มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 5/2567 (ครั้งที่ 69)

วันพฤหัสบดีที่ 7 พฤศจิกายน 2567

1. การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                                           ประธานกรรมการ

(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                                          กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤติ ดังนี้ ภาวะปกติ ระยะสั้น (พ.ศ. 2565 ถึง พ.ศ. 2566) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว (พ.ศ. 2567 เป็นต้นไป) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว สำหรับภาวะวิกฤติ คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ) แบ่งเป็น 2 กรณี คือ หากราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า หรือ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 หรือร้อยละ 3 ตามลำดับ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 โดยกำหนดสัดส่วนการผสมน้ำมันไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่า ร้อยละ 20 โดยปริมาตร และ กบง. ได้มีการขยายมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลต่อไปอีก 3 ครั้ง เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 วันที่ 15 กันยายน 2566 และวันที่ 14 ธันวาคม 2566 ตามลำดับ โดยต่อมา เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบ แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเหลือ 2 ชนิด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี7 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 (หรือน้ำมัน บี 20 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 เป็นต้นไป

        2. สถานการณ์ราคาไบโอดีเซลวันที่ 4 - 10 พฤศจิกายน 2567 อยู่ที่ 48.33 บาทต่อลิตร โดยราคาไบโอดีเซลเฉลี่ยไตรมาส 1 ไตรมาส 2 และไตรมาส 3 ของปี 2567 อยู่ที่ 35.76 บาทต่อลิตร 35.96 บาทต่อลิตร และ 35.59 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ราคาน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2567 อยู่ที่ 46.38 บาทต่อกิโลกรัม ปรับตัวสูงขึ้นจากเดือนก่อนหน้าถึงร้อยละ 33 โดยราคา CPO เฉลี่ยไตรมาส 1 ไตรมาส 2 และไตรมาส 3 ของปี 2567 อยู่ที่ 33.37 บาทต่อกิโลกรัม 33.16 บาทต่อกิโลกรัม และ 33.16 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ ทั้งนี้ ราคาไบโอดีเซลปรับตัวสูงขึ้นเนื่องจากผลผลิตปาล์มลดลง และสถานการณ์ราคาน้ำมันถั่วเหลืองที่ปรับสูงขึ้น ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันปาล์มสูงขึ้น ส่งผลให้ราคา CPO ปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยกระทรวงพาณิชย์ได้ขอความร่วมมือไม่ให้ส่งออก CPO เพื่อรักษาสมดุลน้ำมันปาล์มในประเทศ ทั้งนี้ สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร (สศก.) ได้รายงานปริมาณสต๊อก CPO เดือนสิงหาคม 2567 อยู่ที่ 330,300 ตัน และคาดการณ์ปริมาณผลปาล์มน้ำมันเดือนกันยายน 2567 อยู่ที่ 1.29 ล้านตัน โดยปริมาณผลปาล์มที่ใช้ผลิตCPO เฉลี่ยอยู่ที่ 1.42 ล้านตัน คิดเป็น CPO 268,419 ตัน และมีความต้องการใช้ภายในประเทศ 205,868 ตัน ส่งออกรวม 114,466 ตัน คิดเป็นสต๊อกคงเหลือยกไปเดือนตุลาคม 2567 เท่ากับ 278,385 ตัน ซึ่งต่ำกว่าระดับสต๊อกที่เหมาะสมซึ่งอยู่ที่ประมาณ 300,000 ตัน ทั้งนี้ สศก. ได้คาดการณ์ปริมาณผลปาล์มน้ำมัน เดือนตุลาคม 2567 อยู่ที่ 1.11 ล้านตัน เดือนพฤศจิกายน 2567 อยู่ที่ 1.03 ล้านตัน และเดือนธันวาคม 2567 อยู่ที่ 1.01 ล้านตัน โดยลดลงตามลำดับ

        3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า จากสถานการณ์ราคาน้ำมันไบโอดีเซลวันที่ 4 - 10 พฤศจิกายน 2567 ซึ่งอยู่ที่ 48.33 บาทต่อลิตร ปรับเพิ่มขึ้นจากเดือนตุลาคม 2567 ซึ่งอยู่ที่ 40.10 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ต้นทุนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาเพิ่มสูงขึ้นประมาณ 0.54 บาทต่อลิตร โดยหากกองทุนน้ำมันฯ ยังคงเก็บเงินกองทุนในอัตราปัจจุบันที่ 0.87 บาทต่อลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาปรับเพิ่มขึ้นประมาณ 0.58 บาทต่อลิตร มาอยู่ที่ระดับ 33.52 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ การปรับลดสัดส่วนผสม ไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา จากร้อยละ 6.6 (น้ำมันดีเซล บี7) เป็นร้อยละ 5.0 (น้ำมันดีเซล บี5) จะสามารถลดต้นทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาลงได้ประมาณ 0.46 บาทต่อลิตร โดยปริมาณการใช้ไบโอดีเซลลดลงประมาณ 0.97 ล้านลิตรต่อวัน (คิดจากปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลเฉลี่ยเดือนกันยายน 2567 ซึ่งอยู่ที่ 60.76 ล้านลิตรต่อวัน ปริมาณการใช้ไบโอดีเซลของน้ำมันดีเซล บี7 ประมาณ 4.01 ล้านลิตรต่อวัน และการใช้ ไบโอดีเซลของน้ำมันดีเซล บี5 ประมาณ 3.04 ล้านลิตรต่อวัน) หรือคิดเป็นปริมาณ CPO ในภาคพลังงานลดลงประมาณ 0.85 พันตันต่อวัน (เดือนกันยายน 2567 น้ำมันดีเซล บี7 ใช้ CPO ประมาณ 3.49 พันตันต่อวัน และน้ำมันดีเซล บี5 ใช้ CPO ประมาณ 2.64 พันตันต่อวัน) นอกจากนี้ การปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลดังกล่าวจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีความยืดหยุ่นในการบริหารกองทุน มีสภาพคล่องดีขึ้น หรือในอนาคต อาจสามารถปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้ ดังนั้น เพื่อให้ราคาไบโอดีเซล ราคา CPO และปริมาณ สต๊อกน้ำมันปาล์มอยู่ในระดับที่เหมาะสม ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้ปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซล อยู่ที่ร้อยละ 5.0 เพื่อช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนได้เพิ่มขึ้น รวมถึงช่วยลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ลง ตั้งแต่วันที่ 21 พฤศจิกายน 2567 เป็นต้นไป ทั้งนี้ หากมีการปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลจากร้อยละ 6.6 (น้ำมันดีเซล บี7) เป็นร้อยละ 5.0 (น้ำมันดีเซล บี5) ณ วันที่ 7 พฤศจิกายน 2567 โครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาที่มีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลเป็นร้อยละ 5.0 (น้ำมันดีเซล บี5) จะมีราคา ณ โรงกลั่นลดลง จากเดิม 21.43 บาทต่อลิตร มาอยู่ที่ 20.97 บาทต่อลิตร โดยหากคงค่าการตลาดในระดับเดิมที่ 1.84 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกอยู่ในระดับเดิมที่ 32.94 บาทต่อลิตร จะทำให้สามารถพิจารณาปรับอัตราเงิน กองทุนน้ำมันฯ จากเดิมอยู่ที่ 0.87 บาทต่อลิตร เป็น 1.33 บาทต่อลิตร เพื่อช่วยลดภาระของกองทุนน้ำมันฯ ลงได้

        4. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้หารือกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ถึงผลกระทบในการปรับสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล โดยทั้ง 2 หน่วยงานได้มีความเห็น ดังนี้

                4.1 ธพ. ได้มีความเห็นว่า ไม่มีข้อขัดข้องต่อการดำเนินการดังกล่าว เนื่องจากในด้านเทคนิคไม่ส่งผลกระทบต่อการใช้งานกับรถยนต์ ซึ่งในส่วนของการออกประกาศ ธพ. กำหนดลักษณะและคุณภาพ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา โดยกำหนดสัดส่วนผสมไปโอดีเซลเป็นไม่ต่ำกว่าร้อยละ ๕.๐ โดยปริมาตร และไม่สูงกว่าร้อยละ ๗ โดยปริมาตร จะต้องมีขั้นตอนการดำเนินการซึ่งโดยทั่วไปใช้ระยะเวลารวม ๒๕ วัน นับจากวันที่ กบง. มีมติเห็นชอบ แต่ในกรณีที่เป็นนโยบายเร่งด่วนเพื่อบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ก็สามารถดำเนินการโดยใช้ระยะเวลา ๑๔ วัน นับจากวันที่ กบง. มีมติเห็นชอบ ซึ่งเป็นเหตุผลความจำเป็น ตามข้อ ๔ ของคำแนะนำของคณะกรรมการพัฒนากฎหมาย เรื่อง การรับฟังความคิดเห็นของผู้เกี่ยวข้องประกอบการจัดทำร่างกฎหมาย และต้องขอความร่วมมือจากสำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ให้เร่งดำเนินการลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นกรณีพิเศษ ทั้งนี้ เห็นสมควรประสาน พพ. ในฐานะกรรมการ ในคณะอนุกรรมการบริหารจัดการสมดุลน้ำมันปาล์ม และคณะอนุกรรมการเพื่อบริหารจัดการปาล์มน้ำมัน และน้ำมันปาล์มด้านการตลาด ซึ่งแต่งตั้งภายใต้คณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) และในฐานะผู้ช่วยเลขานุการใน กนป. นำเรื่องการปรับลดสัดส่วนไบโอดีเซลเป็นน้ำมันดีเซล บี5 แจ้งต่อคณะอนุกรรมการ ทั้ง ๒ คณะดังกล่าว และ กนป. เพื่อทราบ และแจ้งต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อพิจารณาปริมาณสต๊อก และระดับราคาของน้ำมันปาล์มที่เหมาะสมต่อไป

                4.2 พพ. ได้มีความเห็นว่า จากข้อมูลราคาไบโอดีเซลต่อราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซล บี0 ในช่วงวันที่ 1 มกราคม 2567 – วันที่ 4 พฤศจิกายน 2567 พบว่า ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2567 ราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่าของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซล บี0 และตั้งแต่วันที่ 29 ตุลาคม 2567 สูงกว่า 2.5 เท่าของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซล บี0 ทั้งนี้ พพ. ได้ประมาณการสมดุลน้ำมันปาล์มโดยอาศัยข้อมูลของคณะอนุกรรมการบริหารจัดการสมดุลน้ำมันปาล์ม และคณะกรรมการกลางว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ (กกร.) ย้อนหลัง 5 ปี สรุปได้ว่า (1) กรณีคงสัดส่วนผสมน้ำมันดีเซล บี7 พบว่าสต็อก CPO ปลายปีในเดือนธันวาคม 2567 จะอยู่ที่ประมาณ 143,543 ตัน ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อการบริโภค และผลผลิตจะเริ่มเข้าสู่ตลาด ตั้งแต่เดือนมกราคม 2568 ถึงเดือนมิถุนายน 2568 ทำให้สต็อกกลางปีหน้าในเดือนมิถุนายน 2568 อยู่ที่ประมาณ 412,709 ตัน และ (2) กรณีปรับสัดส่วนผสมเป็นน้ำมันดีเซล บี5 พบว่าสต็อก CPO ปลายปีในเดือนธันวาคม 2567 จะอยู่ที่ประมาณ 180,830 ตัน ซึ่งจะทำให้ปริมาณการใช้ CPO ในภาคพลังงานลดลงประมาณ 28,000 ตันต่อเดือน และผลผลิตจะเริ่มเข้าสู่ตลาดตั้งแต่เดือนมกราคม 2568 ถึงเดือนมิถุนายน 2568 ทำให้สต็อกกลางปีหน้าในเดือนมิถุนายน 2568 อยู่ที่ประมาณ 618,730 ตัน

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5.0 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ทั้งนี้ ตั้งแต่วันที่ 21 พฤศจิกายน 2567 เป็นต้นไป จนกว่าจะมีมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเปลี่ยนแปลง

    2. มอบหมายให้ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. 2567 ให้สอดคล้องกับการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล ตามข้อ 1

    3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ นำเสนอการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 4/2567 (ครั้งที่ 68)

วันพุธที่ 25 กันยายน 2567

1. แผนการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ค.ศ. 2025 - 2050

2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

3. การปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

4. อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม และอาคารธุรกิจ

5. แผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                                           ประธานกรรมการ

(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                                          กรรมการและเลขานุการ

(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)

เรื่องที่ 1 แผนการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ค.ศ. 2025 - 2050

สรุปสาระสำคัญ

        1. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้จัดทำแผนปฏิบัติการด้านพลังงาน พ.ศ. 2567 - 2580 (แผนพลังงานชาติ) ซึ่งมีผลต่อทิศทางการพัฒนาพลังงานที่สำคัญ และสอดรับกับการกำหนดเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ของประเทศภายในปี ค.ศ. 2050 ทั้งนี้ การเร่งจัดหาพลังงานสะอาดที่พึ่งพาได้เพื่อช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (GHG) พร้อมรักษาความสามารถในการตอบสนองความต้องการด้านพลังงานโดยการผลักดันการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน เป็นแนวทางหนึ่งซึ่งจะช่วยให้บรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอนพร้อมการสร้างความมั่นคงทางพลังงานได้ สนพ. จึงได้ศึกษาและจัดทำแนวทางการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนเชิงพาณิชย์ในภาคพลังงาน ที่ครอบคลุมมิติ ด้านสิ่งแวดล้อม เศรษฐศาสตร์ และสังคม ที่เหมาะสมกับบริบทของประเทศ โดยกำหนดวิสัยทัศน์และเป้าหมายให้ประเทศไทยมีความพร้อมในการใช้ไฮโดรเจนเชิงพาณิชย์ในภาคพลังงานตั้งแต่ปี ค.ศ. 2030 และเติบโต อย่างยั่งยืนจนเป็นหนึ่งในทางเลือกที่สำคัญสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอนภายในปี ค.ศ. 2050 โดยมียุทธศาสตร์ 4 ด้านประกอบด้วย ยุทธศาสตร์ที่ 1 พัฒนาตลาดและสร้างแรงจูงใจให้กับผู้ใช้ ยุทธศาสตร์ที่ 2 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรม ยุทธศาสตร์ที่ 3 พัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน และยุทธศาสตร์ที่ 4 ปรับปรุงกฎระเบียบและมาตรฐาน นอกจากนี้ สนพ. ได้แต่งตั้งคณะทำงานขับเคลื่อนด้านนโยบายไฮโดรเจนของประเทศไทย (คณะทำงานฯ) โดยมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (ผอ.สนพ.) เป็นประธาน และมีหน่วยงานทั้งภาครัฐและเอกชนที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมเป็นคณะทำงาน เพื่อพิจารณาเสนอแนะเป้าหมายและนโยบายการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ทั้งในระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาว ตลอดจนจัดทำแผนกลยุทธ์และแผนปฏิบัติการการขับเคลื่อนนโยบายไฮโดรเจนของประเทศไทย

        2. คณะทำงานฯ ได้จัดทำแผนการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ค.ศ. 2025 – 2050 และแผนปฏิบัติการการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ระยะสั้น ค.ศ. 2025 - 2030 โดยได้พิจารณาให้เชื่อมโยงกับแผนพลังงานชาติ แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567 - 2580 (PDP 2024) ซึ่งกำหนดสัดส่วนผสมไฮโดรเจนกับก๊าซธรรมชาติในสัดส่วนร้อยละ 5 ตั้งแต่ ปี พ.ศ. 2573 เป็นต้นไป และแผนปฏิบัติการด้านพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2567 - 2580 (AEDP 2024) ซึ่งกำหนดให้ไฮโดรเจนเป็นเชื้อเพลิงชีวภาพทางเลือกอื่น มีเป้าหมาย ณ ปี พ.ศ. 2580 เท่ากับ 4 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้

                2.1 ยุทธศาสตร์ที่ 1 พัฒนาตลาดและสร้างแรงจูงใจให้กับผู้ใช้ เพื่อส่งเสริมการใช้ไฮโดรเจนสำหรับกลุ่มเป้าหมาย (โรงไฟฟ้า โรงงานอุตสาหกรรม และยานยนต์) ทดแทนการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิล ด้วยการพัฒนาโครงการนำร่อง มาตรการสนับสนุนด้านการเงินและการลงทุนสำหรับกลุ่มผู้ใช้ พัฒนากลไกราคาที่มีการพิจารณาเกณฑ์การปล่อย GHG โดยระยะสั้น ค.ศ. 2025 - 2030 เป็นช่วงของการเตรียมพร้อม ระยะกลาง ค.ศ. 2031 - 2040 เป็นช่วงของการเริ่มต้นพัฒนาตลาดผู้ใช้ในเชิงพาณิชย์ และระยะยาว ค.ศ. 2041 - 2050 เป็นช่วงของการสนับสนุนให้เกิดการเติบโตของตลาดอย่างยั่งยืน

                2.2 ยุทธศาสตร์ที่ 2 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรม เพื่อสนับสนุนให้เกิดการผลิตไฮโดรเจนในประเทศ ลดการพึ่งพาการนำเข้าด้วยการส่งเสริมการวิจัยและพัฒนารูปแบบธุรกิจใหม่ มาตรการสนับสนุนด้านการเงินและการลงทุนสำหรับผู้ประกอบการ และพัฒนาตลาดและกลไกการซื้อขายคาร์บอน โดยระยะสั้น เป็นช่วงของการวิจัยและพัฒนา ระยะกลาง เป็นช่วงของการสร้างขีดความสามารถในการแข่งขันให้แก่ผู้ประกอบการไฮโดรเจนในประเทศ และระยะยาว เป็นช่วงของการมุ่งสู่ความยั่งยืน

                2.3 ยุทธศาสตร์ที่ 3 พัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อเตรียมความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐาน รองรับการเติบโตของอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้องกับการผลิต การจัดเก็บ การขนส่ง การใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน รวมถึงการซื้อขายไฮโดรเจนระหว่างประเทศ ด้วยการพัฒนาโครงข่ายระบบท่อสำหรับเชื้อเพลิงผสม พัฒนาระบบจัดเก็บ ขนส่ง และสถานีเติมไฮโดรเจน พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับเทคโนโลยีไฮโดรเจน และแอมโมเนีย หน่วยงานหลักที่รับผิดชอบ และกรอบเวลาการดำเนินงาน โดยระยะสั้น เป็นช่วงของการเตรียมความพร้อม ระยะกลาง เป็นช่วงของการพัฒนาระบบรองรับตลาดเชิงพาณิชย์ และระยะยาว เป็นช่วงของการขยายโครงสร้าง พื้นฐานรองรับตลาดใหม่

                2.4 ยุทธศาสตร์ที่ 4 ปรับปรุงกฎระเบียบและมาตรฐาน เพื่อเตรียมความพร้อมด้านกฎหมาย มาตรฐาน และข้อกำหนดต่าง ๆ รองรับการจัดหาและการใช้งานไฮโดรเจนตลอดห่วงโซ่คุณค่า โดยระยะสั้น เป็นช่วงของการเตรียมความพร้อม จำเป็นต้องเตรียมการด้านกฎหมาย กฎระเบียบ และมาตรฐานต่าง ๆ รองรับการใช้ในเชิงพาณิชย์ให้ครอบคลุมการดำเนินการในทุกขั้นตอน ตั้งแต่การผลิต การจัดเก็บ การขนส่ง ไปจนถึงการใช้งาน ระยะกลางและระยะยาว เป็นช่วงของการติดตาม ประเมิน และปรับปรุง โดยเป็นช่วงของการเติบโต ของตลาดผู้ใช้ไฮโดรเจนสำหรับภาคพลังงานในระยะกลางและระยะยาว อาจมีการพัฒนารูปแบบธุรกิจ และเทคโนโลยีใหม่ ทำให้ต้องมีการศึกษา ติดตาม และทบทวนกฎหมาย ระเบียบ และมาตรฐานที่เกี่ยวข้องเป็นระยะ

        3. แผนปฏิบัติการการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ระยะสั้น ค.ศ. 2025 - 2030 เป็นการเตรียมความพร้อมสำหรับการใช้และการจัดหาไฮโดรเจนสำหรับประเทศไทยที่จะผลักดัน ให้เกิดการใช้และการผลิตไฮโดรเจนในเชิงพาณิชย์ภายในปี ค.ศ. 2030 โดยการนำไฮโดรเจนไปใช้ใน 3 ภาคส่วน ประกอบด้วย ภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง ทั้งนี้ สาระสำคัญของยุทธศาสตร์ที่ 1 พัฒนาตลาดและสร้างแรงจูงใจให้กับผู้ใช้ ประกอบด้วยกลยุทธ์ (1) พัฒนาโครงการนำร่อง (2) มาตรการสนับสนุนด้านการเงินและการลงทุนสำหรับกลุ่มผู้ใช้ไฮโดรเจน และ (3) พัฒนากลไกราคาที่มีการพิจารณาเกณฑ์การปล่อย GHG ยุทธศาสตร์ที่ 2 ส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรม ประกอบด้วยกลยุทธ์ (1) ส่งเสริม การวิจัยและพัฒนารูปแบบธุรกิจใหม่ (2) มาตรการสนับสนุนด้านการเงินและการลงทุนสำหรับผู้ประกอบการ และ (3) พัฒนาตลาดและกลไกการซื้อขายคาร์บอน ยุทธศาสตร์ที่ 3 พัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน ประกอบด้วย กลยุทธ์ (1) พัฒนาโครงข่ายระบบท่อสำหรับเชื้อเพลิงผสม (2) พัฒนาระบบจัดเก็บ ขนส่ง และสถานี เติมไฮโดรเจน และ (3) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับเทคโนโลยีไฮโดรเจนและแอมโมเนีย และยุทธศาสตร์ที่ 4 ปรับปรุงกฎระเบียบและมาตรฐาน ประกอบด้วยกลยุทธ์การปรับปรุงกฎระเบียบและมาตรฐาน

