ.ศ. 2564

กบง.ครั้งที่ 5/2564 (ครั้งที่ 27) วันศุกร์ที่ 14 พฤษภาคม พ.ศ. 2564

กบง.ครั้งที่ 4/2564 (ครั้งที่ 26) วันศุกร์ที่ 26 มีนาคม พ.ศ. 2564

More...

กพช. ครั้งที่ 153 วันพฤหัสบดีที่ 1 เมษายน พ.ศ. 2564

กบง.ครั้งที่ 3/2564 (ครั้งที่ 25) วันศุกร์ที่ 12 มีนาคม พ.ศ. 2564

กบง.ครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 24) วันอังคารที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2564

กบง.ครั้งที่ 1/2564 (ครั้งที่ 23) วันจันทร์ที่ 11 มกราคม พ.ศ. 2564