มติของที่ประชุม

    รับทราบแผนการพัฒนาการผลิตและการใช้ไฮโดรเจนในภาคพลังงาน ค.ศ. 2025 - 2050

เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2567 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้ (1) เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2567 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2567 และ (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป

        2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นตามความต้องการที่เพิ่มขึ้นเนื่องจากภูมิภาคเอเชียกำลังจะเข้าสู่ฤดูหนาวทำให้ผู้ซื้อในเอเชียรวมถึงประเทศอินเดียและญี่ปุ่นเตรียมกักตุนเชื้อเพลิงสำหรับใช้ทำความร้อน โดยในอนาคตราคาบิวเทนอาจเพิ่มขึ้นเมื่อเทียบกับราคาโพรเพน เนื่องจากความต้องการบิวเทนเป็นวัตถุดิบตั้งต้นของสหรัฐอเมริกามักจะเพิ่มขึ้นในช่วงฤดูหนาว ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG พบว่า ราคา LPG ตลาดโลกในเดือนมิถุนายน 2567 ถึงเดือนกันยายน 2567 เพิ่มขึ้นประมาณ 46.34 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือคิดเป็นร้อยละ 8 จาก 558.44 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ในเดือนมิถุนายน 2567 เพิ่มขึ้นเป็น 604.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 18 กันยายน 2567 โดยจากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 0.2259 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 22.6265 บาทต่อกิโลกรัม (659.11 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 22.4006 บาทต่อกิโลกรัม (658.76 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยลดลงจาก 4.0956 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 3.8697 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 423 บาท

         3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 22 กันยายน 2567 มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 101,343 ล้านบาท แยกเป็น บัญชีน้ำมันติดลบ 53,875 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 47,468 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,336 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,182 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายรับ 154 ล้านบาทต่อเดือน

        4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้นตามฤดูกาล ส่งผลให้ราคาก๊าซ LPG นำเข้ารวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ณ วันที่ 18 กันยายน 2567 อยู่ที่ 659 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 415 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม แต่เนื่องจากฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ยังคงติดลบสูงถึง 47,468 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG มีรายรับเพิ่มขึ้น และไม่ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคา ขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มไปที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 659 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 22 กันยายน 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG อยู่ที่ ติดลบ 47,468 ล้านบาท หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 จะทำให้ ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 47,006 ล้านบาท หรือติดลบ 46,091 ล้านบาท ตามลำดับ

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567

    2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป

เรื่องที่ 3 การปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

สรุปสาระสำคัญ

        1. วันที่ 4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ดำเนินการตามมติที่ กพช. มอบหมาย ต่อมาวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 กพช. ได้พิจารณา เรื่อง แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กกพ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยให้เหมาะสม และรายงานผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบต่อไป

        2. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 กพช. ได้พิจารณา เรื่อง การทบทวนแนวทางการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบในหลักการการทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยมีสรุปสาระสำคัญที่เกี่ยวข้องกับการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ รูปแบบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แบ่งเป็น 2 กลุ่ม คือ 1) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ คุณภาพ และราคา (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) รวมถึงผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคอุตสาหกรรม และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ ทั้งนี้ ได้กำหนดให้ผู้จัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่จัดหาได้ให้กับผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของประเทศ (Pool Manager) เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ และซื้อก๊าซธรรมชาติออกจาก Pool Gas ตามปริมาณที่จัดหาและนำเข้า Pool Gas ตลอดจนมอบหมายให้ ปตท. เป็น Pool Manager ทั้งนี้ ให้จัดตั้ง เป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. โดยมีกระบวนการแบ่งขอบเขตงานที่ชัดเจน (Ring Fenced) โดยมอบหมายให้ กกพ. ทำหน้าที่พิจารณาดำเนินการให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณา 2) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ และคุณภาพ (Partially Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ที่ไม่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ และ (2) มอบหมายให้ กบง. เป็นผู้ติดตามการดำเนินการ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สามารถปฏิบัติได้ เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวได้ ให้ กบง. จัดทำข้อเสนอแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใหม่ และนำเสนอ กพช. อีกครั้ง ต่อมา เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติ ที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงให้ใช้ต้นทุน ราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือน มกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับ ความเห็นชอบจาก กพช. โดยมอบหมายให้ กกพ. และกระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ

        3. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติในปัจจุบันตามประกาศของ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติสำหรับผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2564 ที่ได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2564 กำหนดให้โครงสร้างราคาขายส่งสำหรับกิจการจัดหา และค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 โดยสามารถสรุปโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ราคา ก๊าซธรรมชาติที่ขายให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยก๊าซธรรมชาติอ่าวไทย (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (Zone 1) ทั้งนี้ ได้คำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (Zone 1) ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด (รวมค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย ประเทศไทย จำกัด) ตามแนวทางที่ กกพ. ได้นำเสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2561 กลุ่มที่ 2 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ปตท. ขายในกลุ่ม Old Supply ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซ (รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ ในทะเล) ก๊าซธรรมชาติจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา (เมียนมา) ณ ชายแดน และก๊าซ LNG (รวมค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ) หรือ Pool Gas (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่ง ก๊าซธรรมชาติ และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 2 – Zone 4) ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 5) และกลุ่มที่ 3 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ New Shipper ขายไฟฟ้า ให้โรงไฟฟ้าที่จ่ายเข้าระบบใน Regulated Market ประกอบด้วย (1) ราคา LNG (2) ค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ (3) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (4) ค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 3) โดยการกำกับราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติแต่ละแหล่งอยู่ภายใต้การดูแลจาก ภาคนโยบายตามราคาสัมปทานของผู้ผลิตแต่ละแหล่งและการเปลี่ยนแปลงดัชนีอ้างอิงในตลาดโลก สำหรับ การกำกับดูแลอัตราค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ เมื่อมีการนำเนื้อก๊าซเข้ามาในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลตามมาตรา 64 และมาตรา 65 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อกำกับต้นทุนที่จะส่งผ่านค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้พลังงานขั้นสุดท้าย (End Users)

        4. การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 กำหนดกลุ่มลูกค้า และโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ กลุ่มลูกค้าก๊าซธรรมชาติสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซ ประกอบด้วย 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (2) กลุ่ม Regulated Market และ (3) กลุ่ม Partially Regulated Market โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ มีดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาเนื้อ ก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (2) ราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ ก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาจากเมียนมา และก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาในรูปแบบ LNG (3) ราคา ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติในทะเล (4) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาจากเมียนมา เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติเพื่อนำส่งก๊าซธรรมชาติมายังประเทศไทย (5) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามา ในรูปแบบ LNG เป็นราคา LNG ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า และค่าบริการสถานี LNG (6) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจากผู้บริหารระบบส่งและศูนย์ควบคุมการส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator: TSO) ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ บนบกเท่านั้น (ไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล) โดยมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ตามมติ กพช. ได้มอบหมายให้ ปตท. เป็น Pool Manager โดยให้จัดตั้งเป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. และมีกระบวนการแบ่งขอบเขตงานที่ชัดเจน มีหน้าที่ทำสัญญาเพื่อรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market คำนวณราคาก๊าซเฉลี่ย และทำสัญญาเพื่อขายก๊าซให้กับ Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน (Pool Gas) ตามปริมาณก๊าซที่ Shipper นั้น ๆ จัดหาและนำเข้า Pool Gas

        5. เมื่อวันที่ 10 เมษายน 2567 กกพ. ได้เห็นชอบข้อเสนอการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ดังนี้

                5.1 ปรับปรุงชื่อราคาก๊าซธรรมชาติในองค์ประกอบของสูตรราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง อ่าวไทย จากเดิมที่ใช้ Gulf Gas เป็น Gulf Price และราคาก๊าซธรรมชาติในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน จากเดิมที่ใช้ Pool Gas เป็น Pool Price เพื่อให้มีความเหมาะสมมากยิ่งขึ้น

                5.2 ปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อให้เป็นไปตามนโยบายของ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 ซึ่งกำหนดให้ ปตท. ทำหน้าที่เป็น Pool Manager และมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ที่ให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิต LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจาก อ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ

                5.3 การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติในแต่ละเดือนตามการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคา ข้อ 5.1 และข้อ 5.2 ให้คำนวณตามสูตรการคำนวณและนิยามของตัวแปรตามองค์ประกอบของโครงสร้างราคา ก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Price) ให้คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รับซื้อก๊าซธรรมชาติจากผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทุกสัญญาที่หักปริมาณก๊าซธรรมชาติเพื่อเป็นเชื้อเพลิงที่ TSO ใช้ดำเนินการเกี่ยวกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล ตามสูตร Gulf Price =  โดยที่ i คือ สัญญาผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย (2) ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา (Myanmar Price) ให้คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รับซื้อจากผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในเมียนมา ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติ ที่ส่งมอบมายังประเทศไทย ซึ่งรวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติและค่าใช้จ่ายอื่น ๆ ในการนำเข้า ทั้งนี้ ให้หักปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติของ TSO ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงของสถานีเพิ่มความดัน Saiyok Compressor Station (SCS) เพื่อจัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ สำหรับนำไปคำนวณในราคา Pool Price ตามสูตร Myanmar Price =  โดยที่ j คือ สัญญาผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในเมียนมา (3) ราคาเฉลี่ย ของเนื้อก๊าซ LNG (LNG Price) ให้คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้ามาในรูปแบบ LNG ซึ่งจัดหาโดย Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ที่จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ Shipper ทุกราย โดยราคา LNG ของ Shipper แต่ละรายให้ใช้วิธีการคำนวณแบบ Moving Average ตามราคาและปริมาณนำเข้าและคงค้างในถังเก็บแต่ละเดือนของ Shipper รายนั้น ๆ ทั้งนี้ ราคา LNG นำเข้า ที่นำมาใช้ในการคำนวณให้รวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้าตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด ตามสูตร LNG Price = โดยที่ k คือ Shipper ที่นำเข้า LNG และ (4) ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Price) สำหรับกลุ่ม Regulated Market ให้ Pool Manager คำนวณราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณขายก๊าซธรรมชาติของ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ทุกราย ซึ่งเป็นผลรวมของมูลค่าก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย เมียนมา และ LNG ที่ Shipper จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ หารด้วยผลรวมของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ Shipper โดยมีรายละเอียดมูลค่าและปริมาณก๊าซธรรมชาติที่นำมาคำนวณในแต่ละเดือน ตามสูตร Pool Price = [C_Gulf + C_MMR + C_LNG] / Q_pool โดยที่ 1) มูลค่าก๊าซธรรมชาติอ่าวไทย (C_Gulf) คือ มูลค่าก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รับซื้อจากผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทุกสัญญา ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยคำนวณจาก Gulf Price รวมค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับระบบ ท่อส่งก๊าซธรรมชาตินอกชายฝั่ง (Td_zone1 และ Tc_zone1) ตามอัตราที่ กกพ. กำหนด คูณกับปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ ไม่รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติส่วนที่โรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กำหนด ตามสูตร C_Gulf = (Gulf _Price + Td_Zone1 + Tc_Zone1) x (Q_Gulf – Q_LPG) 2) มูลค่าก๊าซธรรมชาติเมียนมา (C_MMR) คือ มูลค่าเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper จัดหาจากเมียนมา ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดส่งให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ตามสูตร C_MMR = Myanmar Price x Q_MMR 3) มูลค่าก๊าซธรรมชาติเหลว (C_LNG) คือ มูลค่า LNG ที่ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market จัดหาตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการให้บริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซส่วนของต้นทุนคงที่ (Ld) และส่วนของต้นทุนผันแปร (Lc) ตามสูตร และ 4) ปริมาณก๊าซธรรมชาติ (Q_pool) คำนวณจากผลรวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market จัดส่งให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ Shipper ซึ่งไม่รวมปริมาณก๊าซธรรมชาติที่โรงแยกก๊าซธรรมชาตินำไปใช้ผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กำหนด ตามสูตร Q_pool = (Q_Gulf – Q_LPG) + Q_MMR + Q_LNG โดยในกรณีเกิดวิกฤตราคาพลังงานให้นำราคาและปริมาณเชื้อเพลิง ได้แก่ น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา ก๊าซ LNG หรือเชื้อเพลิงอื่นที่มีมูลค่าเทียบเท่าค่าความร้อนของก๊าซธรรมชาติที่ต้องนำเข้าเพิ่มขึ้น ในช่วงเวลาเดียวกัน ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 และเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 หรือที่ กพช. กำหนดเพิ่มเติมให้นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าในระบบของ กฟผ. แทนการนำเข้า LNG ส่วนเพิ่ม เพื่อลดต้นทุนการนำเข้าพลังงานโดยรวมของประเทศไทยตามที่ กกพ. กำหนด (หน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู) ทั้งนี้ การคำนวณราคาเฉลี่ยของ เนื้อก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่น ให้เป็นไปตามราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทานในแต่ละเดือน

                5.4 การทบทวนองค์ประกอบของโครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับกิจการจัดหา และค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ (Wholesale Price: W) จำแนกตามกลุ่มลูกค้าได้ 3 กลุ่ม โดยมีข้อเสนอทบทวนสูตรการคำนวณราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ดังนี้ กลุ่มที่ 1 กลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ส่วนนำไปใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ตามสูตร W_{โรงแยกก๊าซ} (LPG) = Gulf Price + [S_{1,โรงแยกก๊าซ} + S_{2,โรงแยกก๊าซ}] + [Td_zone1 + Tc_zone1] และ (2) การซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ส่วนที่เหลือจากการนำไปใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงตามข้อ (1) ตามสูตร W_{โรงแยกก๊าซ (OTHERS)} = Pool Price + [S_{1,โรงแยกก๊าซ} + S_{2,โรงแยกก๊าซ}] กลุ่มที่ 2 กลุ่ม Regulated Market ประกอบด้วย (1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับโรงไฟฟ้า กฟผ. / IPP ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร W_{กฟผ./IPP} = Pool Price + [S_{1,กฟผ/IPP} + S_{2,กฟผ/IPP}] + [Td_{zone 3} + Tc_{zone 3}] (2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ SPP ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร W_SPP = Pool Price + [S_1,SPP + S_2,SPP] + [Td_{zone 3} + Tc_{zone 3}] (3) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ IPP ที่อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช ตามสูตร W_ขนอม = Pool Price + [S_{1,ขนอม} + S_{2,ขนอม}] + [Td_{zone 2} + Tc_{zone 2}] (4) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ตามสูตร W_จะนะ = Pool Price + [S_{1,จะนะ} + S_{2,จะนะ}] + [Td_{zone 4} + Tc_{zone 4}] (5) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่น ตามสูตร W_{น้ำพอง} =(WH_{ตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน}) + [S_{1,น้ำพอง} + S_{2,น้ำพอง}] + [Td_{zone 5} + Tc_{zone 5}] (6) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ค้า NGV ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร W_NGV = Pool Price + [S_1,NGV + S_2,NGV] + [Td_{zone 3} + Tc_{zone 3}] และ (7) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ ในพื้นที่ Zone 3 ตามสูตร W_{ผู้ค้าปลีก} =Pool Price + [S_{1,ผู้ค้าปลีก} + S_{2,ผู้ค้าปลีก}] + [Td_{zone 3} + Tc_{zone 3}] ทั้งนี้ ค่า Td และ Tc สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรม ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ และกรณีมีการซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับผู้ค้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติตามข้อ (6) และข้อ (7) ในพื้นที่ Zone 2 Zone 4 และ Zone 5 ให้คำนวณโดยใช้ค่าผ่านท่อตามพื้นที่ดังกล่าวในการคำนวณ และกลุ่มที่ 3 กลุ่ม Partially Regulated Market ที่ไม่มีการใช้ ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Price ของประเทศ กำหนดให้มีการจัดเก็บอัตราค่าบริการจัดเก็บและแปรสภาพ ก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ และอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และในส่วนของแนวทางกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับ Pool Manager ในระยะเริ่มต้น เห็นควรกำหนดให้ ปตท. เป็น Pool Manager ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 โดยไม่มีการกำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในระยะเริ่มต้น จนกว่าจะมีการจัดตั้งหน่วยงาน Pool Manager ที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. แล้วเสร็จ สำหรับค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงจากการดำเนินงานของ Pool Manager ในระหว่างที่ ยังไม่มีการกำหนดอัตราค่าบริการ ให้เป็นส่วนหนึ่งของค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ โดย กกพ. จะพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติต่อไป

        6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่ กกพ. เสนอแล้ว พบว่าข้อเสนอดังกล่าวมีความสอดคล้องและเป็นการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ที่มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบข้อเสนอการปรับปรุงสูตรการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อให้สอดคล้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ

    2. มอบหมายให้ กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การคำนวณ ราคาก๊าซธรรมชาติเป็นไปตามนโยบายของ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ต่อไป

    3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 4 อัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม และอาคารธุรกิจ

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณา เรื่อง การทบทวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม จากผู้ผลิตไฟฟ้ากรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ และพลังงานลม) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ต่อมา เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2566 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หารือการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาส่วนเกินของกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ ที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าโดยตรงหรือบริการให้ผู้ใช้ไฟฟ้าอื่น ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย เพื่อช่วยลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ที่นำมาใช้ผลิตไฟฟ้า และเพิ่มแรงจูงใจในการเข้าร่วมโครงการ เนื่องจากโครงการรับซื้อไฟฟ้าที่ผ่านมามีอัตรารับซื้อไฟฟ้าต่ำเกินไป ระยะเวลาในการรับซื้อสั้น และมีค่าใช้จ่ายในการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าจึงทำให้มีผู้สนใจเข้าร่วมโครงการค่อนข้างน้อย

        2. เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567 พพ. ได้นำเสนอหลักการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ ต่อคณะอนุกรรมการฯ ด้วยอัตรา รับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย ในรูปแบบ Non-Firm โดยมีรายละเอียดข้อมูล ดังนี้ (1) ข้อมูลจากสำนักงาน กกพ. พบว่า ณ วันที่ 22 มีนาคม 2567 มีโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจที่เข้าเกณฑ์ จำนวน 6,505 ราย มีพลังงานไฟฟ้าจากระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาที่ผลิตได้รวมประมาณ 2,000 ล้านหน่วยต่อปี โดยเมื่อประเมินไฟฟ้าส่วนเหลือจากจำนวนวันหยุดรายปีของกลุ่มดังกล่าวซึ่งประกอบด้วย วันหยุดประจำสัปดาห์ จำนวน 52 วันต่อปี และวันหยุดนักขัตฤกษ์ จำนวนไม่น้อยกว่า 18 วันต่อปี รวมทั้งสิ้น 70 วันต่อปี คิดเป็นพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินจากการใช้เอง (Self Consumption) ที่คาดว่าจะสามารถรับซื้อเข้าสู่ระบบโครงข่ายประมาณร้อยละ 19 คิดเป็นพลังงานไฟฟ้าประมาณ 380 ล้านหน่วยต่อปี (2) จากการประเมินการลงทุนติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ กลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 800 กิโลวัตต์ หากมีการเปิดรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี พบว่าจะมีระยะเวลาคืนทุนประมาณ 6 ปี และอัตราผลตอบแทนภายใน (Internal Rate of Return: IRR) ประมาณร้อยละ 14 ทั้งนี้ หากผู้ประกอบการกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม และอาคารธุรกิจยื่นขอรับสิทธิลดหย่อนภาษีจากสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน จะทำให้ระยะเวลาคืนทุนลดลง และค่า IRR เพิ่มมากขึ้น (3) การเปิดรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวประมาณ 380 ล้านหน่วยต่อปี คาดว่า จะลดการนำเข้า LNG เพื่อผลิตไฟฟ้าประมาณ 60,000 ตัน (1 ลำเรือ) คิดเป็นมูลค่า 1,593 ล้านบาทต่อปี (กรณีราคา Spot LNG เท่ากับ 14.32 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และอัตราแลกเปลี่ยนเท่ากับ 35.66 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) ช่วยลดค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่า Ft) จากการนำเข้า LNG มาผลิตไฟฟ้าลงเท่ากับ 0.0016 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน และแบบทุ่นลอยน้ำ) โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ ที่มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าโดยตรงหรือบริการให้ผู้ใช้ไฟฟ้าอื่น และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายสามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบ Non-Firm ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย และมอบหมายให้ พพ. นำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาเห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว ต่อมา พพ. ได้ปรับรายละเอียดข้อมูลการประเมินเพื่อให้สอดคล้องกับมติที่ประชุมคณะอนุกรรมการฯ เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567 โดยประเมินกลุ่มเป้าหมายประมาณ 6,585 ราย ปริมาณกำลังผลิตติดตั้งรวม 1,796.81 เมกะวัตต์ ปริมาณไฟฟ้าที่คาดว่าจะผลิตได้ประมาณ 2,360.50 ล้านหน่วยต่อปี โดยมีปริมาณไฟฟ้าที่คาดว่าจะจำหน่ายประมาณ 448.5 ล้านหน่วยต่อปี ซึ่งทำให้คาดว่าประโยชน์ที่จะได้รับเพิ่มสูงขึ้น คือช่วยลดการนำเข้า LNG ประมาณ 70,800 ตัน (1.18 ลำเรือ) คิดเป็นมูลค่า 1,880 ล้านบาทต่อปี (กรณีราคา Spot LNG เท่ากับ 14.32 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และอัตราแลกเปลี่ยนเท่ากับ 35.66 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ) และช่วยลดค่า Ft จากการนำเข้า LNG มาผลิตไฟฟ้าลงเท่ากับ 0.0018 บาทต่อหน่วย โดยราคารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย เทียบกับราคา Marginal Cost (บาทต่อหน่วย) จะไม่มีผลกระทบกับราคาค่าไฟฟ้า

        3. พพ. ได้มีหนังสือขอข้อคิดเห็นและข้อเสนอแนะจากสำนักงาน กกพ. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจ ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ กกพ. มีความเห็นว่า สนับสนุนหลักการของนโยบายการติดตั้งพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคากลุ่มโรงงานอุตสาหกรรม และอาคารธุรกิจ และมีข้อเสนอแนะเพิ่มเติมเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ส่วนเกินว่า ควรอยู่ภายใต้การดำเนินงานของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator: SO) เพื่อให้การบริหารจัดการ ระบบไฟฟ้ามีประสิทธิภาพ และควรใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าแบบสัญญาเสถียรระยะสั้น (Semi Firm) ด้าน กฟผ. มีความเห็นว่า พร้อมดำเนินการตามนโยบาย และการรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวไม่ส่งผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าเนื่องจากมีการติดตั้งและใช้งานอยู่แล้วในปัจจุบัน รวมทั้งมีข้อเสนอแนะเพิ่มเติม ดังนี้ (1) ควรกำหนดให้ กฟผ. เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ (2) กำหนดให้มี Aggregators ทำหน้าที่รวบรวมปริมาณไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบจากหลายโครงการ ปริมาณรวมมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ในลักษณะของ Virtual Power Plant (VPP) หรือผู้ผลิตไฟฟ้าแบบกระจายตัว และ (3) กำหนดกรอบปริมาณพลังงานไฟฟ้าและคำนิยามของกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจให้ชัดเจน เพื่อป้องกันปัญหา การตีความในการดำเนินการ ทั้งนี้ พพ. ได้พิจารณาข้อเสนอแนะของ กกพ. และ กฟผ. แล้ว มีความเห็นดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินจากการใช้งานเองทำให้ไม่สามารถควบคุมปริมาณไฟฟ้าส่วนเกินในช่วงเวลาหนึ่ง ๆ ได้แน่นอน รวมถึงไม่มีการกำหนดพลังงานทดแทนประเภทอื่นมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเสริมเพื่อช่วยรักษาเสถียรภาพการผลิตไฟฟ้า รูปแบบการรับซื้อแบบ Semi Firm จึงอาจไม่มีความเหมาะสม จึงเห็นควรให้ดำเนินการโดยใช้รูปแบบสัญญาประเภท Non-Firm เช่นเดียวกับการเปิดรับซื้อไฟฟ้าในครั้งที่ผ่านมา (2) การซื้อขายไฟฟ้าส่วนเกินซึ่งมีปริมาณไฟฟ้ายังไม่มาก จึงยังไม่มีความจำเป็นที่จะมี Aggregators ในการรวบรวมปริมาณไฟฟ้า ในการนี้ พพ. มีความเห็นว่าควรดำเนินการในรูปแบบเดิม แต่เพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย ซึ่งไม่มีผลกระทบกับระบบไฟฟ้าและค่าไฟฟ้า โดย พพ. ได้นำเสนอคณะอนุกรรมการฯ เห็นชอบในแนวทางดังกล่าวแล้วเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบอัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน และแบบทุ่นลอยน้ำ) โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินจากกลุ่มโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารธุรกิจที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ ที่มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองหรือเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าโดยตรงหรือบริการ ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าอื่น และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายสามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อไม่เกิน 2 ปี (เริ่มต้นวันที่ 1 มกราคม 2568 สิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2569) ในรูปแบบ Non-Firm ด้วยอัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย

    2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

เรื่องที่ 5 แผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2570)

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2567 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนธันวาคม 2566 รวมทั้งรับทราบข้อเสนอการดำเนินงานต่อไป ที่ให้มีการรวบรวมข้อเสนอแนะจากการถอดบทเรียนการดำเนินมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงานปี 2565 และปี 2566 อาทิ การปรับปรุงกฎหมายและระเบียบให้มีความยืดหยุ่นในการบังคับใช้ ช่วงสถานการณ์ฉุกเฉิน การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน จัดทำเป็นแผนงานและข้อริเริ่มโครงการ ในร่างแผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2570) (ร่างแผนฯ) ซึ่งอยู่ระหว่างการจัดทำโดยคณะทำงานจัดทำแผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2566 - 2570) (คณะทำงานฯ) ตามคำสั่งกระทรวงพลังงาน ที่ 72/2566 ลงวันที่ 16 พฤศจิกายน 2566 และมีกำหนดแล้วเสร็จในเดือนกันยายน 2567 เพื่อกำหนดหน่วยงานรับผิดชอบหลักในการขับเคลื่อนแผนงานและข้อริเริ่มโครงการ เตรียมความพร้อมด้านทรัพยากร ตั้งแต่ภาวะปกติ แนวทางการ บูรณาการที่จำเป็นของประเทศ และการบริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ต่อมาเมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2567 คณะทำงานฯ ได้เสนอร่างแผนฯ ต่อคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ซึ่งแต่งตั้งขึ้นภายใต้คำสั่ง กบง. โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบหลักการและรายละเอียดร่างแผนฯ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กบง. พิจารณาเพื่อใช้เป็นกรอบในการเตรียมพร้อมและบริหารวิกฤตการณ์พลังงานต่อไป

        2. แผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2570) มีเป้าหมายภาพรวม ได้แก่ “ประเทศไทยมีความพร้อมในการป้องกันผลกระทบและบริหารจัดการวิกฤตการณ์พลังงานอย่างทันท่วงทีให้ฟื้นคืนสู่การมีพลังงานเพียงพอในราคาที่เหมาะสม” ด้วยการกำหนดแนวทางการพัฒนามิติการเตรียมความพร้อมด้านพลังงาน และมิติการเตรียมการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์ฉุกเฉิน โดยสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้

                2.1 แนวทางการจัดทำแผน จัดทำโดยคณะทำงานฯ ซึ่งได้มีการประชุมพิจารณาจัดทำแผน จำนวน 3 ครั้ง และมอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ จัดประชุมกลุ่มย่อยจำนวน 4 ครั้ง ได้แก่ การประชุมกลุ่มย่อย ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ด้านก๊าซธรรมชาติ ด้านไฟฟ้า และด้านราคาพลังงาน โดยได้มีการนำร่างแผนฯ รับฟัง ความคิดเห็นจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จำนวน 35 หน่วยงาน ในระหว่างเดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนสิงหาคม 2567 ทั้งนี้ เนื้อหาของแผนประกอบด้วยส่วนสำคัญ ได้แก่ ความสอดคล้องกับแผนสามระดับ ประเด็นภัยคุกคามและความเสี่ยงด้านพลังงาน สาระสำคัญของแผน และกฎหมายและกลไกการขับเคลื่อน

                2.2 ความสอดคล้องกับแผนสามระดับ แผนปฏิบัติการฯ เป็นแผนระดับที่ 3 มีความสอดคล้องเชื่อมโยงกับแผนระดับที่ 1 และระดับที่ 2 ซึ่งแบ่งออกเป็นสองกลุ่ม คือ (1) กลุ่มการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขัน (ประเด็นหลัก) สอดคล้องเชื่อมโยงกับยุทธศาสตร์ชาติด้านการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขัน แผนแม่บทภายใต้ยุทธศาสตร์ชาติประเด็นโครงสร้างพื้นฐาน ระบบโลจิสติกส์ และดิจิทัล แผนย่อยโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงาน แผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ฉบับที่ 13 ร่างแผนปฏิบัติการด้านพลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2580) (แผนพลังงานชาติ) และแผนย่อยรายสาขา รวมถึงแผนปฏิบัติราชการระยะ 5 ปี ของกระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2566 - 2580) และ (2) กลุ่มความมั่นคง (ประเด็นรอง) สอดคล้องเชื่อมโยงกับยุทธศาสตร์ชาติด้านความมั่นคง แผนแม่บทภายใต้ยุทธศาสตร์ชาติประเด็นความมั่นคง นโยบายและแผนระดับชาติว่าด้วยความมั่นคง พ.ศ. 2566 - 2570 แผนเตรียมพร้อมแห่งชาติและแผนบริหารวิกฤตการณ์ (พ.ศ. 2566 - 2570) และนโยบายและแผนปฏิบัติการว่าด้วยการรักษาความมั่นคงปลอดภัยไซเบอร์ (พ.ศ. 2565 - 2570)

                2.3 ประเด็นภัยคุกคามและความเสี่ยงด้านพลังงาน กำหนดระดับความความรุนแรง ของสถานการณ์ฉุกเฉินตามหลักเกณฑ์สองด้าน คือ ด้านผลกระทบต่อพลังงาน และด้านการบริหารจัดการ ดังนี้ (1) ระดับปานกลาง ด้านผลกระทบต่อพลังงาน คือ ภัยคุกคามส่งผลกระทบต่อการจัดหาและราคาพลังงาน ในบางพื้นที่อย่างจำกัด โดยภาคเศรษฐกิจและประชาชนยังใช้ชีวิตได้ตามปกติ ด้านการบริหารจัดการ คือ กลไกปกติของหน่วยงานกระทรวงพลังงาน และเอกชนภาคพลังงาน (2) ระดับรุนแรง ด้านผลกระทบต่อพลังงาน คือ ส่งผลกระทบต่อการจัดหาหรือราคาพลังงาน กระทบต่อภาคเศรษฐกิจและความปกติสุขของประชาชนในหลายพื้นที่ ด้านการบริหารจัดการ คือ ใช้กลไกตามกฎหมายของกระทรวงพลังงานโดยบริหารแบบบูรณาการร่วมกับหน่วยงานภายนอก และ (3) ระดับรุนแรงมาก ด้านผลกระทบต่อพลังงาน คือ ส่งผลกระทบต่อการจัดหา และราคาพลังงาน รวมถึงอาจส่งผลต่อเศรษฐกิจและชีวิตและทรัพย์สินประชาชนในหลายพื้นที่เป็นวงกว้าง ด้านการบริหารจัดการ คือ จำเป็นต้องมีกลไกพิเศษนอกเหนืออำนาจตามกฎหมายของกระทรวงพลังงาน และมีหน่วยงานภาครัฐส่วนกลาง/หน่วยงานภายนอกบัญชาการเหตุ ทั้งนี้ แผนได้กำหนดสัญญาณบ่งชี้การเริ่มใช้แผน หรือ Trigger points ว่าหากเกิดผลกระทบต่อการจัดหาและราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และไฟฟ้า ตามค่าอ้างอิงที่กำหนด ให้หน่วยงานที่รับผิดชอบรายงานเพื่อประกอบการบ่งชี้ระดับความรุนแรงของสถานการณ์ฉุกเฉินและกำหนดกลไกการตอบสนองต่อสถานการณ์ต่อไป นอกจากนี้ แผนได้กำหนดให้มีการประเมิน ผลกระทบ (Impact) และโอกาส (Likelihood) ของสถานการณ์ฉุกเฉินด้วยวิธี Risk Matrix โดยผู้เชี่ยวชาญ ด้านพลังงานเป็นประจำอย่างน้อยปีละหนึ่งครั้ง ซึ่งในปี 2567 คณะทำงานฯ ได้ประเมินโอกาสและผลกระทบของสถานการณ์ฉุกเฉินที่คัดกรองเบื้องต้น (Environmental Scanning) จากสถานการณ์ฉุกเฉินที่เคยเกิดขึ้นและยังส่งผลต่อเนื่อง ที่มีแนวโน้มเกิดขึ้นใหม่ ที่เคยมีกรณีในต่างประเทศ หรือที่มีปัจจัยอุปสรรคภายในประเทศ จำนวน 8 ประเด็นภัยคุกคาม 17 สถานการณ์ฉุกเฉิน ผลการประเมินพบว่าโดยภาพรวมไม่มีสถานการณ์ฉุกเฉินใด ที่มีแนวโน้มจะยกระดับสู่เหตุการณ์ระดับรุนแรงมาก ทั้งนี้ ประเด็นภัยคุกคามที่ได้รับการประเมินว่าอยู่ในระดับรุนแรง ถึงปานกลาง และได้นำมาเป็นสถานการณ์สมมติประกอบการสัมมนาเชิงปฏิบัติการซ้อมแผนการแก้ไขสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงาน เมื่อวันที่ 9 กันยายน 2567 ได้แก่ (1) ประเด็นความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์ ซึ่งจะส่งผลกระทบให้เกิดความผันผวนของราคาเชื้อเพลิงนำเข้า ทั้งก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และน้ำมันดิบ (2) ประเด็นข้อจำกัดการเปลี่ยนผ่านสู่พลังงานสะอาด มีความเสี่ยงว่าการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานอาจมีข้อจำกัดจากการอุดหนุนราคาเชื้อเพลิงฟอสซิลแบบหน้ากระดาน (3) ประเด็นข้อจำกัดทางกฎหมายกฎระเบียบ ในกระบวนการบริหารจัดการค่าใช้จ่ายในการดำเนินมาตรการแก้ไขสถานการณ์ฉุกเฉิน และความล่าช้าในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานที่จำเป็นเพื่อขับเคลื่อนมาตรการบริหารสถานการณ์ฉุกเฉิน และ (4) ประเด็นภัยพิบัติทางธรรมชาติ โดยเฉพาะอย่างยิ่งจากภาวะอากาศร้อนแห้งแล้ง ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว

                2.4 สาระสำคัญของแผน มีหลักการจัดทำโดยวิเคราะห์และบูรณาการข้อมูลจาก 3 ส่วน ได้แก่ (1) แผนภายใน คู่มือและแนวทางด้านการบริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินของหน่วยงานสังกัดกระทรวงพลังงาน ที่เคยจัดทำ (2) ข้อเสนอแนะจากการฝึกซ้อมแผนเตรียมพร้อมสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานของกระทรวงพลังงานที่จัดขึ้นรายปี ระหว่างปี 2561 - 2565 และ (3) การถอดบทเรียน ปัญหาอุปสรรค และข้อเสนอแนะ จากการดำเนินมาตรการบริหารวิกฤติราคาพลังงาน ระหว่างปี 2565 – 2566 ของคณะอนุกรรมการฯ ทั้งนี้ แบ่งเนื้อหาสำคัญออกเป็นแผนย่อย 2 เรื่อง ดังนี้ (1) แผนย่อยเรื่องที่ 1 การเตรียมความพร้อม จากวิกฤตการณ์พลังงาน มีเป้าหมายย่อยให้ประเทศไทยมีความพร้อมด้านการจัดหาพลังงานในภาวะวิกฤติ และมีกลไกป้องกันและบรรเทาวิกฤติพลังงาน มีแนวทางการพัฒนา 4 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 พัฒนาคุณภาพฐานข้อมูลสำหรับการเตรียมพร้อมบริหารจัดการวิกฤติ แนวทางที่ 2 ยกระดับโครงสร้างพื้นฐานในการป้องกันและบรรเทาวิกฤติพลังงาน แนวทางที่ 3 พัฒนานโยบาย มาตรการ กฎหมาย และกลไกการบริหารจัดการ และแนวทางที่ 4 พัฒนากำลังคนและเครือข่ายความร่วมมือด้านการเตรียมพร้อมบริหารจัดการวิกฤติทั้งใน และต่างประเทศ โดยมีข้อเสนอกรอบแผนงาน 17 แผนงาน และ (2) แผนย่อยเรื่องที่ 2 การบริหารจัดการ วิกฤติพลังงาน มีเป้าหมายย่อยให้หน่วยงานของรัฐด้านพลังงานมีศักยภาพสูงในการบริหารจัดการวิกฤติพลังงาน มีแนวทางการพัฒนา 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 พัฒนาประสิทธิภาพในการสื่อสารและประสานงาน เพื่อบริหารวิกฤติพลังงาน และแนวทางที่ 2 พัฒนาประสิทธิภาพการซักซ้อมการรับมือสถานการณ์ฉุกเฉิน โดยมีข้อเสนอกรอบแผนงาน 4 แผนงาน ทั้งนี้ แผนได้มีการกำหนดหน่วยงานรับผิดชอบหลักของกรอบแผนงาน โดยให้หน่วยงานดังกล่าวจัดทำข้อเสนอแผนงานโครงการและงบประมาณเพื่อขับเคลื่อนกรอบแผนงานระหว่าง ปี 2568 – 2570 รวมทั้งกำหนดให้มีแนวทางการติดตามประเมินผลรายปีโดยคณะผู้ประเมินผลทั้งระดับเป้าหมายภาพรวม เป้าหมายแผนย่อย ตัวชี้วัด และข้อเสนอแผนงาน เพื่อติดตามผลสัมฤทธิ์การปฏิบัติงาน อย่างน้อยปีละ 1 ครั้ง

                2.5 กฎหมายและกลไกการขับเคลื่อน แผนได้ระบุรายชื่อของกฎหมาย และรายละเอียดมาตราที่เกี่ยวข้องสำหรับบริหารวิกฤติระดับชาติภาพรวม จำนวน 15 ฉบับ และกฎหมายด้านพลังงานที่หน่วยงาน ด้านพลังงานเป็นผู้ปฏิบัติและบังคับใช้ จำนวน 11 ฉบับ โดยกฎหมายดังกล่าวจะนำไปใช้บริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินผ่านกลไกบริหารวิกฤตการณ์ระดับชาติ กรณีเป็นสถานการณ์ระดับรุนแรงมาก เช่น กลไกคณะกรรมการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนพลังงาน ตามอำนาจในพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 หรือกลไกการบริหารวิกฤติของกระทรวงพลังงาน กรณีเป็นสถานการณ์ระดับรุนแรง หรือปานกลาง เช่น กลไกอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ด้านพลังงาน ซึ่งแต่งตั้งตามคำสั่ง กบง. ภายใต้อำนาจของพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม และกลไกการจัดตั้งศูนย์อำนวยการสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ตามพระราชบัญญัติระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน กรณีมีสถานการณ์ฉุกเฉิน นอกจากนี้ มีกฎหมายและกลไกระดับหน่วยงานที่ใช้บริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินระดับปานกลาง ถึงรุนแรง ด้านการจัดหาและการใช้น้ำมันเชื้อเพลิง ก๊าซธรรมชาติ และไฟฟ้า ทั้งนี้ แผนได้ระบุบทบาทหน้าที่ของหน่วยงาน และหน้าที่ต่อการขับเคลื่อนแผน ของหน่วยงานรวม 39 หน่วยงาน แบ่งเป็นหน่วยงานในกำกับกระทรวงพลังงาน 10 หน่วยงาน และหน่วยงานภาครัฐภายนอก 29 หน่วยงาน เพื่อให้หน่วยงานภาครัฐ ทั้งส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ องค์การมหาชน องค์กร ในกำกับกระทรวงพลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับภาคพลังงาน ใช้เป็นกรอบในการดำเนินงานด้านการเตรียมความพร้อมและบริหารจัดการสถานการณ์วิกฤติด้านพลังงาน รวมถึงมีความเข้าใจในบทบาทการร่วมสนับสนุนการดำเนินงานตามแผนต่อไป

มติของที่ประชุม

    เห็นชอบแผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2567 - 2570) ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานโดยสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน รับความเห็นของที่ประชุมในการแก้ไขกฎหมายและยกร่างกฎหมายใหม่กรณีที่มีความจำเป็น เพื่อเตรียมพร้อมและบริหารวิกฤตการณ์พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 3/2567 (ครั้งที่ 67)

วันพุธที่ 31 กรกฎาคม 2567

1. แผนการจัดหา Spot LNG ปี 2567

2. การปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573

3. การปรับเลื่อนกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) สำหรับโครงการ ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม)

4. แนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) จากการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                                           ประธานกรรมการ

(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                                          กรรมการและเลขานุการ

(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)

เรื่องที่ 1 แผนการจัดหา Spot LNG ปี 2567

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 ได้รับทราบมติ กพช. ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล และ (2) มอบหมาย กบง. เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ต่อมา เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้พิจารณาสถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณ และการทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 - 2567 และมีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปี 2565 - 2567 รวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้ ชธ. และ ปตท. เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาทบทวน โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 - 2567 และกำกับดูแลต่อไป และต่อมา เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2567 กบง. ได้รับทราบรายงานผลการนำเข้า LNG ปี 2566 จำนวน 6.2 ล้านตัน ตามที่ ชธ. เสนอ

        2. กกพ. ดำเนินการกำกับดูแลบริหารจัดการการนำเข้า LNG ที่ผ่านมา ดังนี้ (1) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในช่วงที่มีปัญหารอยต่อสัมปทานก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย โดยจากสถานการณ์พลังงานโลก และภาวะการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติที่ส่งผลต่อประมาณการอัตราค่าไฟฟ้า กกพ. ได้พิจารณามาตรการบริหารจัดการเสถียรภาพค่าไฟฟ้า อาทิ การนำเงินบริหารจัดการอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เก็บรักษาก่อนหน้านี้ และเงินเรียกคืนฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าปี 2563 มาช่วยบรรเทาผลกระทบการเพิ่มขึ้นของค่า Ft นอกจากนี้ กกพ. ได้หารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณา แนวทางการบรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) เพิ่มเติม โดยได้นำเงินผลประโยชน์ที่เกิดขึ้นจากการบริหารจัดการภาระการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ที่มากกว่าความต้องการ ทำให้เกิดภาระผูกพันต้องจ่ายเงินค่าก๊าซธรรมชาติล่วงหน้าตามปริมาณในสัญญาไปก่อน (Take or Pay) ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมาในอดีต ซึ่งเมื่อมีการเรียกปริมาณก๊าซธรรมชาติ (Make up) ที่จ่ายเงินไว้แล้วมาใช้ในภายหลัง โดยราคาก๊าซธรรมชาติที่จ่ายไปในอดีตถูกกว่าราคาปัจจุบัน ทำให้เกิดผลประโยชน์จากการเรียก Make up ณ ปี 2563 มาลดราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อลดราคาค่าไฟฟ้าเพิ่ม และ (2) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในช่วงวิกฤตราคาพลังงานปี 2565 ซึ่งเกิดภาวะพลังงานตึงตัว (Energy Crisis) ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติยังคงปรับตัวสูงขึ้นต่อเนื่อง กกพ. จึงได้พิจารณาแนวทางเพิ่มเติมเพื่อบรรเทาสถานการณ์ ก๊าซธรรมชาติขาดแคลน โดยพิจารณาร่วมกับผู้รับใบอนุญาต และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กฟผ. ปตท. และกระทรวงพลังงาน ดำเนินการเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ออกไปจนถึงธันวาคม 2565 รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) กลุ่มชีวมวล และให้มีการผลิตไฟฟ้า จากเชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติ ซึ่งสามารถช่วยลดการนำเข้า LNG ในรูปแบบตลาดจร (Spot LNG) ได้ประมาณ 2.1 ล้านตันต่อปี ทำให้สามารถลดการนำเข้า Spot LNG จาก 4.5 ล้านตันต่อปี เหลือเพียง 2.4 ล้านตันต่อปี

        3. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 กพช. ได้มอบหมายให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่พิจารณาการดำเนินการให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยในการพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและบริหารจัดการใช้ ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งรวมถึงการกำหนดปริมาณการเรียกใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่เหมาะสม และปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ต้องทำการสำรองไว้ (Swing Gas) และให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การใช้ Bypass Gas ได้ในกรณีมีความจำเป็น เช่น ทดสอบระบบ การควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในเกณฑ์ ที่กำหนด และกรณีที่อาจกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงาน เป็นต้น ทั้งนี้ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) โดยคณะอนุกรรมการกำกับการจัดหาและบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของประเทศ (Regulatory Sub-Committee for Pool Gas Provision and Management: PPM) (อนุกรรมการ PPM) ซึ่งมีผู้แทนจากสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ชธ. และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นองค์ประกอบ ได้พิจารณาแผนการจัดหา Spot LNG ตามที่ ปตท. ในฐานะผู้รับใบอนุญาตบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Pool Manager) เสนอ โดยในปี 2567 มีแผนการนำเข้า LNG ส่วนเพิ่ม 4.7 ล้านตัน ลดลงจากมติ กบง. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ที่เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ 5.0 ล้านตัน เนื่องจากมีการเรียกรับก๊าซ จากอ่าวไทยได้เพิ่มขึ้น และมีการจัดหา LNG เพิ่มเติมด้วยสัญญาระยะสั้นโดยผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่ง ก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รายใหม่ ตามแนวทางการเปิดเสรีระยะที่ 2 ทั้งนี้ กกพ. ได้พิจารณาถึงความมั่นคง ในการจัดหาพลังงานเพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ รวมถึงดำเนินการ ตามนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยได้เห็นชอบให้ Shipper กฟผ. และ Shipper หินกองเพาเวอร์โฮลดิ้ง จัดหา LNG ในรูปแบบสัญญาระยะสั้น (Short Term) จำนวน 15 ลำเรือ และ 8 ลำเรือ ตามลำดับ ซึ่งสอดคล้องกับแผนความต้องการใช้และการจัดหา (Demand – Supply) ของ Shipper ส่งผลให้มีแผนการจัดหา Spot LNG ส่วนเพิ่มในปี 2567 จำนวนทั้งสิ้น 79 ลำเรือ

        4. กกพ. เห็นว่าเพื่อดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 ที่มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและบริหารจัดการใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งรวมถึงการกำหนดปริมาณการเรียกใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่เหมาะสม และปริมาณ Swing Gas เพื่อความมั่นคงของระบบพลังงานของประเทศ จึงเห็นควรเสนอให้มีการเรียกรับก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยและทางท่อในปริมาณก๊าซที่ผู้ขายจะต้องส่งมอบ ตามสัญญาให้แก่ผู้ซื้อในแต่ละวัน (Daily Contract Quantity: DCQ) และใช้ Swing Gas ตามความสามารถ ที่ผู้ขายรับรองว่าจะส่งก๊าซให้ได้ในแต่ละวัน (Contractual Delivery Capacity: CDC) ในกรณีที่มีความต้องการใช้ก๊าซที่เพิ่มสูงขึ้นกว่าแผนการจัดหาเชื้อเพลิงที่ได้เตรียมไว้ หรือจากสถานการณ์ต่าง ๆ ตามที่ กกพ. เห็นควร เพื่อเพิ่มความมั่นคงของระบบพลังงาน ซึ่งจะช่วยลดการออกจัดหา Spot LNG ที่เป็นเที่ยวเรือเร่งด่วน (Prompt Cargo) ซึ่งมีความเสี่ยงเชิงราคาที่อาจสูงกว่าราคา JKM (Japan-Korea Marker) ณ เวลานั้น และความเสี่ยง เชิงปริมาณที่อาจไม่สามารถจัดหา Spot LNG ได้เนื่องจากระยะเวลาอันสั้น โดยได้แจ้งให้ ปตท. ในฐานะ Shipper ดำเนินการตามมติ กพช. ดังกล่าวแล้ว ทั้งนี้ จากข้อมูลการจัดหาก๊าซธรรมชาติของแหล่งในประเทศที่ได้รับจาก ชธ. พบว่าแหล่งอ่าวไทยมี Swing Gas ประมาณ 191 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ช่วยลดความเสี่ยงจากการจัดหา Spot LNG Prompt Cargo ได้ประมาณ 1.7 ลำต่อเดือน ซึ่งสอดคล้องกับความเสี่ยงที่เกิดจากการเปลี่ยนแปลงของ Demand – Supply ที่พบในการพิจารณาการจัดหา Spot LNG ของอนุกรรมการ PPM ที่ผ่านมา

มติของที่ประชุม

    รับทราบแผนการจัดหา Spot LNG ปี 2567

เรื่องที่ 2 การปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและอัตรารับซื้อจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ต่อมา เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับปี 2565 – 2573 ในปริมาณรวม 5,203 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2569 ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบหมายให้ กบง. พิจารณา และต่อมา เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 กบง. ได้เห็นชอบปรับปรุงกรอบหลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT กลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2565 – 2573 ด้านคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของโครงการ และเห็นชอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่ม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม)

        2. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 กบง. ได้รับทราบรายงานผลการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) โดยที่ประชุมได้มีความเห็นต่อผลการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนถึงความสนใจและศักยภาพของผู้ประกอบการในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน จึงมีความเห็นให้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ให้สามารถรองรับการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่มีปริมาณมากเพิ่มเติมได้ เพื่อเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดและสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลด ก๊าซเรือนกระจกและมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ได้ตามแผนที่กำหนดไว้ โดยต่อมา เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. ได้เห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) และเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 กพช. ได้รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) และเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง ทั้งนี้อาจพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้ กบง. พิจารณา

        3. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2567 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการฯ กพช. แจ้งว่า สำนักงาน กกพ. ได้นำกรอบนโยบายไปจัดทำร่างระเบียบการจัดหาไฟฟ้า และรับฟังความคิดเห็นหลักการสำคัญของการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม ในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง รอบขยายการรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่ 1 ตามที่บัญญัติในพระราชบัญญัติการประกอบ กิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ปรากฏว่ามีข้อคิดเห็นต่อหลักการรับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. ข้อ 3 (4) ที่กำหนดว่า “ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องไม่เกี่ยวข้อง (ทั้งทางตรงและทางอ้อม) หรือมีสถานะเป็นผู้เรียกร้อง ผู้ร้องเรียน ผู้อุทธรณ์ ผู้ฟ้องร้อง หรือผู้ร้องสอด ให้หน่วยงานภาครัฐ คณะกรรมการ คณะอนุกรรมการ คณะทำงาน หรือเจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งหมายรวมถึง กพช. กกพ. และกระทรวงพลังงาน ต้องรับผิดในทางวินัย ทางแพ่ง ทางอาญา หรือทางปกครอง จากการที่ได้ปฏิบัติหน้าที่ดังกล่าว โดยผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจะต้องยืนยันความไม่เกี่ยวข้องหรือยืนยันสถานะดังกล่าวตลอดเวลา” ซึ่งพิจารณาว่าอาจเป็นการจำกัดสิทธิไม่ชอบด้วยกฎหมายและรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2560 และหลักการตามมติ กพช. ข้อ 4 (2) ที่ให้รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมรอบที่ 2 (รอบ Resit) กำหนดให้ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ไม่ได้รับการคัดเลือกตามระเบียบเดิมเท่านั้น สามารถดำเนินการปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้าให้ครบถ้วนและยื่น คำเสนอขายไฟฟ้าใหม่ ว่าอาจเข้าข่ายเป็นการเลือกปฏิบัติ เนื่องจากไม่เปิดโอกาสให้ผู้ยื่นขอเสนอไฟฟ้ารายใหม่เข้าร่วมแข่งขัน ซึ่ง กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2567 มีมติให้กระทรวงพลังงานพิจารณายืนยันว่าจะให้ กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามหลักการการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 หรือไม่ อย่างไร

        4. ข้อเสนอปรับปรุงข้อความของหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 ในข้อ 3 และข้อ 4 มีรายละเอียดดังนี้

                4.1 ข้อ 3 จากเดิม “3. การรับซื้อไฟฟ้าให้ยึดหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการ และเงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการตามหลักการเช่นเดียวกับที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 สำหรับขยะอุตสาหกรรม และที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 ทั้งนี้ กำหนดให้เพิ่มเติมเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอที่สำคัญ ดังนี้” แก้ไขเป็น “3. การรับซื้อไฟฟ้าให้ยึดหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการและเงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการตามหลักการเช่นเดียวกับที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 สำหรับขยะอุตสาหกรรม และที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565”

                4.2 ข้อ 3 (1) จากเดิม “ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องเป็นผู้ยื่นคำเสนอ ขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน¹ ซึ่งเป็นการรับซื้อตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565” แก้ไขเป็น ยกเลิกข้อความ ข้อ 3 (1) ทั้งหมด

                4.3 ข้อ 3 (2) จากเดิม “ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องใช้หนังสือแสดงผล การตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมที่ได้ใช้เป็นเอกสารประกอบการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน¹” แก้ไขเป็น ยกเลิกข้อความข้อ 3 (2) ทั้งหมด

                4.4 ข้อ 3 (3) จากเดิม “ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม สามารถเปลี่ยนแปลงปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายได้ แต่ต้องไม่สูงเกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน¹ ทั้งนี้ ไม่สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิง ที่ตั้งโครงการ จุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้า ระดับแรงดันที่เชื่อมต่อ และรูปแบบการเชื่อมต่อตามที่ระบุในหนังสือแสดงผลการตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมได้” แก้ไขเป็น ยกเลิกข้อความข้อ 3 (3) ทั้งหมด

                4.5 ข้อ 3 (4) จากเดิม “ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องไม่เกี่ยวข้อง (ทั้งทางตรงและทางอ้อม) หรือมีสถานะเป็นผู้เรียกร้อง ผู้ร้องเรียน ผู้อุทธรณ์ ผู้ฟ้องร้อง หรือผู้ร้องสอด ให้หน่วยงานภาครัฐคณะกรรมการ คณะอนุกรรมการ คณะทำงาน หรือเจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน¹ ซึ่งหมายรวมถึง กพช. กกพ. และกระทรวงพลังงาน ต้องรับผิดในทางวินัย ทางแพ่ง ทางอาญา หรือทางปกครอง จากการที่ได้ปฏิบัติหน้าที่ดังกล่าว โดยผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจะต้องยืนยันความไม่เกี่ยวข้องหรือยืนยันสถานะดังกล่าวตลอดเวลา” แก้ไขเป็น ยกเลิกข้อความข้อ 3 (4) ทั้งหมด

                4.6 ข้อ 4 จากเดิม “4. การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมตามตารางที่ 1 ในข้อ 2 ให้เริ่มดำเนินการเมื่อสำนักงาน กกพ. ทำการประกาศรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน¹เสร็จสิ้น และมีแนวทางการดำเนินการ ดังนี้” แก้ไขเป็น “4. การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมตามตารางที่ 1 ในข้อ 2 ให้เริ่มดำเนินการเมื่อสำนักงาน กกพ. ทำการประกาศรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน¹ ซึ่งเป็นการรับซื้อตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 เสร็จสิ้น และมีแนวทางการดำเนินการ ดังนี้”

                4.7 ข้อ 4 (1) จากเดิม “4 (1) ให้ความสำคัญเป็นลำดับแรกกับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ที่ผ่านเกณฑ์การพิจารณาความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) แต่ไม่ได้รับการคัดเลือก ภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน¹ ทั้งนี้ กำหนดให้ กกพ. พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผลการประเมินความพร้อมตามเกณฑ์คะแนนคุณภาพ (Scoring) ที่ได้จัดทำไว้โดยไม่ต้องปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้า และมีปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 600 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานลม และไม่เกิน 1,580 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดิน โดยให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) พลังงานลม และ 2) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้รับการพิจารณาคัดเลือกเป็นรายสุดท้ายภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน¹ ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และยินยอมปรับลดปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่ให้เกินกว่ากรอบเป้าหมายที่คงเหลือนั้น ให้ กกพ. สามารถปรับเพิ่มปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายให้กับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้ารายดังกล่าวได้ไม่เกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามคำเสนอขายไฟฟ้าเดิม ถ้าหากโครงข่ายระบบไฟฟ้ามีศักยภาพที่สามารถรองรับได้” แก้ไขเป็น คงข้อความตามข้อ 4 (1) ตามเดิม

                4.8 ข้อ 4 (2) จากเดิม “4 (2) การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือหลังหักปริมาณที่ได้รับซื้อไปแล้วในข้อ 4 (1) ให้ดำเนินการในลำดับถัดมา โดยเปิดโอกาสให้ผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน¹ หรือไม่ได้รับการคัดเลือกในการรับซื้อตามข้อ 4 (1) สามารถปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้แล้วให้ครบถ้วนได้ ภายใต้หลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่ กกพ. กำหนด รวมถึงเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอในข้อ 3 ทั้งนี้ ให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 2) พลังงานลม 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน และ 4) ขยะอุตสาหกรรม สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน¹ สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิงเป็นพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เพื่อเข้ารับการพิจารณาคัดเลือกในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมส่วนที่เหลือนี้ได้” แก้ไขเป็น “4 (2) การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือหลังหักปริมาณที่ได้รับซื้อไปแล้ว ในข้อ 4 (1) ให้ดำเนินการในลำดับถัดมา โดยเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าเป็นการทั่วไป ทั้งนี้ ให้พิจารณารับซื้อ เรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 2) พลังงานลม 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน และ 4) ขยะอุตสาหกรรม”

                4.9 ข้อ 4 (3) จากเดิม “4 (3) การรับซื้อไฟฟ้าจะพิจารณาตามศักยภาพของโครงข่าย ระบบไฟฟ้าที่สามารถรองรับได้ โดยการประเมินความสามารถระบบไฟฟ้าให้ดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อ ตามข้อ 4 (1) ให้แล้วเสร็จก่อนที่จะดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 4 (2) ต่อไป ทั้งนี้หากมีข้อจำกัดในด้านศักยภาพของโครงข่ายไฟฟ้าในการรองรับและไม่สามารถดำเนินการปรับปรุงให้สามารถเชื่อมโยงเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ ภาครัฐขอสงวนสิทธิ์ในการไม่ตอบรับข้อเสนอขายไฟฟ้า” แก้ไขเป็น คงข้อความ ตามข้อ 4 (3) ตามเดิม

                ทั้งนี้ “ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน¹” ตามหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม ในที่นี้ได้แก่ (1) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 (2) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) สำหรับพลังงานลม สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และสำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน พ.ศ. 2565 จำนวน 4 ฉบับ ลงวันที่ 30 กันยายน 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติม ฉบับที่ 2 - 4 ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 วันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 และวันที่ 1 มีนาคม 2566 ตามลำดับ (3) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับขยะอุตสาหกรรม พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2565 และ (4) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม (ปี 2569) พ.ศ. 2565 ลงวันที่ 20 ตุลาคม 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติมฉบับที่ 2 พ.ศ. 2566 เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2566

        5. หน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้มีความเห็นเกี่ยวกับหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ดังนี้

                5.1 สำนักงาน กกพ. โดยคณะอนุกรรมการกลั่นกรองและพัฒนากฎหมายเกี่ยวกับการประกอบกิจการพลังงาน ได้มีความเห็น ดังนี้ (1) การเปิดรับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบและประกาศรอบแรกนั้นเสร็จสิ้นไปแล้ว ดังนั้นสถานะและสิทธิของผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านการคัดเลือกในชั้น Scoring (ผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้า ที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ หรือไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail)) จึงสิ้นผลไป ตามกรอบระยะเวลาของการคัดเลือกโครงการที่ระเบียบและประกาศกำหนด ประกอบกับกฎหมายมิได้กำหนดรับรองสถานะและสิทธิของผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้านั้นให้คงสภาพไว้แต่แรก จึงต้องถือว่าเป็นผู้ไม่ผ่านทั้งหมด การเปิดให้มีการคัดเลือกเฉพาะกลุ่มที่ไม่ผ่านในรอบที่ผ่านมาโดยไม่คำนึงถึงผู้เข้าแข่งขันรายใหม่ที่อาจมี ความพร้อมมากกว่า อาจถือว่าเป็นการเลือกปฏิบัติที่ไม่เป็นธรรมเนื่องจากเป็นการเปิดให้เฉพาะบางกลุ่มเท่านั้น และ (2) การกำหนดเงื่อนไขข้อ 3 (4) เป็นการจำกัดสิทธิและเสรีภาพของผู้เข้าร่วมโครงการซึ่งรัฐธรรมนูญ แห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2560 ได้รับรองและคุ้มครองไว้

                5.2 สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาได้มีความเห็นว่า การพิจารณาให้ความเห็นทางกฎหมายของคณะกรรมการกฤษฎีกาตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการกฤษฎีกา พ.ศ. 2522 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติคณะกรรมการกฤษฎีกา (ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2542 นั้น มีลักษณะเป็นการวินิจฉัยปัญหาข้อกฎหมายซึ่งเกิดขึ้นจริงในทางปฏิบัติหรือมีข้อเท็จจริงที่ยุติ และเป็นปัญหาในระดับที่หน่วยงาน ผู้รักษาการหรือรับผิดชอบตามกฎหมายได้พิจารณาแล้วไม่อาจแก้ไขปัญหาได้และมีผลทำให้การบริหารราชการแผ่นดินไม่อาจดำเนินการได้ แต่ข้อหารือของ สนพ. ในเรื่องนี้ เป็นการหารือเพื่อขอความเห็นเกี่ยวกับแนวทาง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 อันเป็นเรื่องที่อยู่ในหน้าที่และอำนาจของ กพช. ที่จะพิจารณาปรับปรุง เปลี่ยนแปลง หรือแก้ไขเพิ่มเติมมติที่เกี่ยวกับหลักการดังกล่าวเพื่อให้สอดคล้องกับบริบทและสถานการณ์ด้านพลังงานในปัจจุบัน รวมทั้งนโยบายและแผนการบริหาร และพัฒนาพลังงานของประเทศตามพระราชบัญญัติ กพช. พ.ศ. 2535 กรณีนี้จึงยังไม่มีปัญหาข้อกฎหมายในทางปฏิบัติที่เกิดขึ้นจริงหรือมีเหตุโต้แย้งจนไม่สามารถปฏิบัติหน้าที่ตามกฎหมายโดยถูกต้องต่อไปได้ ในชั้นนี้ สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาจึงไม่อาจรับข้อหารือนี้ไว้ให้คณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาให้ความเห็นได้

                5.3 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เนื่องจาก มติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 เป็นการปรับปรุงขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม ให้เป็นไปอย่างต่อเนื่อง และรวดเร็ว เพื่อให้บรรลุเป้าหมายของพลังงานสะอาดและรองรับนโยบายไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) และให้สามารถรองรับจำนวนผู้พร้อมเสนอขายไฟฟ้าจำนวนมาก ดังนั้นการคัดเลือกผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้า ในข้อ 4 (1) ซึ่งเป็นกลุ่มที่มีคุณสมบัติครบถ้วนและผ่านการพิจารณาความพร้อมในทุกองค์ประกอบแล้ว จึงมีความยุติธรรมเท่าเทียมกัน โดยไม่เลือกปฏิบัติ และไม่เป็นภาระทั้งต่อหน่วยงานภาครัฐและผู้ยื่น คำเสนอขายไฟฟ้า ทั้งนี้ เพื่อให้การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 ไม่ขัดต่อกฎ ระเบียบ หรือกฎหมายต่าง ๆ เห็นควรยกเลิกข้อความตามข้อ 3 (4) ที่ห้ามผู้ยื่นข้อเสนอโครงการฟ้องร้องหรือร้องเรียนหน่วยงานภาครัฐหรือเจ้าหน้าที่ของทางภาครัฐ ที่อาจเป็นการจำกัดสิทธิตามกฎหมายรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2560 ที่กำหนดสิทธิและเสรีภาพของปวงชนชาวไทยไว้ และเห็นควรแก้ไขข้อความในข้อ 4 (2) ให้เป็นการเปิดรับซื้อไฟฟ้าเป็นการทั่วไป รวมทั้งจะต้องยกเลิกข้อความในข้อ 3 (1) ถึงข้อ 3 (3) ด้วย เนื่องจากข้อความดังกล่าวเป็นหลักเกณฑ์กรณีที่เปิดโอกาสให้ผู้ที่ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน¹ สามารถปรับปรุงแก้ไข คำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้แล้วให้ครบถ้วนได้ซึ่งจะต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ในข้อ 3 (1) ถึงข้อ 3 (3) ดังนั้น เมื่อมีการแก้ไขหลักการรับซื้อที่เปิดโอกาสให้มีการรับซื้อเป็นการทั่วไปแล้วก็ควรยกเลิกข้อความดังกล่าวด้วย

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบข้อเสนอปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573

    2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

เรื่องที่ 3 การปรับเลื่อนกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) สำหรับโครงการ ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม)

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ในปริมาณรวม 9,996 เมกะวัตต์ โดยเมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ดังกล่าว และได้เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ในปริมาณรวม 5,203 เมกะวัตต์ ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 335 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,500 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน 1,000 เมกะวัตต์ และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน 2,368 เมกะวัตต์ และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2569 ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบหมายให้ กบง. พิจารณา ต่อมา เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. ได้เห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) ในปริมาณรวม 12,704 เมกะวัตต์ โดยเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 กพช. ได้รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) และเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน และขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2565 – 2573 ในปริมาณรวม 3,668.5 เมกะวัตต์ รวมทั้งมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดย กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า โดยไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง ทั้งนี้ อาจพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบหมายให้ กบง. พิจารณา

        2. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้รับรายงานการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ที่ดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 จากสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ดังนี้ (1) กกพ. ได้ออกระเบียบและประกาศเชิญชวน การรับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. โดยมีผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกตามลำดับคะแนนความพร้อมสำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม รวมจำนวน 175 ราย และ 13 ราย ตามลำดับ (2) ผู้ผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ครบถ้วนแล้ว ผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน (BESS) จำนวน 24 ราย และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน จำนวน 129 ราย ที่ได้รับการคัดเลือกอยู่ระหว่างทยอยลงนาม PPA ตามกรอบระยะเวลาที่ กกพ. ประกาศกำหนด ยกเว้นโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม จำนวน 22 ราย ยังไม่สามารถลงนาม PPA ได้ เนื่องจากศาลปกครองกลางมีคำสั่งลงวันที่ 10 ตุลาคม 2566 ทุเลาการบังคับตามประกาศสำนักงาน กกพ. เรื่อง รายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกตามระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 - 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 เฉพาะการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมจำนวน 22 ราย ตามมติ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2566 ไว้เป็นการชั่วคราว ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งดังกล่าวต่อศาลปกครองสูงสุดและอยู่ระหว่างการพิจารณา ทำให้การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2566 จึงยังไม่สามารถดำเนินการได้ และ (3) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมที่ได้รับการคัดเลือกที่ต้องชะลอการดำเนินการ ตั้งแต่วันที่มีคำสั่งคุ้มครองชั่วคราวดังกล่าว ซึ่งมีกำหนด SCOD ในปี 2568 และ 2569 แจ้งว่าไม่สามารถ จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ได้ตามกำหนด SCOD ตามแผน นอกจากนี้ โครงการที่มีกำหนด SCOD ในปีถัด ๆ ไป อาจได้รับผลกระทบและไม่สามารถ COD ได้ตามกำหนด SCOD และอาจส่งผลต่อการจัดหาไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) แบบเจาะจงที่มา (UGT2) เพื่อสนับสนุนนโยบายรัฐบาลในการจัดหาไฟฟ้า สีเขียวด้วยเช่นกัน

        3. สนพ. ได้รับรายงานเพิ่มเติมจากสำนักงาน กกพ. ว่า ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งลงวันที่ 5 มีนาคม 2567 เกี่ยวกับวิธีการชั่วคราวก่อนการพิพากษาเพิ่มเติมในคดีหมายเลขดำที่ 2219/2566 กรณีบริษัท วินด์ กาฬสินธุ์ 2 จำกัด เป็นผู้ฟ้องคดี และสำนักงาน กกพ. เป็นผู้ถูกฟ้องคดี โดยมีคำสั่งทุเลาการบังคับตามมติ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2566 ที่พิจารณาเห็นชอบผลการคัดเลือกผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าจำนวน 175 ราย เฉพาะในส่วนที่ไม่มีรายชื่อของผู้ฟ้องคดี และทุเลาการบังคับตามประกาศสำนักงาน กกพ. เรื่อง รายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกตามระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ FiT ปี 2565 - 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 ลงวันที่ 5 เมษายน 2566 สำหรับพลังงานลม จำนวน 22 ราย และคำวินิจฉัยอุทธรณ์ตามมติ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2566 ที่ยกอุทธรณ์ของผู้ฟ้องคดีไว้เป็นการชั่วคราว จนกว่าศาลจะมีคำพิพากษาหรือคำสั่งเป็นอย่างอื่น ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งดังกล่าวต่อศาลปกครองสูงสุดเมื่อวันที่ 4 เมษายน 2567 โดยอยู่ในกระบวนการพิจารณาของศาล

        4. ต่อมา สนพ. ได้รับข้อมูลเพิ่มเติมจาก สำนักงาน กกพ. เกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ดังนี้ (1) ผู้ยื่นขอ ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกสำหรับพลังงานลม กำหนด SCOD ปี 2568 – 2573 ได้มีหนังสือแจ้งถึงผลกระทบจากการชะลอการลงนาม PPA จำนวน 16 โครงการ (2) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) มีหนังสือ แจ้งผลกระทบจากการชะลอการดำเนินการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเพิ่มศักยภาพระบบไฟฟ้าและรองรับ การเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าในส่วนที่เกี่ยวข้องกับผู้ได้รับการคัดเลือกพลังงานลม โดยหากมีการชะลอการดำเนินงานไปจนถึงภายในเดือนมิถุนายน 2567 จะส่งผลกระทบต่อ SCOD ล่าช้าไปจากกำหนดเดิมประมาณ 1 ปี สำหรับ ผู้ที่ได้รับการคัดเลือกในโครงการพลังงานลมจำนวน 9 โครงการ ที่มีกำหนด SCOD เดิมปี 2568 - 2571 และกรณีมีการชะลอการดำเนินงานออกไปภายหลังเดือนมิถุนายน 2567 จะส่งผลกระทบต่อ SCOD สำหรับผู้ที่ได้รับการคัดเลือกในโครงการพลังงานลมทั้ง 22 โครงการ (3) กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือยืนยันความจำเป็น ที่ประเทศไทยจะต้องมีพลังงานสะอาดเพิ่มมากขึ้น ซึ่งการส่งเสริมโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นภารกิจสำคัญและจำเป็นเร่งด่วนของประเทศที่ไม่สามารถชะลอหรือหยุดชะงักได้ เพื่อให้ประเทศมีศักยภาพในการแข่งขัน มีต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยถูกลง ลดการพึ่งพาการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ และช่วยให้ประเทศบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกของประเทศในปี 2573 ตามการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contribution: NDC) รวมทั้งยังเป็นกลไกสำคัญในการส่งเสริมให้เกิดการจัดหาไฟฟ้าสีเขียว (UGT) และ (4) ความคืบหน้าเรื่องที่ศาลปกครองกลางมีคำสั่งทุเลาการบังคับตามมติ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2566 ที่พิจารณาเห็นชอบผลการคัดเลือกผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้า เฉพาะในส่วนที่ไม่มีรายชื่อของผู้ฟ้องคดี และทุเลาการบังคับตามประกาศสำนักงาน กกพ. สำหรับพลังงานลม จำนวน 2 คดี ดังนี้ 1) กรณีคดีของ บริษัท วินด์ ขอนแก่น 2 จำกัด โดยเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2567 ศาลปกครองสูงสุดได้มีคำสั่งกลับคำสั่งของ ศาลปกครองชั้นต้น เป็นให้ยกคำขอของผู้ฟ้องคดีที่ขอให้ศาลมีคำสั่งทุเลาการบังคับตามมติ กกพ. ที่พิจารณาเห็นชอบผลการคัดเลือกผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าจำนวน 175 ราย เฉพาะในส่วนที่ไม่มีรายชื่อของผู้ฟ้องคดี และประกาศสำนักงาน กกพ. ดังกล่าว สำหรับพลังงานลม จำนวน 22 ราย ซึ่งสำนักงาน กกพ. มีหนังสือ แจ้งคำสั่งศาลปกครองสูงสุดให้ กฟผ. และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) แล้ว และ 2) กรณีคดีของ บริษัท วินด์ กาฬสินธุ์ 2 จำกัด โดยเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2567 ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเกี่ยวกับวิธีการชั่วคราวก่อนการพิพากษาในคดีหมายเลขดำที่ 2219/2566 ระหว่าง บริษัท วินด์ กาฬสินธุ์ 2 จำกัด กับสำนักงาน กกพ. และ กกพ. โดยศาลมีคำสั่งทุเลาการบังคับตามมติ กกพ. ที่พิจารณาเห็นชอบผลการคัดเลือกผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าจำนวน 175 ราย เฉพาะในส่วนที่ไม่มีรายชื่อของผู้ฟ้องคดี และประกาศสำนักงาน กกพ. ดังกล่าว สำหรับพลังงานลม จำนวน 22 ราย ซึ่งเมื่อวันที่ 4 เมษายน 2567 สำนักงาน กกพ. ได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งต่อศาลปกครองสูงสุดแล้ว

        5. ข้อเสนอหลักการการปรับเลื่อนกำหนด SCOD สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) จากการที่ศาลปกครองกลางมีคำสั่ง ลงวันที่ 10 ตุลาคม 2566 กรณีบริษัท วินด์ ขอนแก่น 2 จำกัด และได้มีคำสั่งเพิ่มเติมลงวันที่ 5 มีนาคม 2567 กรณีบริษัท วินด์ กาฬสินธุ์ 2 จำกัด ทุเลาการบังคับตามประกาศสำนักงาน กกพ. เฉพาะการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม จำนวน 22 ราย ตามมติ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 เมษายน 2566 ไว้เป็นการชั่วคราว จนกว่าศาลจะมีคำพิพากษาหรือคำสั่งเป็นอย่างอื่น จึงทำให้มีการชะลอการดำเนินงานในส่วนที่เกี่ยวข้องใด ๆ ตามระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าฯ สำหรับผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกสำหรับโครงการพลังงานลม จำนวน 22 ราย ตั้งแต่วันที่ศาลมีคำสั่งทุเลาฯ ดังกล่าว เช่น การลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และการปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. เพื่อเพิ่มศักยภาพระบบไฟฟ้าและรองรับการเชื่อมต่อระบบไฟฟ้า ในส่วนที่เกี่ยวข้องกับผู้ได้รับการคัดเลือกในโครงการพลังงานลม เป็นต้น โดยต่อมาศาลปกครองสูงสุดได้มีคำสั่งเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2567 กลับคำสั่งของศาลปกครองชั้นต้นกรณีบริษัท วินด์ ขอนแก่น 2 จำกัด เป็นให้ยกคำขอของผู้ฟ้องคดีแล้ว และสำนักงาน กกพ. ได้ยื่นอุทธรณ์คำสั่งทุเลาฯ กรณีบริษัท วินด์ กาฬสินธุ์ 2 จำกัด ต่อศาลปกครองสูงสุดแล้ว โดยอยู่ระหว่างการพิจารณาของศาล ดังนั้น กรณีศาลปกครองสูงสุดได้ยกเลิกคำสั่งทุเลาฯ แล้ว จึงเห็นควรให้ปรับเลื่อนกำหนด SCOD โครงการพลังงานลมในรายที่ได้รับผลกระทบจากคำสั่ง ศาลปกครองดังกล่าว เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมที่ได้รับการคัดเลือก โดยควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาปรับกรอบระยะเวลาการเข้าทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และปรับเลื่อนกำหนด SCOD สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมที่ได้รับผลกระทบจากคำสั่งศาลปกครองให้เหมาะสมกับสถานการณ์ ที่เปลี่ยนแปลงไปของแต่ละโครงการได้ตามสมควร ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบภายในปี 2573 เพื่อให้ไม่กระทบต่อแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดของประเทศที่มีเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกของประเทศ ในปี 2573 ตาม NDC รวมทั้งยังเป็นกลไกสำคัญในการส่งเสริมให้เกิดการจัดหาไฟฟ้าสีเขียว (UGT) และไม่กระทบต่อเสถียรภาพทางด้านราคาค่าไฟฟ้าในระยะยาวของประเทศ

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบข้อเสนอหลักการการปรับเลื่อนกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ได้รับผลกระทบจากคำสั่งศาลปกครอง

    2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาปรับกรอบระยะเวลาการเข้าทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และปรับเลื่อนกำหนด SCOD สำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมที่ได้รับผลกระทบ จากคำสั่งศาลปกครองให้เหมาะสมกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไปของแต่ละโครงการได้ตามสมควร ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบภายในปี 2573

เรื่องที่ 4 แนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) จากการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ดังนี้ P_NGV = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S_1,NGV + S_2,NGV] + [Td_{Zone 3} + Tc_{Zone 3}] + ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ โดยที่ (1) Pool Gas คือ ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยก ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่น ๆ ในอนาคต (2) Ld และ Lc คือ อัตราค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ ในส่วน Demand Charge (Ld) และ Commodity Charge (Lc) สำหรับสถานี LNG (LNG Receiving Terminal Tariff) ที่ผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) ใช้บริการ (3) S คือ อัตราค่าบริการสำหรับ การจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ โดยที่ S₁ คือ ค่าใช้จ่ายในการจัดหาและค้าส่งก๊าซ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ S₂ คือ ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซ การส่งก๊าซให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซระหว่างผู้จัดหาและผู้ผลิต และสัญญาซื้อขายก๊าซระหว่างผู้จำหน่ายและผู้ใช้ รวมถึงความเสี่ยงอื่น ๆ (4) TdZone 3 และ TcZone 3 คือ อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อสำหรับระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) ในส่วน Demand Charge (Td) และในส่วน Commodity Charge (Tc) และ (5) ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ คือ ค่าใช้จ่ายในส่วนของการลงทุนและค่าใช้จ่ายสถานีก๊าซ NGV ของสถานีแม่ สถานีลูก และสถานีแนวท่อ รวมค่าขนส่งภายในรัศมี 50 กิโลเมตร และค่าใช้จ่ายการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ

        2. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Energy Pool Price) โดยหลักเกณฑ์ Energy Pool Price หมายถึง การนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล และ LNG นำเข้าของกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ คุณภาพและราคา (Regulated Market) มาเฉลี่ยกับก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตของภาคไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมในกลุ่ม Regulated Market อยู่ในทิศทางและแนวปฏิบัติเดียวกัน ซึ่งมีการใช้เชื้อเพลิงคิดเป็นหน่วยราคาต่อความร้อน (บาทต่อล้านบีทียู) และช่วยลดภาระอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ที่ส่งผลถึงผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรง ต่อมา เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กพช. ได้เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซที่เข้า และออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซเท่ากับ ราคาก๊าซจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช.

        3. การดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีดังนี้ (1) กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์การกำกับดูแลผู้รับใบอนุญาตบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ (Pool Manager) พ.ศ. 2566 โดยได้กำหนดสิทธิ หน้าที่ และความรับผิดชอบของ Pool Manager ทั้งนี้ Pool Manager เริ่มคำนวณราคา Pool Gas ตามมติ กพช. ดังกล่าวตั้งแต่เดือนมีนาคม 2567 เป็นต้นไป ทำให้ราคา Pool Gas มีการเปลี่ยนแปลง (2) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) มีหนังสือถึง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงวันที่ 27 พฤษภาคม 2567 เห็นชอบในหลักการตามข้อเสนอแนวทาง การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ของ ปตท. ซึ่งส่งผลให้ราคา Pool Gas ที่ใช้คำนวณต้นทุนราคาขายปลีก NGV เปลี่ยนแปลงไป โดยในช่วงเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ปตท. ได้คำนวณราคาขายปลีก NGV จากราคา Pool Gas ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่ Shipper ปตท. แจ้ง และ (3) ปตท. ได้รับแจ้งราคา Pool Gas ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ในเดือนมิถุนายน 2567 และพบว่ามีส่วนต่างระหว่างต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 และเมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ในช่วงเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ปตท. จึงได้ขอประสานหารือแนวทางบริหารจัดการส่วนต่างดังกล่าวนี้ต่อไป

        4. ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามสูตรโครงสร้าง ณ เดือนกรกฎาคม 2567 อยู่ที่ระดับ 18.55 บาทต่อกิโลกรัม โดยจากประมาณการราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในช่วงเดือนสิงหาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567 คาดการณ์ว่าราคาอาจปรับขึ้นอยู่ในช่วง 19.36 ถึง 19.66 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ประชุมหารือร่วมกับ ปตท. เพื่อพิจารณาแนวทางการกำหนดราคาขายปลีก NGV โดยมีความเห็นร่วมกันว่า ให้นำส่วนต่างต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดจากการดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 ในช่วงเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 มาปรับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ในโครงสร้างราคาขายปลีก NGV โดยให้ราคาขายปลีก NGV อยู่ที่ 18.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 2 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2567 ถึงวันที่ 15 ตุลาคม 2567 และนำส่วนต่างคงเหลือมาปรับราคาขายปลีก NGV ตั้งแต่วันที่ 16 ตุลาคม 2567 จนครบวงเงินของส่วนต่างต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ ยังคงมาตรการช่วยเหลือจาก ปตท. ในกลุ่มรถแท็กซี่ กลุ่มรถโดยสารสาธารณะ และกลุ่มรถบรรทุก ตามมติคณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2566

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบให้นำส่วนต่างต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดจากผลการดำเนินการตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ วันที่ 13 ธันวาคม 2566 ในช่วงเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 มาปรับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติในโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับ ยานยนต์ (NGV) ดังนี้

            1.1 ให้ราคาขายปลีก NGV อยู่ที่ราคา 18.59 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 สิงหาคม 2567 ถึงวันที่ 15 ตุลาคม 2567 (เป็นระยะเวลา 2 เดือน)

            1.2 ราคาขายปลีก NGV ตั้งแต่วันที่ 16 ตุลาคม 2567 ให้นำส่วนต่างคงเหลือมาปรับลดราคาจนครบวงเงินของส่วนต่างต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ

    2. มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการตามข้อ 1 และรายงานผล การดำเนินการให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานทราบต่อไป

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 2/2567 (ครั้งที่ 66)

วันพฤหัสบดีที่ 27 มิถุนายน 2567

1. สถานภาพโครงการน้ำงึม 3

2. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน

3. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

4. แนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย

5. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ

6. ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์)

7. ประมาณการกระแสเงินสดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                                           ประธานกรรมการ

(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                                          กรรมการและเลขานุการ

(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)

เรื่องที่ 1 สถานภาพโครงการน้ำงึม 3

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งว่า กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้ตกลงจัดทำบันทึกความเข้าใจในการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) เพื่อจัดทำกรอบในการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ซึ่งได้มีการลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2565 โดยมีอายุ 18 เดือน ครบกำหนดในวันที่ 10 ตุลาคม 2566 และเมื่อวันที่ 22 กันยายน 2566 ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้มีหนังสือถึง กฟผ. ขอใช้สิทธิขยายอายุ Tariff MOU ตามเงื่อนไข Clause 2(b)(ii) ของ Tariff MOU ออกไป 60 วัน ซึ่งครบกำหนดในวันที่ 10 ธันวาคม 2566 ซึ่ง กฟผ. ได้รับทราบการใช้สิทธิดังกล่าวแล้ว ต่อมาเมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อขอขยายอายุ Tariff MOU อีก 18 เดือน จากวันที่ 10 ธันวาคม 2566 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2568 โดยให้เหตุผลว่า เพื่อให้มีระยะเวลาเพียงพอในการจัดทำแผนบรรเทาผลกระทบ ต่อโครงการและเจรจาเงื่อนไขกับ Export-Import Bank of China (CEXIM) โดย กฟผ. พิจารณาแล้วเห็นว่า การขยายระยะเวลา Tariff MOU ดังกล่าว เป็นกรณีที่ไม่ได้มีการกำหนดเงื่อนไขในการใช้สิทธิขยายระยะเวลา ไว้อย่างชัดเจนเช่นเงื่อนไข Clause 2(b)(ii) ของ Tariff MOU ที่กำหนดให้สิทธิผู้พัฒนาโครงการสามารถขยายระยะเวลาได้ ซึ่งในการพิจารณาขยายระยะเวลาใน Tariff MOU ตามกรณีเหตุผลและเงื่อนไขอื่นเป็นระยะเวลาอีก 18 เดือน เป็นเรื่องที่ต้องพิจารณาถึงความต้องการและแผนการผลิตไฟฟ้าจากภาคนโยบายประกอบด้วย ดังนั้น กฟผ. จึงได้นำส่งข้อเสนอการขอขยายอายุ Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 เป็นระยะเวลาอีก 18 เดือน เพื่อให้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทย กับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) พิจารณาและนำเรียนเสนอคณะอนุกรรมการประสานฯ

        2. เมื่อวันที่ 25 มกราคม 2567 สนพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับ กฟผ. ถึงกรณีการขอขยายอายุ Tariff MOU โดยที่ประชุมรับทราบว่า ปัจจุบันโครงการน้ำงึม 3 ได้เลยกำหนดระยะเวลา Tariff MOU แล้ว และ กฟผ. ได้มีหนังสือแจ้งไปยังผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 เพื่อขอใช้สิทธิในการยึดเงินค้ำประกัน (MOU Security) จึงทำให้ที่ประชุมสรุปได้ว่า Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 สิ้นสุดอายุแล้ว ทั้งนี้ หากโครงการน้ำงึม 3 ยังมีความประสงค์จะขายไฟฟ้ามายังประเทศไทย จะต้องเข้าสู่กระบวนการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าใหม่อีกครั้ง ตามหลักเกณฑ์การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของคณะอนุกรรมการประสานฯ โดยรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) จะต้องเสนอโครงการน้ำงึม 3 มาให้คณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณาใหม่อีกครั้ง ต่อมาเมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2567 สนพ. ได้มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อสอบถามข้อมูลเพิ่มเติมถึงสถานะปัจจุบันของ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ถือว่าสิ้นสุดแล้วหรือไม่ และ กฟผ. ได้แจ้งผลการพิจารณาสถานะ Tariff MOU ดังกล่าวให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ทราบแล้วหรือไม่ รวมทั้งขอทราบแผนการดำเนินงานในการพัฒนาโครงการน้ำงึม 3 หลังจากขอขยาย Tariff MOU โดยเมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2567 กฟผ. ได้มีหนังสือชี้แจงว่า สถานะ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ได้ครบกำหนดแล้วเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566 และ กฟผ. ได้ใช้สิทธิ ริบหลักประกันเต็มจำนวนตามเงื่อนไข Clause 7 ของ Tariff MOU เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU โดยเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2566 กฟผ. ได้มีหนังสือแจ้งธนาคารกรุงเทพ จำกัด (มหาชน) ให้ชำระเงินตามหนังสือ MOU Security และ กฟผ. ได้รับเงินค้ำประกันครบถ้วนแล้วเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2566 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กฟผ. ได้มีหนังสือแจ้งผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ว่าจะนำข้อเสนอของผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ในการขอขยาย Tariff MOU ระยะเวลา 18 เดือน แจ้งแก่ สนพ. เพื่อนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ ต่อไป รวมทั้งได้แจ้งให้ทราบแล้วว่า Tariff MOU ได้ครบกำหนดแล้วเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566 และ กฟผ. ขอใช้สิทธิริบหลักประกันเต็มจำนวนตามเงื่อนไข Clause 7 ของ Tariff MOU

        3. เมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2567 กฟผ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. จัดส่งข้อมูลเพิ่มเติมเกี่ยวกับแผน การดำเนินงานในการพัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ตามที่ได้รับจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) หลังจากได้ข้อสรุปเรื่อง PPA กับ กฟผ. แล้ว ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการโอนหุ้นและสินทรัพย์จากรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (EDL) ไปยัง Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) และบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) ซึ่งเป็นผู้สนับสนุนรายใหม่ของโครงการ และต้องหาแหล่งเงินทุนใหม่เพื่อสนับสนุนโครงการน้ำงึม 3 ทดแทน CEXIM ที่เป็นผู้สนับสนุนรายเดิม รวมทั้งต้องแก้ไขสัญญากับผู้รับเหมาก่อสร้างโครงการน้ำงึม 3 (EPC) เพื่อให้ EPC สามารถดำเนินการก่อสร้างโครงการให้แล้วเสร็จภายในกรอบเวลาที่ตกลงกันไว้ แต่อย่างไรก็ตาม การดำเนินการดังกล่าวยังไม่แล้วเสร็จ ส่งผลให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ไม่สามารถ ลงนาม PPA ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU จึงขอขยาย Tariff MOU ระยะเวลา 18 เดือน ไปจนถึง เดือนมิถุนายน 2568 และ (2) ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 แจ้งว่า หลังจากได้หารือกับ EPC และส่วนที่เกี่ยวข้องกับการก่อสร้างโครงการน้ำงึม 3 แล้ว ขอยืนยันว่าจะดำเนินการก่อสร้างโครงการน้ำงึม 3 ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2570 ถึงเดือนมิถุนายน 2570 โดยคาดการณ์ว่าจะสามารถกลับมาดำเนินการก่อสร้างได้อีกครั้งในเดือนพฤศจิกายน 2567 ถึงเดือนมีนาคม 2568 ซึ่งส่งผลให้โครงการน้ำงึม 3 มีกำหนดแล้วเสร็จหลังจากกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ที่ระบุไว้ใน Tariff MOU และร่าง PPA ที่ได้มีการตกลงกันแล้ว ทั้งนี้ ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 เสนอให้ กฟผ. และ สนพ. เสนอ SCOD ใหม่ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 โดยพิจารณาจากเป้าหมายตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) เพื่อให้โครงการน้ำงึม 3 จ่ายไฟฟ้าไปยังระบบส่งของ กฟผ. อย่างราบรื่น

        4. ในส่วนของการจัดทำร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 เมื่อวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2566 กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้เจรจาจัดทำร่าง PPA แล้วเสร็จ และได้มีการลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่าง PPAโดยเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2566 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA ดังกล่าว และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ตรวจพิจารณาร่าง PPA ต่อมาเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 และวันที่ 9 มีนาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ตามลำดับ ได้มีมติรับทราบหลักการร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวกับกำหนด การจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2566 อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA แล้วเสร็จ และผู้พัฒนาโครงการ น้ำงึม 3 ได้ยืนยันเห็นชอบการแก้ไขร่าง PPA ตามผลการพิจารณาของ อส. แล้วเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2566 อย่างไรก็ตาม การลงนาม PPA จะสามารถดำเนินการได้ภายหลังจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้ลงนามสัญญาสัมมปทานกับรัฐบาล สปป. ลาว และนำส่ง First Security และเอกสารแสดงอำนาจผู้ลงนาม PPA มายัง กฟผ. รวมทั้ง กฟผ. ต้องตรวจสอบเอกสารดังกล่าวแล้ว ซึ่งผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ยังไม่ได้ดำเนินการดังกล่าว ส่งผลให้ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566

        5. เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2567 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติรับทราบสถานะ Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 ว่าได้ครบกำหนดอายุแล้วเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566 เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU ดังกล่าว โดย กฟผ. ได้แจ้งให้ผู้พัฒนาโครงการ น้ำงึม 3 ทราบแล้วว่า Tariff MOU ได้ครบกำหนดอายุแล้ว และ กฟผ. ขอใช้สิทธิริบหลักประกัน ซึ่ง กฟผ. ได้รับเงินค้ำประกันครบถ้วนแล้วเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2566 ดังนั้น คณะอนุกรรมการประสานฯ จึงไม่มีอำนาจ ในการพิจารณาขยาย Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 ทั้งนี้ หากโครงการน้ำงึม 3 ยังคงมีความต้องการ ที่จะขายไฟฟ้าให้กับประเทศไทย จะต้องเข้าสู่กระบวนการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าใหม่อีกครั้ง ตามหลักเกณฑ์ การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของคณะอนุกรรมการประสานฯ โดยรัฐบาล สปป. ลาว จะต้องเสนอโครงการน้ำงึม 3 มาให้คณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณาตามขั้นตอนและหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ ใหม่อีกครั้ง

มติของที่ประชุม

    รับทราบสถานภาพโครงการน้ำงึม 3

เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2567 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้รับทราบผลการดำเนินงานของมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2566 จำนวน 9 มาตรการ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ รายงานผลการดำเนินงานปี 2566 แก่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ โดยสรุปผล การดำเนินงานได้ ดังนี้ กลุ่มที่ 1 มาตรการปรับเปลี่ยนเชื้อเพลิง (Fuel Switch) ประกอบด้วย (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) มีการดำเนินงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 เนื่องจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีคำสั่งยกเลิกมาตรการจากต้นทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงกว่าราคา ก๊าซธรรมชาติเหลวตลาดจร (Spot LNG) โดยผลการดำเนินงานช่วงดังกล่าว คือ 615.1 ล้านลิตร คิดเป็น 0.372 ล้านตันเทียบเท่าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) (2) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงานปี 2566 คือ 1,874.3 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.258 ล้านตันเทียบเท่า LNG (3) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงานปี 2566 คือ 563.67 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.077 ล้านตันเทียบเท่า LNG (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. ผลการดำเนินงานปี 2566 คือ 155.12 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.021 ล้านตันเทียบเท่า LNG (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) โครงการเทินหินบุน หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. มีการดำเนินงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนพฤษภาคม 2566 ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ผลการดำเนินงาน คือ 11.181 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.00145 ล้านตันเทียบเท่า LNG กลุ่มที่ 2 มาตรการบริหารจัดการการใช้พลังงาน (Demand Side Management) ประกอบด้วย (6) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงาน ในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ผลการดำเนินงานปี 2566 คือ 844.2 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.116 ล้านตันเทียบเท่า LNG (7) เจรจา เพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. มีการดำเนินงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 เนื่องจากไม่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์จากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่มีราคาถูกลง ผลการดำเนินงาน คือ 319.63 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.007 ล้านตันเทียบเท่า LNG และกลุ่มที่ 3 มาตรการบริหารจัดการการผลิตพลังงาน (Supply Side Management) ประกอบด้วย (8) จัดหาก๊าซในประเทศ และเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ผลการดำเนินงานปี 2566 เฉลี่ยเดือนละ 168 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) คิดเป็น 0.718 ล้านตันเทียบเท่า LNG และ (9) บริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีการดำเนินงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ผลการดำเนินงาน คือ 0.154 ล้านตันเทียบเท่า LNG

        2. การดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2566 จำนวน 9 มาตรการ เกิดผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) ประมาณ 30,850 ล้านบาท โดยมีรายละเอียด แต่ละมาตรการ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. จำนวน 4,775 ล้านบาท (2) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 จำนวน 6,587 ล้านบาท (3) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า จำนวน 2,149 ล้านบาท (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น จำนวน 289 ล้านบาท (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว โครงการเทินหินบุน จำนวน 19 ล้านบาท (6) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม จำนวน 1,341 ล้านบาท (7) เจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ จำนวน 278 ล้านบาท (8) จัดหาก๊าซในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด จำนวน 10,081 ล้านบาท และ (9) บริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม จำนวน 5,332 ล้านบาท

        3. เมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2567 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบแผนบริหารจัดการพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2567 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ รายงานแผนการดำเนินงานปี 2567 แก่ กบง. ทราบ สรุปได้ดังนี้ กลุ่มที่ 1 มาตรการปรับเปลี่ยนเชื้อเพลิง ประกอบด้วย (1) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 2,138 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.2940 ล้านตันเทียบเท่า LNG (2) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 505 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.0670 ล้านตันเทียบเท่า LNG (3) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. เป้าหมาย 145 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.01926 ล้านตันเทียบเท่า LNG (4) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว โครงการเทินหินบุน หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 76.5 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.0108 ล้านตันเทียบเท่า LNG (5) การรับซื้อไฟฟ้าโซลาร์หลังคาภาคอุตสาหกรรมเพิ่มเติม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ พพ. และสำนักงาน กกพ. โดยเป็นมาตรการเพิ่มเติม กลุ่มที่ 2 มาตรการบริหารจัดการการใช้พลังงาน ได้แก่ (6) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ พพ. เป้าหมาย 825 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.1130 ล้านตันเทียบเท่า LNG และกลุ่มที่ 3 มาตรการบริหารจัดการการผลิตพลังงาน ได้แก่ (7) จัดหาก๊าซในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ ชธ. ดำเนินการในช่วง เดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนมีนาคม 2567 เนื่องจากตั้งแต่เดือนเมษายน 2567 เป็นต้นไป แปลง G1/61 สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติได้ตามแผน เป้าหมายเฉลี่ยเดือนละ 118 MMscfd คิดเป็น 0.1244 ล้านตันเทียบเท่า LNG รวมเป้าหมายแผนการดำเนินงานปี 2567 ทั้งสิ้น 0.72566 ล้านตันเทียบเท่า LNG

        4. จากการดำเนินมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2566สามารถสรุปประเด็นปัญหา และข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป ดังนี้ ปัญหาที่ 1 การใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. พบว่าการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าแผน เนื่องจากราคา Spot LNG ต่ำกว่าราคาน้ำมันนำเข้า โดยเมื่อวันที่ 25 มกราคม 2566 กกพ. ได้มีมติพิจารณาให้โรงไฟฟ้าที่ใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนเป็นก๊าซธรรมชาติ และขอให้ปรับลดปริมาณการจัดส่งน้ำมันแก่โรงไฟฟ้าระหว่างเดือนกุมภาพันธ์ 2566 ถึงเมษายน 2566 ส่งผลให้เกิดค่าใช้จ่ายบางส่วนจากการเปลี่ยนแปลงแผนงานของมาตรการที่ยังไม่สามารถส่งผ่านไปยังค่าไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ มีข้อเสนอแนะการดำเนินงานต่อไป ได้แก่ (1) สำนักงาน กกพ. และ กฟผ. พิจารณาดำเนินการตามข้อเสนอแนะของคณะอนุกรรมการฯ ตามกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยหากจำเป็นให้จัดทำหลักเกณฑ์การส่งผ่านค่าใช้จ่ายการดำเนินการยกเลิกน้ำมันในการผลิตไฟฟ้า เสนอ กบง. และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป และ (2) สป.พน. พิจารณาจัดทำแผนการดำเนินงานเกี่ยวกับค่าใช้จ่ายด้านภาษีของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในสถานการณ์วิกฤต ร่วมกับสำนักงาน กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ปัญหาที่ 2 จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด พบว่าการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 ต่ำกว่าแผน จากความจำเป็น ที่ต้องบริหาร LNG Inventory ที่ล้นถังเก็บ เนื่องจากความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำกว่าที่ประมาณการ อย่างไรก็ตาม ตั้งแต่เดือนเมษายน 2566 กำลังการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยได้เป็นไปตามแผนและผลิตเต็มศักยภาพของแหล่งภายในประเทศ ข้อเสนอแนะการดำเนินงานต่อไป ได้แก่ การเตรียมการเรื่องความเพียงพอ ของโครงสร้างพื้นฐานเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน เช่น เพิ่มปริมาณการเก็บสำรอง LNG ของ LNG Receiving Terminal และอื่น ๆ เพื่อรองรับการบริหารจัดการ LNG นำเข้าที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้น ปัญหาที่ 3 รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว โครงการเทินหินบุน 20 เมกะวัตต์ (MW) พบปัญหาการเริ่มกระบวนการรับซื้อมีความล่าช้า เนื่องจากต้องรอการพิจารณาของหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้องซึ่งมีการประชุมตามรอบที่กำหนด รวมทั้งรอการแจ้งมติการประชุมอย่างเป็นทางการ ข้อเสนอแนะการดำเนินงานต่อไป ได้แก่ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กพช. ได้เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ ในปี 2567 ซึ่งเพิ่มระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าจากเดิมที่รับซื้อระยะสั้น 6 เดือน ในปี 2566 ปัญหาที่ 4 มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม พบว่าอาจมีความซ้ำซ้อน (Double Counting) ในการนับผลประหยัดระหว่างกลุ่มโรงงานอาคารควบคุมจำนวน 9,000 แห่ง กลุ่มผู้เข้าร่วมโครงการทุนอุดหนุนสนับสนุนการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ (20 : 80) และกลุ่มผู้เข้าร่วมโครงการ Energy Beyond Standard บางส่วน ทั้งนี้ ข้อเสนอแนะการดำเนินงานต่อไป ได้แก่ (1) พพ. พิจารณาตรวจสอบและหาแนวทางขจัดความซ้ำซ้อนของการนับผลการประหยัดพลังงานตามมาตรการอนุรักษ์พลังงานในกลุ่มโรงงานควบคุม และอาคารควบคุม และ (2) ควรดำเนินมาตรการด้านการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ให้เต็มศักยภาพ โดย สนพ. อาจพิจารณาศึกษาการปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาให้สอดคล้องกับการใช้ไฟฟ้า (Load) รายวัน และความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ที่เปลี่ยนแปลงไป เพื่อจูงใจให้ผู้ใช้ไฟฟ้าเกิดการปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าให้เหมาะสม ทั้งนี้ คณะทำงานจัดทำแผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2566 - 2570) กระทรวงพลังงาน อยู่ระหว่างการจัดทำ (ร่าง) แผนปฏิบัติการ ด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2566 - 2570) ซึ่งมีกำหนดแล้วเสร็จในเดือนกันยายน 2567 โดยจะนำข้อเสนอแนะจากการดำเนินมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2565 และปี 2566 อาทิ การปรับปรุงกฎหมายและระเบียบให้มีความยืดหยุ่นในการบังคับใช้ช่วงสถานการณ์ฉุกเฉิน การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน มาจัดทำแผนงานและข้อริเริ่มโครงการ ใน (ร่าง) แผนปฏิบัติการดังกล่าว เพื่อกำหนดหน่วยงานรับผิดชอบหลักในการขับเคลื่อนแผนงาน และข้อริเริ่มโครงการ เตรียมความพร้อมด้านทรัพยากรตั้งแต่ภาวะปกติ แนวทางการบูรณาการที่จำเป็นของประเทศ และการบริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพต่อไป

มติของที่ประชุม

    รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน

เรื่องที่ 3 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2567 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้ (1) เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อคงราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567 และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ดำเนินการขออนุมัติกรอบวงเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2567 งบกลาง รายงานเงินสำรองจ่าย เพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น วงเงินงบประมาณ 500 ล้านบาท เพื่อให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ดำเนินการคงราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 ต่อมา เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2567 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชนตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ สำหรับค่าใช้จ่าย และแหล่งงบประมาณในการดำเนินมาตรการให้เป็นไปตามความเห็นของสำนักงบประมาณ ทั้งนี้ สำนักงบประมาณได้ให้ความเห็นต่อการบริหารราคาก๊าซ LPG โดยตรึงราคาขายปลีก LPG ที่ระดับ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 ว่าเห็นสมควรให้บริหารจัดการผ่านกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก่อนเป็นลำดับแรก

        2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงผันผวนตามราคาน้ำมันดิบ เนื่องจากความตึงเครียดในตะวันออกกลางซึ่งจะส่งผลกระทบต่อความต้องการใช้น้ำมันและก๊าซ LPG ของโลก และราชอาณาจักร ซาอุดีอาระเบียมีแผนที่จะปรับขึ้นราคาขายนํ้ามันดิบอย่างเป็นทางการหลังคาดการณ์ว่าอุปสงค์นํ้ามันจะปรับตัวเพิ่มขึ้นจากการเข้าสู่ช่วงฤดูร้อน ประกอบกับธนาคารกลางสหรัฐอเมริกา (FED) อาจจะขยายเวลาในการปรับลดอัตราดอกเบี้ยไปจนถึงช่วงสิ้นปีนี้ หลังตัวเลขการจ้างงานในสหรัฐฯ ยังคงขยายตัวแต่ตํ่ากว่าที่คาดการณ์ ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG พบว่า ราคา LPG ตลาดโลกในเดือนมีนาคม 2567 ถึงเดือนมิถุนายน 2567 ลดลงประมาณ 63.86 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือคิดเป็นร้อยละ 10 จาก 622.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ในเดือนมีนาคม 2567 ลดลงเป็น 558.44 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 27 มิถุนายน 2567 โดยจากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ได้ปรับสูงขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้น ของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 0.3347 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 23.2786 บาทต่อกิโลกรัม (632.89 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 22.9439 บาทต่อกิโลกรัม (621.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยลดลงจาก 4.7477 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 4.4130 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 423 บาท

        3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 23 มิถุนายน 2567 มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 111,743 ล้านบาท แยกเป็น บัญชีน้ำมันติดลบ 63,121 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 47,622 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,432 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,263 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายรับ 169 ล้านบาทต่อเดือน

        4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงทรงตัวอยู่ในระดับสูง โดยราคาก๊าซ LPG นำเข้ารวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ณ วันที่ 27 มิถุนายน 2567 อยู่ที่ 622 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 414 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม แต่เนื่องจากฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ยังคงติดลบสูงถึง 47,622 ล้านบาท ประกอบกับมติ ครม. เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2567 ให้ตรึงราคาขายปลีก LPG ที่ระดับ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 โดยบริหารจัดการผ่านกองทุนน้ำมันฯ ก่อนเป็นลำดับแรกตามความเห็นของสำนักงบประมาณ ดังนั้น เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG มีรายรับเพิ่มขึ้น และไม่ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทาง การปรับราคาก๊าซ LPG ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2567 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2567 หรือแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มไปที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2567 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2567 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่อง และฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 622 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 23 มิถุนายน 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG อยู่ที่ติดลบ 47,622 ล้านบาท หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 จะทำให้ ณ วันที่ 30 กันยายน 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 47,115 ล้านบาท หรือติดลบ 46,257 ล้านบาท ตามลำดับ

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2567 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2567

    2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป

เรื่องที่ 4 แนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยได้เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บท โดยให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ต่อมา สนพ. ได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงาน ด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 (แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น) แบ่งออกเป็น 3 เสาหลัก โดยเสาหลักที่ 1 ได้แก่ การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (Demand Response & Energy Management System: DR & EMS) มีเป้าหมายที่จะดำเนินการพัฒนาธุรกิจ DR แบบกึ่งอัตโนมัติ (Semi-auto DR) 350 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2561 – 2564 มุ่งเน้นทิศทางการพัฒนา DR ของประเทศไทยให้เกิดเป็นธุรกิจ DR และดำเนินการสั่งเรียก DR แบบถาวร (Permanent DR) ในอนาคต โดยเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 (โครงการนำร่องฯ) เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ ใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97 (4) แห่งพระราชบัญญัติ การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เป็นค่าใช้จ่ายสำหรับผลตอบแทน DR แก่ผู้เข้าร่วมโครงการ รวมทั้งการบริหารและติดตามประเมินผลโครงการ ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริด ของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574 (แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง) แบ่งออกเป็น 5 เสาหลัก โดยเสาหลักที่ 1 DR & EMS ยังคงเป็นเสาหลักสำคัญที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง เพื่อมุ่งเน้นให้เกิดเป็นธุรกิจ DR และดำเนินการสั่งเรียก DR แบบถาวรให้สามารถใช้ทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และผลิตภัณฑ์ ในระบบไฟฟ้าได้หลากหลาย ช่วยเพิ่มความยืดหยุ่นและประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าได้ในอนาคต โดยมีเป้าหมาย DR 1,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2580 โดยเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติรับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว

        2. ผลการดำเนินงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 มีดังนี้

                2.1 สนพ. ได้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อขับเคลื่อนการดำเนินโครงการนำร่อง Demand Response (คณะทำงานฯ) ประกอบด้วยผู้แทนจาก 5 หน่วยงาน ได้แก่ สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้า ส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เพื่อร่วมกันติดตาม ขับเคลื่อนการดำเนินโครงการนำร่องฯ ให้เป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด และประเมินผลโครงการ โดย (1) สำนักงาน กกพ. มีหน้าที่เป็นผู้ให้ทุนเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับผลตอบแทน การตอบสนองด้านโหลดแก่ผู้เข้าร่วมโครงการ พร้อมทั้งค่าใช้จ่ายในการบริหารและติดตามประเมินผลโครงการ จากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามมาตรา 97 (4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (2) สนพ. มีหน้าที่เป็นผู้รับเงินสนับสนุนดังกล่าว รวมทั้งเป็นผู้บริหารโครงการในการขับเคลื่อนและติดตาม การประเมินผลโครงการ และจ่ายค่าตอบแทน DR ไปยังผู้รวบรวมโหลด (Load Aggregator: LA) (3) กฟผ. มีหน้าที่ในการดำเนินการเป็นศูนย์สั่งการการดำเนินมาตรการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response Control Center: DRCC) โดยประสานงานเพื่อวางแผนสั่ง DR แต่ละมาตรการจากศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ (NCC) และส่งต่อคำสั่งไปยัง LA และ (4) กฟน. และ กฟภ. มีหน้าที่ดำเนินการเป็น LA ในเขตพื้นที่ การให้บริการของตน โดยจัดหาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการนำร่อง (DR Participants) พร้อมทั้งการจ่ายค่าตอบแทนที่ได้รับจัดสรรจาก สนพ. แก่ DR Participants

                2.2 คณะทำงานฯ ได้ประชุมหารือในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อประกาศรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการ โดย กฟน. และ กฟภ. ได้ประกาศรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ ระยะที่ 1 ช่วงเดือนสิงหาคม 2565 ถึงเดือนตุลาคม 2565 และระยะที่ 2 ช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2566 มีผู้สมัครเข้าร่วมโครงการทั้งสิ้น 142 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลดรวม 72,611.64 กิโลวัตต์ โดยมีผู้ผ่านการคัดเลือก และทำสัญญารวมทั้งสิ้น 67 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลดรวม 38,563.95 กิโลวัตต์ แบ่งเป็นโปรแกรม ช่วงบ่าย (13.30 น. ถึง 16.30 น.) ผู้เข้าร่วม 32 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลดรวม 8,385.43 กิโลวัตต์ เป็นผู้รวบรวมโหลด กฟน. 4 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลด 563.75 กิโลวัตต์ และผู้รวบรวมโหลด กฟภ. 28 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลด 7,821.68 กิโลวัตต์ และโปรแกรมช่วงหัวค่ำ (19.30 น. ถึง 22.30 น.) ผู้เข้าร่วม 35 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลดรวม 30,178.52 กิโลวัตต์ แบ่งเป็นผู้รวบรวมโหลด กฟน. 13 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลด 2,336.94 กิโลวัตต์ และผู้รวบรวมโหลด กฟภ. 22 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้า เสนอลด 27,841.58 กิโลวัตต์

                2.3 เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนธันวาคม 2566 มีการสั่งเรียกมาตรการ DR แล้วเสร็จเดือนละ 3 ครั้งต่อโปรแกรม ครั้งละ 3 ชั่วโมง ผลการดำเนินโครงการนำร่องฯ มีปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลด ตามสัญญารวมทั้งสิ้น 38,563.95 กิโลวัตต์ ลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุดรายชั่วโมงของแต่ละเดือน 57,308 กิโลวัตต์ ความสามารถลดการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยร้อยละ 96 โดยปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ลดได้รวม 3,775,670 กิโลวัตต์ (เฉลี่ย 314,639 กิโลวัตต์ต่อเดือน) มีการจ่ายเงินอุดหนุนให้แก่ผู้เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ จำนวน 18,751,391.10 บาท เป็นในส่วนของ กฟน. จำนวน 844,530.66 บาท และ กฟภ. จำนวน 17,906,860.44 บาท

                2.4 ปัญหาอุปสรรคจากการดำเนินโครงการนำร่องฯ (1) ช่วงการรับสมัครเพื่อรวบรวม แหล่งทรัพยากร DR อาทิ ข้อจำกัดของระยะเวลาดำเนินการภายใต้การรับทุนสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้าฯ ทำให้มีระยะเวลาเพียง 1 – 2 เดือนในการประชาสัมพันธ์และรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการฯ ซึ่งส่งผลกระทบ ต่อปริมาณตามเป้าหมายที่กำหนด และโครงการนำร่องฯ มีรายละเอียดค่อนข้างมากและซับซ้อน จำเป็นต้องใช้เวลาสร้างความเข้าใจแก่ผู้ที่สนใจเข้าร่วมโครงการในระดับผู้บริหารหรือผู้มีอำนาจตัดสินใจ เป็นต้น (2) ช่วงการ สั่งเรียกมาตรการ DR อาทิ การสื่อสารระหว่าง DRCC และ LA เกิดความขัดข้องทางเทคนิคในการส่งสัญญาณ การสั่งการและเชื่อมโยงข้อมูล รวมถึงความไม่สมบูรณ์ของข้อมูลการใช้ไฟฟ้าและความขัดข้องของเครื่องวัดไฟฟ้า การดำเนินมาตรการของ DR Participants บางรายไม่สามารถปรับลดความต้องการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่มี การสั่งเรียกมาตรการ DR ได้ตามปริมาณเสนอลดตามสัญญา และการบริหารค่าตอบแทนภายใต้การรับทุนสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้าฯ ให้แก่ผู้เข้าร่วมโครงการมีความล่าช้า ส่งผลต่อความเชื่อมั่นของผู้เข้าร่วมโครงการ เป็นต้น

                2.5 ผลประโยชน์จากการดำเนินโครงการนำร่องฯ (1) ภาพรวมของประเทศ ได้เริ่มต้นการใช้งานมาตรการ DR ทดแทนผลิตภัณฑ์ในระบบไฟฟ้าอย่างเป็นรูปธรรม โดยเริ่มการพัฒนาแหล่งทรัพยากร ทดแทนกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่มีความยืดหยุ่นในการใช้งาน โดยมีข้อผูกพันทางสัญญาในระยะสั้นเพื่อรองรับ ความไม่แน่นอนของความต้องการใช้ไฟฟ้าในรูปแบบต่าง ๆ ได้มากขึ้น และช่วยลดภาระผูกพันแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า ในระยะยาว (2) กฟผ. ได้ทดสอบการสั่งเรียกมาตรการ DR ให้มีความแม่นยำ เพื่อให้สามารถทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลาได้อย่างมีประสิทธิภาพ รวมถึงได้ทดสอบระบบการสั่งการ DR ระหว่าง DRCC และ LA ซึ่งปรับปรุงแก้ไขปัญหาและอุปสรรคต่าง ๆ ให้เกิดความเชื่อมั่นในการเรียกใช้งาน DR ก่อนขยายผลต่อไป (3) กฟน. และ กฟภ. ได้เริ่มต้นการจัดหาแหล่งทรัพยากร DR ในฐานะ LA รวมถึง ได้ทดสอบระบบการสั่งการ DR ระหว่าง DRCC LA และ DR Participants ซึ่งปรับปรุงแก้ไขปัญหาและอุปสรรคต่างๆ ที่เกิดขึ้นก่อนขยายผลต่อไป นอกจากนี้ กฟน. และ กฟภ. ในฐานะ LA จะมีฐานข้อมูลศักยภาพ DR และการเชื่อมโยงกับผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ สามารถขยายผลไปยังผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่น ๆ ได้ ในอนาคต และ (4) ผู้เข้าร่วมโครงการได้ทดสอบรูปแบบและวิธีการปรับลดการใช้ไฟฟ้าตามช่วงวันและเวลา ที่มีการสั่งเรียกมาตรการ DR สามารถลดค่าไฟฟ้าและสร้างรายได้จากการดำเนินมาตรการ รวมทั้งได้เสริมสร้างภาพลักษณ์ทางธุรกิจ สนับสนุนนโยบายภาครัฐด้านการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก

                2.6 ความพร้อมและการเตรียมการสำหรับการดำเนินมาตรการ DR ระยะต่อไป (1) กฟผ. ในฐานะ DRCC พัฒนา DRCC ให้เป็นศูนย์การสั่งมาตรการ DR ของไทย มีค่าความพร้อมในการทำงาน (Availability) ร้อยละ 100 สามารถเชื่อมโยงและสั่งการไปยัง LA ได้ครบถ้วนตามมาตรฐาน OpenADR 2.0b นอกจากนี้ กฟผ. ได้บรรจุแผนงาน DRCC เป็นแผนปฏิบัติการรองรับแผนวิสาหกิจ กฟผ. ปี 2566 – 2570 พร้อมทั้งจัดเตรียมบุคลากรสำหรับรองรับการดำเนินงาน DR ในอนาคต (2) กฟน. ในฐานะ LA ขยายจำนวนการติดตั้งมิเตอร์อัจฉริยะเพื่อเพิ่มฐานผู้ใช้ไฟฟ้าที่จะเข้าร่วมโครงการ DR โดยแผนการดำเนินงานปี 2567 – 2568 และปี 2569 – 2570 ติดตั้งมิเตอร์อัจฉริยะครอบคลุมพื้นที่ 8 เขต และ 18 เขต จำนวนสะสม 0.26 ล้านชุด และ 1.02 ล้านชุด ตามลำดับ รวมทั้งจัดทำโครงการเตรียมความพร้อม กฟน. เป็น LA และปรับปรุงคุณสมบัติ (Feature) ของซอฟต์แวร์ Load Aggregator Management System (LAMS) ให้เหมาะสมกับฟังก์ชันการใช้งานของโครงการในระยะถัดไป และ (3) กฟภ. ในฐานะ LA พัฒนาเชื่อมโยงข้อมูลแบบ Application Programming Interface (API) และพัฒนาแพลตฟอร์ม LAMS ให้สามารถใช้งานได้แบบ One Stop Service รวมทั้งพัฒนาแพลตฟอร์ม LAMS ในส่วนของโปรแกรม DR ให้สามารถรองรับได้ทั้งด้านนโยบาย และสามารถนำไปใช้งานได้ ในรูปแบบมาตรฐานสากลในอนาคต

        3. สนพ. ได้เสนอแนวทางการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ของประเทศไทย ปี 2567 – 2569เพื่อให้เกิดการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ในระดับผู้ใช้ไฟฟ้า รวมถึงให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สามารถพัฒนาให้เกิดความพร้อมในการเชื่อมโยงแหล่งทรัพยากรแบบกระจายศูนย์ (Distributed Energy Resource: DER) รูปแบบอื่น ๆ เพื่อทำให้ระบบไฟฟ้ามีความยืดหยุ่นและสามารถรองรับพลังงานหมุนเวียนในสัดส่วนสูง โดยเห็นควรดำเนินการ ดังนี้

                3.1 การดำเนินการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR อย่างต่อเนื่อง มีแนวทางดังนี้ (1) การพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ต้องใช้ระยะเวลาในการรวบรวมเพื่อสะสมแหล่งทรัพยากรจากผู้ใช้ไฟฟ้าเชื่อมโยงสู่ระบบไฟฟ้าเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงควรมีการดำเนินโครงการ DR อย่างต่อเนื่อง เพื่อสร้างความเชื่อมั่นให้แก่ แหล่งทรัพยากร DR รวมถึง DRCC และ LA ให้เกิดเป็นธุรกิจเชิงพาณิชย์ในอนาคตอย่างมั่นคง ทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลา ลดการนำเข้า LNG ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศในระยะแรก ก่อนที่จะ นำ DR ไปใช้ทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าในอนาคตตามร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ต่อไป (2) การใช้แหล่งเงินอุดหนุนที่มีข้อจำกัดอาจทำให้การดำเนินการประกาศเป้าหมายและการกำกับดูแล ไม่ต่อเนื่อง รวมถึงไม่สอดคล้องและทันกับสัญญาการสั่งเรียกเพื่อลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุดรายปี จึงควรพิจารณาค่าตอบแทน DR เข้าในค่าไฟฟ้าฐานตามร่างแผน PDP และ (3) อัตราผลตอบแทน DR สำหรับการทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลาเพื่อลดการนำเข้า LNG ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ไม่ควรมีมูลค่า สูงกว่าค่าพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้จาก LNG เพื่อช่วยลดค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ โดยเห็นควรให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ทำหน้าที่กำหนดเป้าหมาย หลักเกณฑ์ รูปแบบการดำเนินงานด้าน DR พิจารณาอัตราผลตอบแทน รวมถึงขับเคลื่อน ติดตาม และประเมินผลการดำเนินงานให้ประสบผลสำเร็จ สอดคล้องกับเป้าหมายตามร่างแผน PDP พ.ศ. 2567 - 2580 (PDP 2024)

                3.2 การประกาศเป้าหมายและการจัดหาทรัพยากร DR รายปี มีแนวทางดังนี้ (1) การพัฒนาทรัพยากร DR รวมถึงการรวบรวม DER ในระยะยาว จำเป็นต้องติดตามประเมินผลและพิจารณากำหนดเป้าหมายรายปีที่เหมาะสมกับสถานการณ์ รวมถึงต้องกำหนดหลักเกณฑ์ที่เหมาะสมในการจัดหาทรัพยากร ที่มีประสิทธิภาพ โดยมีเป้าหมายระยะยาว 1,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2580 ตามร่างแผน PDP 2024 และ (2) เห็นควรให้คณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ที่แต่งตั้งขึ้นติดตามการดำเนินการขับเคลื่อน DR ตามแนวทางการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ของไทย ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดทำกรอบเบื้องต้นแนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ของไทยในระยะแรก ช่วงปี 2567 – 2569 โดยมอบให้คณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ที่จะแต่งตั้งขึ้นสามารถปรับปรุงเป้าหมาย หลักเกณฑ์ รูปแบบการดำเนินงานได้ตามความเหมาะสม เพื่อให้เกิดการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ของไทยไปสู่เป้าหมายที่กำหนดได้อย่างมีประสิทธิภาพ สรุปรายละเอียดได้ ดังนี้ (1) เป้าหมาย ปี 2567 – 2568 ปริมาณ 100 – 200 เมกะวัตต์ ปี 2569 ปริมาณ 350 เมกะวัตต์ (2) รูปแบบโปรแกรม ปี 2567 – 2569 ทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลา (Energy) (3) ที่มาผลตอบแทน ปี 2567 – 2569 พิจารณาค่าตอบแทนเข้าในค่าไฟฟ้าฐาน โดยกำหนดเป้าหมายในร่างแผน PDP 2024 (4) การส่งผ่านค่าตอบแทน ปี 2567 – 2569 ส่งผ่านจาก กฟผ. ในฐานะ DRCC ไปยัง กฟน. และ กฟภ. ในฐานะ LA (5) รูปแบบของ LA ปี 2567 – 2568 ระดับ 1 คือ กฟน. และ กฟภ. ปี 2569 ระดับ คือ 1 กฟน. และ กฟภ. ระดับ 2 เป็นเอกชน และ (5) การบริหารโครงการ ปี 2567 – 2569 บริหารโดยคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ที่แต่งตั้งขึ้น

มติของที่ประชุม

    1. รับทราบผลการดำเนินงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566

    2. เห็นชอบแนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย ปี 2567 – 2569 ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาแนวทางการนำค่าตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดบรรจุเข้าค่าไฟฟ้าฐาน ให้สอดคล้องกับร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567 - 2580 (PDP 2024) หรือการใช้งบประมาณจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยี ที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย สนับสนุนสำหรับช่วงปี 2567 – 2569 เพื่อประกอบการพิจารณาแหล่งที่มาผลตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดในระยะต่อไป ตามแนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย ปี 2567 – 2569 และแจ้งผลการพิจารณาแก่ฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป

    3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อทราบผลการดำเนินงานโครงการนำร่อง การตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 ตามข้อ 1 และเพื่อพิจารณาเห็นชอบแนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย ปี 2567 – 2569 ตามข้อ 2 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

เรื่องที่ 5 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ

สรุปสาระสำคัญ

        1. ราคาน้ำมันดิบตลาดโลกทรงตัวอยู่ในระดับสูงจากความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์ในภูมิภาคตะวันออกกลาง ระหว่างสาธารณรัฐอิสลามอิหร่านและรัฐอิสราเอลที่มีแนวโน้มขยายวงกว้างมากขึ้น ขณะที่ ความขัดแย้งระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนยังคงตึงเครียด ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศไทยปรับตัวสูงขึ้นตามไปด้วย โดยราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2567 ที่ผ่านมา ภายหลังสิ้นสุดมาตรการลดภาษีสรรพสามิตลิตรละ 1 บาท ปรับตัวขึ้นสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาน้ำมัน เบนซิน 95 แก๊สโซฮอล 91 อี10 แก๊สโซฮอล 95 อี10 แก๊สโซฮอล 95 อี20 และแก๊สโซฮอล 95 อี85 ณ วันที่ 24 พฤษภาคม 2567 ซึ่งสูงกว่าช่วงเดียวกันของปีที่แล้ว ร้อยละ 5.7 ร้อยละ 11.4 ร้อยละ 6.9 ร้อยละ 7.4 และร้อยละ 6.2 ตามลำดับ ทั้งนี้ คาดการณ์ว่าราคาน้ำมันสำเร็จรูปตลาดโลกยังมีแนวโน้มทรงตัว ในระดับสูงต่อเนื่องตลอดปี 2567 จึงยังมีความจำเป็นในการพิจารณาดำเนินมาตรการบรรเทาผลกระทบ ด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ซึ่งเป็นประชาชนกลุ่มเปราะบางที่จำเป็นต้องได้รับการช่วยเหลือในช่วงที่ราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูง เพื่อบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมัน ลดภาระค่าครองชีพ ลดความเหลื่อมล้ำ และเพิ่มศักยภาพให้ประชาชนผู้มีรายได้น้อยมีความเป็นอยู่ที่ดีขึ้น

        2. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ

                2.1 ขอบเขตการดำเนินงาน (1) การให้วงเงินช่วยเหลือ รัฐจะสนับสนุนวงเงินแก่ผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ในการเติมน้ำมันกับสถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการ ระหว่างเดือนตุลาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567 ไม่เกิน 360 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน และ (2) เงื่อนไขการชำระเงินให้แก่สถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการ ผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐต้องชำระค่าน้ำมันโดยแสดงบัตรสวัสดิการแห่งรัฐหรือบัตรประจำตัวประชาชน พร้อมยืนยันตัวตนโดยการสแกนใบหน้าผ่านแอปพลิเคชันฝั่งผู้ขายในสถานีบริการน้ำมัน ที่เข้าร่วมโครงการ ทั้งนี้ กรณีรัฐโอนเงินสนับสนุนให้แก่สถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการไม่สำเร็จ รัฐจะดำเนินการโอนเงินให้แก่สถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการภายหลังสิ้นสุดระยะเวลาโครงการอีกไม่เกิน 2 เดือน หากพ้นกำหนดเวลาข้างต้นและการโอนเงินยังคงไม่สำเร็จ รัฐจะไม่โอนเงินให้แก่สถานีบริการน้ำมัน ที่เข้าร่วมโครงการดังกล่าว และจะถือว่าสถานีบริการน้ำมันนั้นไม่ประสงค์รับเงินภายใต้โครงการ

                2.2 วัตถุประสงค์เพื่อลดภาระค่าครองชีพและบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันให้แก่ผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ระยะเวลาดำเนินโครงการ 3 เดือน ระหว่างเดือนตุลาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567

                2.3 การกำหนดสิทธิ์ สำหรับผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ยืนยันตัวตนสำเร็จภายในวันที่ 26 กรกฎาคม 2567 ทั้งนี้ กระทรวงการคลังกำหนดให้กรณีผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐยืนยันตัวตนสำเร็จภายในวันที่ 26 ของเดือน จะสามารถเริ่มใช้สิทธิสวัสดิการได้ตั้งแต่วันที่ 1 ของเดือนถัดไป

                2.4 วงเงินงบประมาณ ส่วนลดค่าใช้จ่ายในการเติมน้ำมันไม่เกิน 360 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ระหว่างเดือนตุลาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567) จำนวนผู้มีสิทธิ์ 13.5702 ล้านราย ดังนั้น คาดว่าจะใช้วงเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2568 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เป็นเงิน 4,886 ล้านบาท

                2.5 การขอรับงบประมาณ ตามระเบียบว่าด้วยการบริหารงบประมาณรายจ่ายงบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น พ.ศ. 2562 ข้อ 9 (3) กรณีวงเงินที่เห็นควรอนุมัติเกินกว่า 100 ล้านบาท สำนักงบประมาณจะเสนอเรื่องต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ เมื่อนายกรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ สำนักงบประมาณจะแจ้งให้หน่วยรับงบประมาณนำเรื่องเสนอขออนุมัติต่อคณะรัฐมนตรี โดยเสนอผ่านรองนายกรัฐมนตรี รัฐมนตรีเจ้าสังกัดหรือรัฐมนตรีที่กำกับดูแล หรือผู้ที่คณะรัฐมนตรีมอบหมาย ให้เป็นผู้กำกับแผนงานบูรณาการกรณีเป็นการดำเนินการภายใต้แผนงานบูรณาการ แล้วแต่กรณี เมื่อนายกรัฐมนตรี หรือคณะรัฐมนตรีทราบหรือพิจารณาให้ความเห็นชอบตามความในวรรคหนึ่งแล้ว สำนักงบประมาณจะอนุมัติ เงินจัดสรรงบประมาณรายจ่ายงบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ไปยังสำนักงาน ที่จะดำเนินการเบิกจ่าย โดยสอดคล้องกับแผนการปฏิบัติงานและแผนการใช้จ่ายงบประมาณต่อไป

                2.6 การเข้าร่วมโครงการ สถานีบริการน้ำมันตามข้อมูลกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) สามารถดำเนินการ ดังนี้ (1) แจ้งความประสงค์เข้าร่วมโครงการผ่านแบบฟอร์มหน้าเว็บไซต์ ธพ. ทั้งนี้ ธพ. จะตรวจสอบการเป็นสถานีบริการน้ำมันของผู้ได้รับใบอนุญาตเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 หรือจดทะเบียนเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 10 หรือมาตรา 11 ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ของผู้ที่แจ้งความประสงค์เข้าร่วมโครงการผ่านแบบฟอร์มหน้าเว็บไซต์ ธพ. เพื่อคัดกรองเฉพาะผู้ประกอบการที่จำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิง (2) กรณีสถานีบริการยังไม่มีแอพพลิเคชันถุงเงิน จะต้องดำเนินการติดต่อลงทะเบียนกับธนาคารกรุงไทย เพื่อรับชำระเงินผ่านแอปพลิเคชันถุงเงิน และ (3) เมื่อผ่านการตรวจสอบแล้วจะปรากฏแบนเนอร์เพื่อให้สถานีบริการกดยืนยันสิทธิ์ และยอมรับเงื่อนไขเพื่อรับชำระเงินจากผู้ใช้สิทธิ์ (ผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ) ทั้งนี้ ธพ. จะจัดทำประกาศกำหนดเงื่อนไขสถานีบริการต้องปฏิบัติตาม หากตรวจสอบพบว่าสถานีบริการที่เข้าร่วมโครงการ ไม่ดำเนินการตามเงื่อนไขที่กำหนด จะถูกเพิกถอนสิทธิ์เข้าร่วมโครงการ

                2.7 การประชาสัมพันธ์ (1) กลุ่มผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ชื่อย่อของโครงการคือ “พลังงานเติมสุข” มีโลโก้เป็นผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และมีข้อความ สิทธิพลังงานเติมสุข สิทธิรัฐช่วยจ่าย ไม่เกิน 360 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เมื่อเติมน้ำมันผ่านสถานีบริการที่เข้าร่วมระหว่างเดือนตุลาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567 ไม่เกิน 360 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยประชาสัมพันธ์ร่วมกับกระทรวงการคลังผ่านช่องทางต่าง ๆ เช่น หน้าเว็บไซต์หน่วยงาน facebook ธพ. กระทรวงพลังงาน สำนักงานพลังงานจังหวัด และหน่วยงานอื่น ๆ (2) กลุ่มสถานีบริการน้ำมัน ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเพื่อพิจารณาเข้าร่วมโครงการ โดยแจ้งความประสงค์ผ่านแบบฟอร์มบนหน้าเว็บไซต์ ธพ. และขอความร่วมมือสำนักงานพลังงานจังหวัดทั่วประเทศประชาสัมพันธ์ การแจ้งความประสงค์เข้าร่วมโครงการ และ (3) ภาพรวมการประชาสัมพันธ์ ศูนย์ลูกค้าสัมพันธ์บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โทรศัพท์ 0 2109 2345 ระหว่างวันจันทร์ ถึงวันศุกร์ เวลา 08.30 น. - 17.30 น. เว้นวันหยุดราชการ เพื่อให้คำแนะนำและตอบข้อซักถามเกี่ยวกับโครงการสำหรับผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ สำหรับสถาบันการเงิน มีหน่วยงานหรือเจ้าหน้าที่ให้คำแนะนำ และดูแลการใช้งานแอปพลิเคชันฝั่งผู้ขาย (สถานีบริการ)

                2.8 การเบิกจ่ายงบประมาณ กระทรวงพลังงาน โดย ธพ. ขอรับจัดสรรงบประมาณ และสำนักงบประมาณดำเนินการจัดสรรเงิน ซึ่งกระทรวงพลังงาน โดย ธพ. โอนเงินงบประมาณเบิกจ่ายแทนกัน ให้กรมบัญชีกลางเบิกแทน (ดำเนินการเหมือนการค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 80 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) ทั้งนี้ คาดว่า จะสามารถเริ่มดำเนินโครงการได้ในวันที่ 1 ตุลาคม 2567

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบหลักการมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ทั้งนี้ หากมีความจำเป็นต้องปรับเปลี่ยนระยะเวลาเริ่มดำเนินการที่ไม่ส่งผลกระทบในส่วนที่เป็นสาระสำคัญ ให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการได้ โดยไม่ต้องนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอีกครั้ง

    2. มอบหมายให้ ธพ. หารือกระทรวงการคลัง สำนักงบประมาณ และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เสนอขออนุมัติหลักการต่อคณะรัฐมนตรีต่อไป

เรื่องที่ 6 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์)

สรุปสาระสำคัญ

        1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิต และผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว ซึ่งตั้งแต่ปี 2550 จนถึงปัจจุบันกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 73 ฉบับ (73 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards : HEPS) นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards : MEPS) นำมาจัดทำเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ประกาศบังคับใช้ต่อไป

        2. ปัจจุบันคณะรัฐมนตรีเห็นชอบและได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 38 ฉบับ (38 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งการออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง หรือออกกฎกระทรวงกำหนดวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะเป็นมาตรฐานอ้างอิงสำหรับผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ของตนเอง ซึ่งหากเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานเป็นไปตามกฎกระทรวงดังกล่าวจะมีสิทธิได้รับการส่งเสริมโดยใช้มาตรการการติดฉลาก กฎกระทรวงดังกล่าวจะนำมาใช้เป็นเกณฑ์มาตรฐานในการดำเนินการติดฉลากประหยัดพลังงานประสิทธิภาพสูง ซึ่งดำเนินการโดย พพ. ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ และฉลากประหยัดไฟฟ้า เบอร์ 5 ซึ่งดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ติดฉลากแล้ว 22 ผลิตภัณฑ์ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2554 พพ. ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจ เรื่อง ความร่วมมือด้านการกำหนดมาตรฐาน กับ สมอ. โดยมีกรอบความมือให้ พพ. กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำตามแผนและกระบวนการที่ พพ. และ สมอ. ดำเนินการร่วมกัน และ พพ. จะศึกษาค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำให้ สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. และลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 30 ฉบับ ในจำนวนนี้ เป็นมาตรฐานบังคับ 5 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 25 ฉบับ ซึ่งการดำเนินการดังกล่าวส่งผลให้มีการใช้เครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูงมากขึ้น และเป็นการกีดกันการใช้เครื่องจักรวัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานต่ำ ทำให้มีศักยภาพการประหยัดพลังงานของประเทศมากขึ้น

        3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 พพ. ได้เสนอร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดย กบง. ได้มีมติรับทราบร่างกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว และมอบหมายให้ พพ. จัดส่ง ร่างกฎกระทรวงฯ เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงาน (คณะกรรมการฯ) พิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป โดยเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2566 คณะกรรมการฯ ได้พิจารณาร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) ตามที่ พพ. เสนอ และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบ ร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี เครื่องเชื่อมไฟฟ้า คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็น เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้น เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วม และเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้ม และให้ดำเนินการเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป (2) เห็นชอบ ร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ เครื่องปรับอากาศ เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว และกระจก โดยให้ พพ. รับความเห็นและข้อสังเกตของคณะกรรมการฯ ไปดำเนินการปรับปรุงแก้ไขร่างกฎกระทรวงฯ ก่อนที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป และ (3) เห็นชอบให้ พพ. ถอนร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ ฉนวนกันความร้อนอุณหภูมิต่ำ รถจักรยานยนต์ไฟฟ้า ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบกึ่งตั้ง ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบตั้ง เครื่องแช่เย็นและเครื่องแช่แข็งอย่างรวดเร็ว ยางนอกรถจักรยานยนต์ และเครื่องเป่าผม ออกจากวาระการประชุม

        4. การจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ดำเนินการโดยการสำรวจข้อมูลในด้านต่าง ๆ เช่น จำนวน รุ่น ปริมาณการใช้พลังงาน เพื่อกำหนดกลุ่มและจำนวนตัวอย่างที่ต้องสุ่มทดสอบ รวมถึงแนวทางการหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน วิธีมาตรฐานการทดสอบ และอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง แล้วจึงทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ประมวลผลการทดสอบตามหลักสถิติ โดยกำหนดให้ผลิตภัณฑ์ที่ผ่านเกณฑ์ HEPS ประมาณร้อยละ 20 และกำหนดให้ไม่ผ่านเกณฑ์ MEPS ประมาณร้อยละ 3 ทั้งนี้ แต่ละผลิตภัณฑ์มีการปรับให้เหมาะสมโดยคำนึงถึงปัจจัยอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น จำนวนยี่ห้อที่ผ่านเกณฑ์ เป็นต้น ซึ่งการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ความชำนาญตามสาขาต่าง ๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการพิจารณาจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ รวมทั้งการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในแต่ละผลิตภัณฑ์ โดยมีขั้นตอนการพิจารณาดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน (4) กบง. (5) กพช. (6) คณะรัฐมนตรี (7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนาม และ (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป

        5. ร่างกฎกระทรวงฯ แต่ละผลิตภัณฑ์ ประกอบด้วย หลักการและเหตุผล นิยาม ค่าประสิทธิภาพพลังงาน และมาตรฐานการทดสอบ ห้องทดสอบ โดยมีรายละเอียดการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงของร่างกฎกระทรวงฯ 3 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ เครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง เครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีประสิทธิภาพสูง และ กระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ดังนี้

                5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามชนิดและขนาดของเครื่องปรับอากาศที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) เครื่องปรับอากาศ ชนิดความสามารถทำความเย็นคงที่ ขนาดไม่เกิน 8,000 วัตต์ และขนาดมากกว่า 8,000 วัตต์ แต่ไม่เกิน 12,000 วัตต์ ค่าอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานตามฤดูกาล (Seasonal Energy Efficiency Ratio: SEER) 13.17 – 14.38 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ 12.54 – 13.48 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ ตามลำดับ ค่าตัวประกอบสมรรถนะทำความเย็นตามฤดูกาล (Cooling Seasonal Performance Factor: CSPF) 3.86 – 4.22 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง และ 3.68 – 3.95 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ และ (2) เครื่องปรับอากาศชนิดความสามารถทำความเย็นปรับเปลี่ยนได้ ขนาดไม่เกิน 8,000 วัตต์ และขนาดมากกว่า 8,000 วัตต์ แต่ไม่เกิน 12,000 วัตต์ ค่า SEER 17.06 – 25.59 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ 16.03 – 21.63 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ ตามลำดับ และค่า CSPF 5.00 – 7.50 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง และ 4.70 – 6.34 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ

                5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามกำลังด้านออกที่กำหนด และความดันอากาศอัดที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว ระบายความร้อนด้วยอากาศ กำหนดค่ากำลังจำเพาะของขนาดกำลังด้านออก 2.2 กิโลวัตต์ สำหรับความดันอากาศอัดในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 7.5 - 6.9 ถึง 9.7 - 8.2 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ จนถึงขนาดกำลังด้านออก 315 กิโลวัตต์ ในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 5.4 - 4.8 ถึง 7.6 - 6.0 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ และ (2) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว ระบายความร้อนด้วยน้ำ กำหนดค่ากำลังจำเพาะของขนาดกำลังด้านออก 7.5 กิโลวัตต์ สำหรับความดันอากาศอัดในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 6.2 - 5.3 ถึง 8.1 - 7.1 กิโลวัตต์ ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ จนถึงขนาดกำลังด้านออก 630 กิโลวัตต์ ในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 5.3 - 4.5 ถึง 7.2 - 6.3 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ ทั้งนี้ ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ของเครื่องอัดอากาศแบบเกลียวทั้งสองรูปแบบนอกเหนือจากขนาดกำลังด้านออกที่กำหนด ให้คำนวณหา ค่ากำลังจำเพาะจากสมการที่กำหนด

                5.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามค่าสัมประสิทธิ์การส่งผ่านความร้อนจากรังสีอาทิตย์ (Solar Heat Gain Coefficient: SHGC) ค่าการส่องผ่านของแสงธรรมชาติต่อค่าสัมประสิทธิ์การส่งผ่านความร้อนจากรังสีอาทิตย์ (Light to Solar Gain: LSG) และค่าสัมประสิทธิ์การถ่ายเทความร้อนรวม (U-Value) ที่จำเพาะแตกต่างไปตามกลุ่มและประเภทของกระจก ได้แก่ (1) กลุ่มกระจกพื้นฐาน ประเภทกระจกแผ่น กระจกโฟลตใส กระจกโฟลตสีตัดแสง และกระจกสีเขียว กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.53 – 0.47 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ (2) กลุ่มกระจกแปรรูป แผ่นเดี่ยว กลุ่มที่ 1 ประเภท กระจกเทมเปอร์ และกระจกอบแข็งด้วยความร้อน กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.53 – 0.47 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ (3) กลุ่มกระจกแปรรูปแผ่นเดี่ยว กลุ่มที่ 2 ประเภทกระจกเปล่งรังสีความร้อนต่ำ กระจกสะท้อนแสง และกระจกนิรภัยหลายชั้น กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.50 - 0.46 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ และ (4) กลุ่มกระจกฉนวนความร้อน ประเภทกระจกฉนวน ความร้อน กำหนดค่า SHGC ค่า LSG และค่า U-Value ที่ 0.40 - 0.33 1.20 – 1.60 และ 2.25 – 1.97 ตามลำดับ

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ (1) เครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง (2) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีประสิทธิภาพสูง และ (3) กระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน

    2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 7 ประมาณการกระแสเงินสดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2567 สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ได้นำเสนอ ประมาณการกระแสเงินสดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) รายละเอียด ดังนี้ กลุ่มก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) กำหนดสมมติฐานปริมาณการใช้ และอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลุ่ม LPG ตามสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 13 พฤษภาคม 2567 โดยเป็นอัตราที่คำนวณจากราคา LPG Cargo เฉลี่ย 576.10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ซึ่งใกล้เคียงกับราคา LPG Cargo เฉลี่ย 1 ปี ระหว่างเดือนกรกฎาคม 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2567 ที่ 575.83 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน กลุ่มน้ำมันกำหนดสมมติฐานปริมาณการใช้ตามข้อมูลของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ณ เดือนพฤษภาคม 2567 โดยอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มเบนซินคงที่เท่ากับ ณ วันที่ 31 พฤษภาคม 2567 ส่วนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มดีเซล กำหนดให้ เดือนมิถุนายน 2567 (ตั้งแต่วันที่ 16 มิถุนายน 2567) อัตราเงินชดเชย 0.50 บาทต่อลิตร ระหว่างเดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนกันยายน 2567 กำหนดสมมติฐานเป็น 2 กรณี ได้แก่ กรณีที่ 1 ราคาน้ำมันตลาดโลกปรับขึ้น 5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล อัตราเงินชดเชย 1.38 บาทต่อลิตร กรณีที่ 2 ราคาน้ำมันตลาดโลก ปรับขึ้น 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล อัตราเงินชดเชย 2.56 บาทต่อลิตร และตั้งแต่เดือนตุลาคม 2567 เป็นต้นไป อัตราเงินส่งเข้ากองทุน 0.25 บาทต่อลิตร เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ ต้องเริ่มชำระคืนหนี้เงินกู้ในเดือนพฤศจิกายน 2567 สำหรับกรณีที่ 3 เป็นการปรับปรุงประมาณการกระแสเงินสดให้สอดคล้องกับอัตรา กองทุนปัจจุบัน โดยกำหนดให้เดือนมิถุนายน 2567 (ตั้งแต่วันที่ 26 มิถุนายน 2567) อัตราชดเชย 2.02 บาทต่อลิตร ระหว่างเดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนกันยายน 2567 อัตราชดเชย 2.00 บาทต่อลิตร และตั้งแต่เดือนตุลาคม 2567 เป็นต้นไป อัตราเงินส่งเข้ากองทุน 0.25 บาทต่อลิตร

        2. สรุปผลประมาณการกระแสเงินของกองทุนน้ำมันฯ ได้ ดังนี้ กรณีที่ 1 กระแสเงินสดปลายงวด จะติดลบตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนพฤศจิกายน 2567 จึงอาจต้องพิจารณาลดอัตราชดเชยลง เพื่อให้สามารถชำระคืนหนี้เงินกู้ได้ตามที่กำหนดในเดือนกันยายน 2571 กรณีที่ 2 กระแสเงินสดปลายงวด จะติดลบเป็นระยะเวลายาวนาน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2568 และมีจำนวนสูงถึง 11,036 ล้านบาท ทำให้เสี่ยงต่อการผิดนัดชำระหนี้ทั้งเงินกู้และหนี้เงินชดเชยให้แก่ผู้ค้าน้ำมัน และกรณีที่ 3 เงินสดปลายงวดจะติดลบเป็นระยะเวลายาวนานเช่นกัน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนมกราคม 2568 และมีจำนวนเงินสูงถึง 8,956 ล้านบาท ซึ่งแม้ว่าจะติดลบน้อยกว่ากรณีที่ 2 แต่ยังคงมีความเสี่ยงต่อการผิดนัดชำระหนี้ทั้งเงินกู้และหนี้เงินชดเชยให้แก่ผู้ค้าน้ำมัน ดังนั้น หากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้น จนส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ต้องชดเชยในระดับ 2.00 บาทต่อลิตร ไปถึงสิ้นเดือนกันยายน 2567 จะส่งผล ต่อความสามารถในการชำระหนี้เดิม และเป็นอุปสรรคในการกู้ยืมเงินเพิ่มเติม ส่งผลให้การจัดหาเงินกู้เพิ่มเติม ทำได้ยากยิ่งขึ้น

มติของที่ประชุม

    รับทราบประมาณการกระแสเงินสดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง