มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 13/2565 (ครั้งที่ 51)

วันพุธที่ 7 กันยายน 2565

1. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น

2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

3. แนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV

4. การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ

5. การทบทวนแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น

6. ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                                           ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                                          กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น

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 แบ่งเป็น 2 กรณี คือ หากราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า หรือ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 หรือร้อยละ 3 ตามลำดับ ต่อมา เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบมาตรการเร่งด่วนเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงานอันเนื่องจากปัญหาความขัดแย้งในภูมิภาคยุโรป โดยมี แนวทางการให้ความช่วยเหลือสำหรับลดภาระค่าใช้จ่ายราคาน้ำมันดีเซลโดยใช้กองทุนน้ำมันฯ และภาษีสรรพสามิต โดยตรึงราคาน้ำมันดีเซลที่ 30 บาทต่อลิตรในเดือนเมษายน 2565 และช่วงเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนมิถุนายน 2565 หากราคาน้ำมันดีเซลในประเทศยังคงสูงเกินกว่าราคาที่กำหนด รัฐจะอุดหนุนราคา ส่วนเพิ่มร้อยละ 50 และต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 ดังนี้ (1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี10) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในอัตราไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 ทั้ง 3 ชนิด และ ไม่สูงกว่าร้อยละ 7 ร้อยละ 10 และร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตามลำดับ รวมทั้งขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมัน คงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง กลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร และ (3) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 10) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ

        2. จากสถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน ส่งผลให้ราคาพลังงานในตลาดโลกอยู่ในระดับสูงและมีความผันผวนอย่างรุนแรง โดยตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 สิงหาคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้น 89 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.02 ถึง 3.45 บาทต่อลิตร และปรับลง 76 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.02 ถึง 2.56 บาทต่อลิตร รวมปรับขึ้น 6.24 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลตลาดสิงคโปร์ที่ปรับเพิ่มขึ้นรวม 3.47 และ 13.41 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ในระดับสูงถึง 130 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เช่นเดียวกับราคาน้ำมันดีเซลที่ปรับตัวขึ้นไปแตะระดับสูงสุดในรอบ 14 ปี นับตั้งแต่ปี 2551 ที่ประมาณ 180 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ทั้งนี้ ปัจจุบันสถานการณ์ราคาพลังงานยังคงมีความผันผวน โดย ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 97.85 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลตลาดสิงคโปร์อยู่ที่ 100.14 และ 140.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ซึ่งราคาที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวสะท้อนไปสู่ราคาขายปลีกน้ำมัน ในประเทศ โดยตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงปัจจุบัน มีการปรับขึ้นราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 40 ครั้ง ครั้งละประมาณ 0.40 ถึง 1.00 บาทต่อลิตร และปรับขึ้นราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล 12 ครั้ง ครั้งละประมาณ 0.10 ถึง 2.00 บาทต่อลิตร เนื่องจากค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันอยู่ต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่ระดับ 2.00 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 E20 91E10 ปรับขึ้น 6.80 ถึง 7.20 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 บี20 ปรับขึ้นรวม 6.50 บาทต่อลิตร

        3. สถานการณ์ราคาน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ตลาดมาเลเซีย และประเทศไทย ณ วันที่ 29 สิงหาคม 2565 อยู่ที่ 33.99 และ 35.00 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ ปรับลดลงจากเดือนมิถุนายน 2565 ซึ่งมีราคาเฉลี่ยที่ 46.24 และ 51.58 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ ด้านราคาไบโอดีเซล (บี100) ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2565 อยู่ที่ 38.25 บาทต่อลิตร ปรับตัวลดลงจากเดือนมิถุนายน 2565 ซึ่งมีราคาเฉลี่ยที่ 56.31 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ราคา CPO ตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงก่อนหน้าส่งผลให้ราคา CPO และน้ำมันปาล์มขวดเพื่อการบริโภค ในประเทศไทยปรับตัวสูงขึ้น โดยราคาน้ำมันปาล์มบรรจุขวด 1 ลิตร ณ วันที่ 10 มิถุนายน 2565 อยู่ที่ประมาณ 68 ถึง 70 บาทต่อขวด ซึ่งกรมการค้าภายใน (คน.) ได้ขอความร่วมมือผู้เกี่ยวข้องคงราคาขายปลีกน้ำมันปาล์มบรรจุขวด และกระทรวงพลังงานได้มีมาตรการบรรเทาผลกระทบโดยปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากน้ำมันดีเซล บี7 บี10 และบี20 เป็นน้ำมันดีเซล บี5 ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2565 จนถึงปัจจุบัน ทั้งนี้ ณ วันที่ 1 กันยายน 2565 มีรายงานประมาณการสต๊อก CPO ของเดือนสิงหาคม 2565 อยู่ที่ประมาณ 2.68 แสนตัน ซึ่งต่ำกว่าระดับสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศที่ 3.0 แสนตัน

        4. หากกองทุนน้ำมันฯ ไม่มีการชดเชยราคา วันที่ 1 กันยายน 2565 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะอยู่ที่ประมาณ 39.94 บาทต่อลิตร และราคาไบโอดีเซลอยู่ที่ 38.25 บาทต่อลิตร ซึ่งสูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐานซึ่งอยู่ที่ 33.68 บาทต่อลิตร ประมาณ 1.2 เท่า โดยตามแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะวิกฤติ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ และราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 อย่างไรก็ตาม แม้ว่าราคาไบโอดีเซล จะไม่สูงกว่า 1.5 เท่า ของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน แต่การปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 จะช่วยลดผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น และช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนได้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ขยายมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่ปรับตัวสูงขึ้น เพื่อช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชน รวมถึงช่วยลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 โดยคงสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ร้อยละ 5 (บี5) และขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันให้คงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ดังนี้

            1.1 กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร

            1.2 ขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร

    2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร

    3. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ ตามข้อ 1.1

    ทั้งนี้ มอบหมายให้ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ ติดตามสถานการณ์ปาล์มน้ำมันอย่างใกล้ชิด หากมีการเปลี่ยนแปลงของสถานการณ์ปาล์มน้ำมันที่ส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมันปาล์ม ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษี มูลค่าเพิ่ม จำนวน 3 ครั้ง จาก 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ไปที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG และ (3) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565

        2. จากภาวะการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) ประกอบกับสถานการณ์สงครามระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน ส่งผลกระทบให้ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก มีความผันผวนและยังคงอยู่ในระดับสูง โดยในเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 ราคา LPG ตลาดโลกลดลงประมาณ 75.60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือลดลงร้อยละ 11 จาก 720.25 สู่ระดับ 644.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 5 กันยายน 2565 อย่างไรก็ดี ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวเพิ่มขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 1.1220 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 24.3560 บาทต่อกิโลกรัม (682.80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 25.4780 บาทต่อกิโลกรัม (699.01 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 6.7597 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 7.8817 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 408 บาท

        3. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2565 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 45,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 4 กันยายน 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 122,214 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 80,343 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 41,871 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,340 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,012 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 671 ล้านบาทต่อเดือน

        4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงอยู่ในระดับสูง โดย ณ วันที่ 5 กันยายน 2565 อยู่ที่ 644.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 448 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ในขณะที่ราคาขายปลีกปัจจุบันอยู่ที่ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ 671 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งปัจจุบันฐานะกองทุนบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 41,871 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 45,000 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอ แนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG เป็น 3 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 671 ล้านบาทต่อเดือน แนวทางที่ 2 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง ไปที่ 22.7870 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 401 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 ถึงวันที่ 30 พฤศจิกายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 108 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 22.7870 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 453 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายรับ 184 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 3 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 1 เดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 671 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ ภาครัฐ มีมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG โดยขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565

        5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 4 กันยายน 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 41,871 ล้านบาท โดยหากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 หรือแนวทางที่ 3 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 43,884 ล้านบาท หรือติดลบ 42,196 ล้านบาท ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 หรือติดลบ 42,542 ล้านบาท ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2565 ตามลำดับ ทั้งนี้ การดำเนินการตามแนวทางที่ 1 และแนวทางที่ 3 มีข้อดี คือ เป็นการลดผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน โดยมีข้อเสีย คือ กองทุนน้ำมันฯ จะมีภาระรายจ่ายเพิ่มขึ้น และอาจเกิดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน ส่วนการดำเนินการตามแนวทางที่ 2 มีข้อดี คือ จะทำให้ราคาขายปลีก LPG สะท้อนต้นทุนการจัดหา ลดภาระกองทุนน้ำมันฯ จากการอุดหนุนราคา LPG และลดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน อย่างไรก็ดี แม้ปรับขึ้นราคาขายปลีก LPG เป็น 453 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตามแนวทางที่ 2 ราคาขายปลีกของไทยก็ยังคงต่ำเป็นอันดับที่สองของอาเซียน

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่ง หน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม มีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2565 และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จัดทำแนวทางการช่วยเหลือ LPG ภาคครัวเรือน และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาปรับราคาขายปลีก LPG ในระยะต่อไป

    2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป

    3. มอบหมายให้ ธพ. ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565

เรื่องที่ 3 แนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้กำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่ใช้ในปัจจุบัน โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต ทั้งนี้ จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) และราคาพลังงานโลกที่ปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ต้นปี 2564 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นต้นทุนของก๊าซ NGV ปรับตัวสูงขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ทำให้ประชาชนและผู้ประกอบการที่ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงได้รับความเดือดร้อน ภาครัฐจึงได้พิจารณามาตรการช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิง ในรถยนต์ทั่วไปและรถโดยสารสาธารณะ โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบ ให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม ต่อเนื่องมาเป็นระยะ ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 และขอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 โดยตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือประมาณ 6,757 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 6,143 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 614 ล้านบาท)

        2. ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามสูตรโครงสร้างราคา ณ เดือนสิงหาคม 2565 อยู่ที่ระดับ 24.35 บาทต่อกิโลกรัม และในปี 2565 ยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง โดยอาจปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ที่ประมาณ 34 บาทต่อกิโลกรัม ในช่วงสิ้นปี 2565 จากที่อยู่ที่ระดับ 13 – 18 บาทต่อกิโลกรัม ในปี 2564 ทั้งนี้ การตรึงราคาพลังงานเป็นเวลานานจะก่อให้เกิดการบิดเบือนโครงสร้างราคาพลังงานของประเทศ ผู้บริโภคไม่มีความตระหนักรู้ในราคาพลังงานที่แท้จริง นำไปสู่การใช้พลังงานอย่างไม่มีประสิทธิภาพ ตลอดจนทำให้เกิดการแข่งขันทางการค้า ที่ไม่เป็นธรรมต่อผู้ประกอบการในธุรกิจ NGV และผู้ประกอบการเชื้อเพลิงภาคขนส่งประเภทอื่นๆ ตามที่ กลุ่มผู้ประกอบการสถานีบริการก๊าซ NGV จากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง (Ex-Pipeline) ในส่วนของภาคเอกชน เรียกร้องให้ภาครัฐยกเลิกนโยบายตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV เนื่องจากไม่สามารถขายปลีกก๊าซ NGV ตามราคาของสถานีบริการ ปตท. ที่ตรึงราคาตามนโยบายภาครัฐซึ่งเป็นราคาที่ต่ำกว่าต้นทุนก๊าซ NGV ที่ซื้อมา และต้องปิดสถานีบริการในที่สุด ดังนั้น เพื่อลดการบิดเบือนโครงสร้างราคาพลังงาน และให้ประชาชนเริ่มปรับตัวต่อราคาพลังงานที่แท้จริง ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอแนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 รถยนต์ทั่วไป ให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 1 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน จากราคา 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 16.59 17.59 และ 18.59 บาทต่อกิโลกรัม ตามลำดับ และ รถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. ให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 1 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน จากราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 14.62 15.62 และ 16.62 บาท ต่อกิโลกรัม ตามลำดับ โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 ถึงวันที่ 15 ธันวาคม 2565 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือของ ปตท. ประมาณ 4,947 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 4,577 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 370 ล้านบาท) และแนวทางที่ 2 รถยนต์ทั่วไป ให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV 1 บาทต่อกิโลกรัม จาก 15.59 บาท ต่อกิโลกรัม เป็น 16.59 บาทต่อกิโลกรัม และรถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 ถึงวันที่ 15 ธันวาคม 2565 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือของ ปตท. ประมาณ 5,313 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 4,896 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 417 ล้านบาท)

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป เพิ่มขึ้น 1 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 16.59 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 เป็นต้นไป

    2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) คงราคา ขายปลีกก๊าซ NGV โครงการ “เอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน” ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 ถึงวันที่ 15 ธันวาคม 2565

    ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติอย่างมีนัยสำคัญที่ส่งผลกระทบ ต่อราคาขายปลีกก๊าซ NGV ให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 4 การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2553 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซล (บี100) ที่สะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงในอุตสาหกรรมไบโอดีเซล โดยคำนึงถึงวัตถุดิบหลักในการผลิตไบโอดีเซล 3 ชนิด คือ น้ำมันปาล์มดิบ (Crude Palm Oil: CPO) น้ำมันปาล์มกึ่งบริสุทธิ์ (Refined Bleached and Deodorized Palm Oil: RBDPO) และสเตียรีน หรือไขปาล์ม (ST) ต่อมา เมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2558 กบง. ได้เห็นชอบให้ใช้ราคาเอทานอลอ้างอิงจากการเปรียบเทียบราคาต่ำสุดระหว่างราคาเอทานอลที่ผู้ผลิตเอทานอลรายงานต่อกรมสรรพสามิต กับราคาเอทานอลที่ผู้ค้ามาตรา 7 รายงานต่อสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) โดยมีผลใช้บังคับตั้งแต่เดือนธันวาคม 2558 เป็นต้นมา ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 กบง. ได้เห็นชอบให้ สนพ. ศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลใหม่ ที่เหมาะสม ตามที่ผู้ผลิตไบโอดีเซลได้ขอให้ทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลเพื่อให้สะท้อนต้นทุนการผลิต จากนโยบายส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซล B10 เป็นน้ำมันเกรดพื้นฐาน และให้นำมาเสนอต่อ กบง. พิจารณา โดยสนพ. ได้ว่าจ้างมูลนิธิเพื่อสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ศึกษาโครงการประเมินผล การส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่งและทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ ในการดำเนินการดังกล่าว

        2. การประเมินผลนโยบายส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ พบว่าภาครัฐได้กำหนดมาตรการส่งเสริมการผลิตและการใช้อย่างต่อเนื่อง ก่อให้เกิดประโยชน์แก่หลายภาคส่วน ดังนี้ (1) การส่งเสริมการใช้ ไบโอดีเซลช่วยสร้างผลประโยชน์ในห่วงโซ่อุปทานตั้งแต่ต้นน้ำ กลางน้ำ ปลายน้ำ จนถึงผู้ใช้ขั้นสุดท้าย โดยพบว่า ในปี 2561 ถึงปี 2563 มีการใช้ไบโอดีเซล 4.2 ถึง 5.1 ล้านลิตรต่อวัน สามารถลดการนำเข้าน้ำมันดีเซลประมาณ 20,000 ถึง 26,000 ล้านบาทต่อปี ลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกซ์ (CO2) ประมาณ 3.0 ถึง 3.6 ล้านตันต่อปี สร้างรายได้ส่วนเพิ่มแก่เศรษฐกิจโดยรวมกว่า 80,000 ถึง 140,000 ล้านบาทต่อปี อย่างไรก็ดี รายได้ดังกล่าวได้รับการสนับสนุนภาษีจากภาครัฐเป็นหลัก โดยรัฐสูญเสียรายได้จากภาษีประมาณปีละ 20,000 ถึง 24,000 ล้านบาทต่อปี ส่วนผู้ใช้น้ำมันดีเซลจะได้รับผลประโยชน์จากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อทำให้ตลาดไบโอดีเซลคงอยู่ได้ และ (2) การส่งเสริมการใช้เอทานอลซึ่งเป็นอุตสาหกรรมสนับสนุนสำหรับอ้อย กากน้ำตาล และมันสำปะหลัง ช่วยสร้างงานและกระจายรายได้ให้กับเกษตรกรไร่อ้อยและมันสำปะหลัง รวมทั้งช่วยรักษาเสถียรภาพราคากากน้ำตาลในประเทศ โดยพบว่า ในปี 2561 ถึงปี 2563 มีการใช้เอทานอล 4.1 ถึง 4.4 ล้านลิตรต่อวัน สามารถลดการนำเข้าน้ำมันเบนซินประมาณ 10,000 ถึง 18,000 ล้านบาทต่อปี ลดการปล่อยก๊าซ CO2 ประมาณ 2.7 ล้านตันต่อปี สร้างรายได้ส่วนเพิ่มแก่เศรษฐกิจโดยรวมกว่า 65,000 ถึง 70,000 ล้านบาทต่อปี อย่างไรก็ดี รายได้ดังกล่าวได้รับการสนับสนุนจากผู้ใช้น้ำมันกลุ่มเบนซินที่ต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ประมาณ 300 ถึง 12,500 ล้านบาทต่อปี และภาษีจากภาครัฐที่สูญเสียรายได้จากภาษีประมาณปีละ 17,000 ล้านบาท เพื่อทำให้ตลาดเอทานอลคงอยู่ได้

        3. ผลการศึกษาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซล โดยวิธีคำนวณราคาจากต้นทุนการผลิต การคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาตลาด และการคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาเทียบเท่านำเข้า มีรายละเอียด ดังนี้

                3.1 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาจากต้นทุนการผลิต (Cost Plus) เป็นการสำรวจข้อมูลต้นทุนการผลิตไบโอดีเซลของผู้ประกอบการและนำมาประมวลผลและวิเคราะห์ต้นทุนไบโอดีเซลเป็นต้นทุนเฉลี่ย ในการผลิตไบโอดีเซลที่ไม่รวมกำไร โดยการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลแบ่งออกเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงจากต้นทุนการผลิต (Revised Cost Plus) โดยคำนึงถึงวัตถุดิบหลักในการผลิตไบโอดีเซล 2 ชนิด คือ น้ำมันปาล์มดิบ และสเตียรีน ซึ่งต่างจากหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลเดิมที่คำนวณจากวัตถุดิบ 3 ชนิด คือ น้ำมันปาล์มดิบ น้ำมันปาล์มกึ่งบริสุทธิ์ และ สเตียรีน โดยผลการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตไบโอดีเซลโดยวิธี Revised Cost Plus ได้ต้นทุนการผลิต จากวัตถุดิบน้ำมันปาล์มดิบ และสเตียรีน เท่ากับ 3.74 บาทต่อลิตร และ 3.53 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงโดยวิธี Revised Cost Plus ดังนี้

                โดย B100 คือ ราคาไบโอดีเซล (บาทต่อลิตร) ประกาศราคาเป็นรายสัปดาห์
                B100_CPO คือ ราคาไบโอดีเซลที่ผลิตจากน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) (บาทต่อลิตร)
                B100_ST คือ ราคาไบโอดีเซลที่ผลิตจากสเตียรีน (ST) (บาทต่อลิตร)
                Q_CPO คือ ปริมาณการผลิตไบโอดีเซลจาก CPO ที่รวมปริมาณการผลิตไบโอดีเซลจากน้ำมันปาล์มกึ่งบริสุทธิ์ (RBDPO) รายเดือน (ลิตรต่อวัน) จากกรมการค้าภายใน โดยใช้ปริมาณรายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
                Q_ST คือ ปริมาณการผลิตไบโอดีเซลจากสเตียรีน รายเดือน (ลิตรต่อวัน) จากกรมการค้าภายใน โดยใช้ปริมาณรายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
                Q_Total คือ ปริมาณการผลิตไบโอดีเซลทั้งหมด (ลิตรต่อวัน)

                ทั้งนี้ แปลง RBDPO ให้เป็น CPO โดย RBDPO 0.94 กิโลกรัม เท่ากับ CPO 1 กิโลกรัม โดยอ้างอิงข้อมูลจากผู้ประกอบการ

ราคาไบโอดีเซลที่ผลิตจากน้ำมันปาล์มดิบ (CPO)

                โดย B100CPO คือ ราคาไบโอดีเซลที่ผลิตจากน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) (บาทต่อลิตร)
                CPO คือ ราคาขาย CPO ในเขตกรุงเทพมหานคร (บาทต่อกิโลกรัม) จากรายงานราคาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มของไทยทั้งระบบ ตามที่กรมการค้าภายในเผยแพร่ โดยกำหนดเพดานราคา CPO เป็นราคา CPO ที่คำนวณจากราคาปาล์มทะลาย (น้ำมันร้อยละ 18) ตามประกาศของกรมการค้าภายใน บวกค่าสกัด 2.25 บาทต่อกิโลกรัม โดยใช้ราคา CPO รายวันเฉลี่ยในสัปดาห์ที่ W-1 มาคำนวณราคาในสัปดาห์ที่ W
                MeOH คือ ราคาขายเมทานอลในเขตกรุงเทพมหานคร (บาทต่อกิโลกรัม)

ราคาไบโอดีเซลที่ผลิตจากสเตียรีน (ST)

                โดย B100ST คือ ราคาไบโอดีเซลที่ผลิตจากสเตียรีน (ST) (บาทต่อลิตร)
                ST คือ ราคาขายสเตียรีนบริสุทธิ์ในเขตกรุงเทพมหานคร (บาทต่อกิโลกรัม) จากรายงานราคาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มของไทยทั้งระบบ ตามที่กรมการค้าภายในเผยแพร่ แต่ไม่สูงกว่าราคา CPO ในเขตกรุงเทพมหานคร โดยใช้ราคาสเตียรีน รายวันเฉลี่ยในสัปดาห์ที่ W-1 มาคำนวณราคาในสัปดาห์ที่ W
                MeOH คือ ราคาขายเมทานอลในเขตกรุงเทพมหานคร (บาทต่อกิโลกรัม)

                ระยะที่ 2 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงจากต้นทุนการผลิตใหม่ (New Cost Plus) ซึ่งเป็นการคำนวณราคาไบโอดีเซลโดยใช้ราคาวัตถุดิบในประเทศไทย และราคาวัตถุดิบมาเลเซียซึ่งเป็นผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันปาล์มรายใหญ่ของโลก เพื่อให้ผู้ผลิตไบโอดีเซลมีการปรับตัว สามารถแข่งขันเพิ่มประสิทธิภาพ ในการลดต้นทุน โดยเสนอใช้หลังสิ้นสุดการขยายระยะเวลาที่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะสามารถจ่ายเงินชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพได้ โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงโดยวิธี New Cost Plus ดังนี้

                ทั้งนี้ ราคา B100CPO = 0.94CPO + 0.1MeOH + 3.74
                ราคา CPO = (CPO_TH x R_TH) + (CPO_MY x R_MY)
                ราคา B100_ST = 0.86 ST + 0.09 MeOH + 3.53
                ราคา ST = (ST_TH x R_TH) + (ST_MY x R_MY)

                โดย ราคา CPO คือ สัดส่วนราคาน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ไทย กับราคาน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) มาเลเซีย
                ราคา ST คือ สัดส่วนราคาสเตียรีน (ST) ไทย กับราคาสเตียรีน (ST) มาเลเซีย
                R_TH คือ สัดส่วนที่ใช้ราคาวัตถุดิบไทยมาคำนวณ โดยกำหนดให้ปีที่ 1 = 1 ปีที่ 2 = 0.8 ปีที่ 3 = 0.6 และ ปีที่ 4 เป็นต้นไป = 0.5
                R_MY คือ สัดส่วนที่ใช้ราคาวัตถุดิบมาเลเซียมาคำนวณ โดยกำหนดให้ปีที่ 1 = 0 ปีที่ 2 = 0.2 ปีที่ 3 = 0.4 และ ปีที่ 4 เป็นต้นไป = 0.5

                ทั้งนี้ สัดส่วนที่ใช้อาจมีการเปลี่ยนแปลงตามความเหมาะสมและสถานการณ์

                3.2 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาตลาด (Market Price) เป็นการกำหนดราคาโดยอ้างอิงราคาจากผู้ขายและผู้ซื้อที่ซื้อขายกันในประเทศ โดยใช้ราคาจากการขอความร่วมมือผู้ผลิตและผู้ซื้อ ไบโอดีเซลให้รายงานข้อมูลราคาซื้อขายไบโอดีเซล

                3.3 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาเทียบเท่านำเข้า (Import Parity) เพื่อส่งเสริมให้ผู้ผลิตเพิ่มประสิทธิภาพเพื่อลดต้นทุนการผลิต และเกิดการแข่งขันมากขึ้น โดยอ้างอิงราคาเทียบเท่านำเข้าจากตลาดมาเลเซีย เนื่องจากเป็นผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันปาล์มรายใหญ่ของโลก และผลิตไบโอดีเซลจาก น้ำมันปาล์มเช่นเดียวกับประเทศไทย โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงโดยวิธี Import Parity ดังนี้

                โดย B100 คือ ราคาไบโอดีเซลอ้างอิง (บาทต่อลิตร) ประกาศราคาเป็นรายเดือน
                ราคา B100 ตลาดมาเลเซีย คือ ราคาไบโอดีเซล FOB Malaysia จาก Platts โดยใช้ราคารายวันตั้งแต่วันที่ 25 ของเดือนที่ M-2 ถึงวันที่ 24 ของเดือนที่ M-1 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
                Freight คือ ค่าขนส่งไบโอดีเซลทางเรือจากประเทศมาเลเซียมายังประเทศไทย คิดที่ขนาดบรรทุก 10,000 ตัน จาก Platts โดยใช้ค่าขนส่งรายวันตั้งแต่วันที่ 25 ของเดือนที่ M-2 ถึงวันที่ 24 ของเดือนที่ M-1 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
                Insurance คือ ค่าประกันภัย คิดที่อัตราร้อยละ 0.0134 ของมูลค่า CFR
                Loss คือ ค่า Loss คิดที่อัตราร้อยละ 0.20 ของมูลค่า CIF
                Survey คือ ค่า Survey คิดที่อัตรา 0.008 บาทต่อลิตร (คงที่)
                ค่าผ่านคลังและค่าขนส่ง¹ คือ ค่าใช้จ่ายผ่านคลังของคลังนำเข้า คิดที่อัตรา 0.12 บาทต่อลิตร และค่าขนส่งไบโอดีเซลจากคลังนำเข้า (มาบตาพุด) มายังคลัง ลำลูกกา คิดที่อัตรา 0.18 บาทต่อลิตร
                อัตราแลกเปลี่ยน คือ อัตราขาย (Selling rate) จากดอลลาร์สหรัฐฯ (USD) เป็นบาท อ้างอิงธนาคารแห่งประเทศไทย โดยใช้อัตราขายรายวันตั้งแต่ วันที่ 25 ของเดือนที่ M-2 ถึงวันที่ 24 ของเดือนที่ M-1 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M

                ทั้งนี้ ¹ค่าผ่านคลัง อ้างอิงผลสำรวจข้อมูลจากผู้ประกอบการปี 2565 โดยสถาบันปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย ค่าขนส่งไบโอดีเซล อ้างอิงผลการศึกษาโครงการศึกษาทบทวนบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซ LPG ปี 2561 ซึ่งใช้อัตราค่าขนส่งที่ 0.1108 สตางค์ต่อลิตรต่อกิโลเมตร โดยรถบรรทุกขนาด 40,000 ลิตร

                3.4 ข้อเสนอแนะทิศทางนโยบายไบโอดีเซลที่สำคัญ อาทิ (1) ปรับสัดส่วนการผสมเชื้อเพลิงชีวภาพตามราคาและปริมาณวัตถุดิบ เช่น กรณีต้นทุนวัตถุดิบมีแนวโน้มเพิ่มสูงเกินไปควรปรับลดสัดส่วนการผสมเชื้อเพลิงชีวภาพขั้นต่ำในน้ำมันเกรดพื้นฐาน โดยกำหนดระยะเวลาดำเนินการที่ชัดเจนเพื่อไม่ให้ส่งผลเสีย ต่อสมดุลของกลไกตลาด และประสิทธิภาพการผลิตของผู้ผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพ (2) กำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกอ้างอิงจากค่าพลังงานของน้ำมันแต่ละชนิด และ (3) ส่งเสริมการผลิตและใช้ในผลิตภัณฑ์อื่น เช่น ใช้เป็นวัตถุดิบตั้งต้นสำหรับปิโตรเคมี หรือเชื้อเพลิงอากาศยานชีวภาพ (Bio-jet) ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไบโอดีเซลที่จะลดลงตามการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่อาจลดลง ทั้งนี้ ข้อเสนอหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลที่เหมาะสมควรแบ่งเป็น 2 ระยะ เพื่อให้ภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเตรียม ความพร้อมและสามารถปรับตัวให้ดำเนินการได้ในทางปฏิบัติ ได้แก่ ระยะที่ 1 ใช้หลักเกณฑ์อ้างอิงการคำนวณราคาวิธี Revised Cost Plus โดยสามารถดำเนินการได้ตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป และระยะที่ 2 ใช้หลักเกณฑ์อ้างอิงการคำนวณราคาวิธี New Cost Plus โดยควรดำเนินการในปี 2567 หรือเมื่อสิ้นสุดการขยายระยะเวลา ที่กองทุนน้ำมันฯ จะสามารถจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพได้

        4. ผลการศึกษาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอล โดยวิธีคำนวณราคาจากต้นทุนการผลิต การคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาตลาด และการคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาเทียบเท่านำเข้า มีรายละเอียด ดังนี้

                4.1 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาจากต้นทุนการผลิต (Cost Plus) พบว่าต้นทุนการผลิต เอทานอลจากการทบทวน (Revised Cost Plus) ที่รวมค่าขนส่งและกำไร ที่อัตราผลตอบแทนจากสินทรัพย์เป็นสัดส่วนระหว่างกำไรสุทธิและสินทรัพย์รวม (Return on asset: ROA) ร้อยละ 5 สำหรับเอทานอลจากกากน้ำตาล และมันสำปะหลัง เท่ากับ 5.64 บาทต่อลิตร และ 7.80 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงโดยวิธี Revised Cost Plus ดังนี้

                โดย E100 คือ ราคาเอทานอลอ้างอิง (บาทต่อลิตร) ประกาศราคาเป็นรายเดือน
                E100_Mol คือ ราคาเอทานอลที่ผลิตจากกากน้ำตาล (บาทต่อลิตร)
                E100_Cas คือ ราคาเอทานอลที่ผลิตจากมันสำปะหลัง (บาทต่อลิตร)
                Q_Mol คือ ปริมาณเอทานอลที่ผลิตจากกากน้ำตาล (ล้านลิตร) รวมปริมาณเอทานอล ที่ผลิตจากอ้อย จากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน โดยใช้ปริมาณรายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
                Q_Cas คือ ปริมาณเอทานอลที่ผลิตจากมันสำปะหลัง (ล้านลิตร) จากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน โดยใช้ปริมาณรายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
                Q_Total คือ ปริมาณการผลิตเอทานอลทั้งหมด (ล้านลิตร)

ราคาเอทานอลที่ผลิตจากกากน้ำตาล

                โดย R_Mol คือ ต้นทุนกากน้ำตาลที่ใช้ในการผลิตเอทานอล (บาทต่อลิตร)

                ทั้งนี้ (1) ราคากากน้ำตาลในประเทศ (บาทต่อกิโลกรัม) อ้างอิงจากสำนักงานคณะกรรมการอ้อยและน้ำตาลทราย โดยใช้ราคารายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M และ (2) กากน้ำตาล 4.17 กิโลกรัม เท่ากับเอทานอล 1 ลิตร อ้างอิงจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานราคาเอทานอลที่ผลิตจากมันสำปะหลัง

                โดย R_Cas คือ ต้นทุนมันสำปะหลังที่ใช้ในการผลิตเอทานอล (บาทต่อลิตร)

                ทั้งนี้ (1) ใช้ราคามันสด เชื้อแป้งร้อยละ 25 จากรายงานราคาขายปลีกและขายส่งสินค้าเกษตร ตามที่กรมการค้าภายในเผยแพร่ โดยใช้ราคารายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M (2) ใช้ราคามันเส้นในประเทศ จากรายงานราคาขายปลีกและขายส่งสินค้าเกษตร ตามที่กรมการค้าภายในเผยแพร่ โดยใช้ราคา รายเดือนที่ M-2 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M (3) มันสด 6.25 กิโลกรัม เท่ากับเอทานอล 1 ลิตร และมันเส้น 2.63 กิโลกรัม เท่ากับเอทานอล 1 ลิตร อ้างอิงจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และ (4) คำนวณต้นทุนมันสำปะหลังในการผลิตเอทานอลโดยเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักจากราคามันสดและมันเส้นในสัดส่วน 50 : 50

                4.2 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาตลาด (Market Price) เป็นการกำหนดราคาโดยอ้างอิงราคาจากผู้ขายและผู้ซื้อที่ซื้อขายกันในประเทศ โดยใช้ราคาจากการเปรียบเทียบราคาต่ำสุดระหว่างราคาเอทานอลเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักที่ผู้ผลิต (ผู้ขาย) รายงานต่อกรมสรรพสามิต กับราคาเอทานอลเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักที่ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 (ผู้ซื้อ) รายงานต่อ สนพ. ซึ่งการมีข้อมูลจากหลายแหล่งทั้งผู้ผลิตและผู้ค้าจะทำให้มั่นใจได้ว่าราคาเอทานอลเป็นข้อมูลที่สะท้อนการซื้อขายที่แท้จริง ทำให้ต้นทุนราคา ณ โรงกลั่นของแก๊สโซฮอลสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงของเอทานอลในการซื้อขายกัน

                4.3 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาโดยอ้างอิงราคาเทียบเท่านำเข้า (Import Parity) โดยอ้างอิงราคาตลาดบราซิลเนื่องจากเป็นผู้ผลิตและส่งออกเอทานอลอันดับ 2 ของโลกรองจากสหรัฐอเมริกา เป็นตลาดขนาดใหญ่และผลิตเอทานอลจากอ้อยเป็นหลัก เมื่อสิ้นสุดการขยายระยะเวลาจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิง ที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ควรกำหนดให้ราคาเอทานอลอ้างอิงราคาตลาดโลก หรือราคาเทียบเท่านำเข้าเช่นเดียวกับการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นในโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงที่เป็นไปตามราคาตลาดสิงคโปร์ ซึ่งถือว่าเป็นราคาที่สะท้อนการแข่งขันที่แท้จริง ทั้งนี้ เนื่องจากต้นทุนวัตถุดิบของประเทศไทยอาจมีราคาสูงกว่าประเทศบราซิล ดังนั้น ในช่วงเริ่มต้นของการใช้วิธี Import Parity อาจกำหนดให้มีค่าคงที่ (Adjustment factor) มาคำนวณในสูตรราคาเอทานอลจากวิธี Import Parity เพื่อปรับราคาเอทานอลอ้างอิงให้เหมาะสมกับต้นทุนวัตถุดิบในประเทศ และลดผลกระทบต่อผู้ผลิตในกรณีที่ราคาตลาดโลกต่ำกว่าต้นทุนการผลิตในประเทศมาก โดยมีหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงโดยวิธี Import Parity ดังนี้

                โดย E100 คือ ราคาเอทานอลอ้างอิง (บาทต่อลิตร) ประกาศราคาเป็นรายเดือน
                E_{บราซิล} คือ ราคาเอทานอล FOB Santos Port ประเทศบราซิล จาก Platts โดยใช้ราคารายวันตั้งแต่วันที่ 25 ของเดือนที่ M-2 ถึงวันที่ 24 ของเดือนที่ M-1 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
                Freight คือ ค่าขนส่งเอทานอลทางเรือจากประเทศบราซิลมายังประเทศไทย
คิดที่ขนาดบรรทุก 10,000 ตัน จาก Platts โดยใช้ค่าขนส่งรายวันตั้งแต่วันที่ 25 ของเดือนที่ M-2 ถึงวันที่ 24 ของเดือนที่ M-1 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M
                Insurance คือ ค่าประกันภัย คิดที่อัตราร้อยละ 0.0134 ของมูลค่า CFR
                Loss คือ ค่า Loss คิดที่อัตราร้อยละ 0.20 ของมูลค่า CIF
                Survey คือ ค่า Survey คิดที่อัตรา 0.008 บาทต่อลิตร (คงที่)
                ค่าผ่านคลังและค่าขนส่ง1 คือ ค่าใช้จ่ายผ่านคลังของคลังนำเข้า คิดที่อัตรา 0.12 บาทต่อลิตร และค่าขนส่งเอทานอลจากคลังนำเข้า (มาบตาพุด) มายังคลังลำลูกกา คิดที่อัตรา 0.18 บาทต่อลิตร
                อัตราแลกเปลี่ยน คือ อัตราขาย (Selling rate) จากดอลลาร์สหรัฐฯ (USD) เป็นบาท อ้างอิงธนาคารแห่งประเทศไทย โดยใช้อัตราขายรายวันตั้งแต่ วันที่ 25 ของเดือนที่ M-2 ถึงวันที่ 24 ของเดือนที่ M-1 มาคำนวณราคาในเดือนที่ M

                ทั้งนี้ ¹ ค่าผ่านคลัง อ้างอิงผลสำรวจข้อมูลจากผู้ประกอบการปี 2565 โดยสถาบันปิโตรเลียม แห่งประเทศไทย ค่าขนส่งเอทานอล อ้างอิงผลการศึกษาโครงการศึกษาทบทวนบัญชีความแตกต่างราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซ LPG ปี 2561 ซึ่งใช้อัตราค่าขนส่งที่ 0.1108 สตางค์ต่อลิตรต่อกิโลเมตร โดยรถบรรทุกขนาด 40,000 ลิตร

                4.4 ข้อเสนอแนะทิศทางนโยบายเอทานอลที่สำคัญ อาทิ (1) ปรับสัดส่วนการผสมเชื้อเพลิงชีวภาพตามราคาและปริมาณวัตถุดิบ เช่น กรณีต้นทุนวัตถุดิบมีแนวโน้มเพิ่มสูงเกินไปควรปรับลดสัดส่วนการผสมเชื้อเพลิงชีวภาพขั้นต่ำในน้ำมันเกรดพื้นฐาน โดยกำหนดระยะเวลาดำเนินการที่ชัดเจนเพื่อไม่ให้ส่งผลเสีย ต่อสมดุลของกลไกตลาด และประสิทธิภาพการผลิตของผู้ผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพ (2) กำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกอ้างอิงจากค่าพลังงานของน้ำมันแต่ละชนิด และ (3) ส่งเสริมการผลิตและใช้ ในผลิตภัณฑ์อื่น อาทิ วัตถุดิบตั้งต้นสำหรับปิโตรเคมีจากเอทานอล เช่น เอทิลีน พลาสติกชีวภาพจากเอทานอล เช่น โพลีเอทิลีน รวมทั้งส่งเสริมให้มีการผลิตเพื่อส่งออกได้มากขึ้น ทั้งนี้ ข้อเสนอหลักเกณฑ์การคำนวณราคา เอทานอลที่เหมาะสมควรแบ่งเป็น 2 ระยะ เพื่อให้ภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเตรียมความพร้อมและสามารถปรับตัว ให้ดำเนินการได้ในทางปฏิบัติ ได้แก่ ระยะที่ 1 ใช้หลักเกณฑ์อ้างอิงการคำนวณราคาวิธี Market Price หรือราคาซื้อขายจริง ซึ่งดำเนินการเหมือนหลักเกณฑ์ปัจจุบัน โดยสามารถดำเนินการได้ตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไปและระยะที่ 2 ใช้หลักเกณฑ์อ้างอิงการคำนวณราคาวิธี Import Parity โดยควรดำเนินการในปี 2567 หรือเมื่อสิ้นสุดการขยายระยะเวลาที่กองทุนน้ำมันฯ จะสามารถจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพได้

        5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นต่อหลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซล ดังนี้ (1) หลักเกณฑ์ การคำนวณราคาอ้างอิงโดยวิธี Revised Cost Plus มีความเหมาะสม เนื่องจากเป็นข้อมูลที่สะท้อนการผลิต ไบโอดีเซลจริงตามสถานการณ์ปัจจุบัน ทั้งนี้ ผลการเปรียบเทียบราคาไบโอดีเซลจากการคำนวณตามวิธี Cost Plus เดิมของ สนพ. กับการคำนวณตามวิธี Revised Cost Plus ที่ ROA ร้อยละ 5 พบว่าราคาไบโอดีเซลเฉลี่ยปี 2565 อยู่ที่ 55.57 บาทต่อลิตร และ 54.65 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ลดลง 0.92 บาทต่อลิตร ซึ่งมีผล ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลง 0.05 บาทต่อลิตร และ (2) การปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ไบโอดีเซลควรแบ่งออกเป็น 2 ระยะ เพื่อให้ภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเตรียมความพร้อมและสามารถปรับตัว ให้ดำเนินการได้ในทางปฏิบัติ โดยระยะที่ 1 ควรใช้หลักเกณฑ์อ้างอิงการคำนวณราคาวิธี Revised Cost Plus ซึ่งสามารถดำเนินการได้ทันทีตั้งแต่ปี 2565 สำหรับระยะที่ 2 ควรมีการพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณ รวมทั้งระยะเวลาที่เหมาะสมในการบังคับใช้ และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป นอกจากนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นต่อหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอล ดังนี้ (1) หลักเกณฑ์การคำนวณราคาอ้างอิงวิธี Market Price จากผู้ขายและผู้ซื้อที่ซื้อขายกันในประเทศมีความเหมาะสม เนื่องจากมีข้อมูลจากผู้ผลิตและผู้ค้าหลายแหล่ง ทำให้มั่นใจได้ว่าเป็นข้อมูลที่สะท้อนการซื้อขายที่แท้จริง และทำให้ราคาแก๊สโซฮอลสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ของเอทานอลในการซื้อขาย โดยเมื่อเปรียบเทียบราคาเอทานอลอ้างอิงวิธี Market Price และวิธี Revised Cost Plus พบว่ามีราคาใกล้เคียงกัน แต่ข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณราคาอ้างอิงวิธี Revised Cost Plus จะมีความล่าช้า ไม่สะท้อนราคาปัจจุบัน ประกอบกับอุตสาหกรรมการผลิตเอทานอลเป็นเชื้อเพลิงเติบโตพอสมควรแล้ว ซึ่งการใช้ราคาอ้างอิงวิธีดังกล่าวจะทำให้การผลิตในภาพรวมของประเทศไม่เกิดการแข่งขัน และ (2) ในระยะที่ 1 ควรใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงวิธี Market Price หรือราคาซื้อขายจริงเหมือนปัจจุบัน สำหรับระยะที่ 2 เมื่อสิ้นสุดการขยายระยะเวลาที่กองทุนน้ำมันฯ จะสามารถจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพได้ ควรใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงวิธี Import Parity เพื่อให้เกิดการแข่งขันในธุรกิจเอทานอล อย่างไรก็ดี ควรมีการพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณ รวมทั้งระยะเวลาที่เหมาะสมในการบังคับใช้ และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

    1. รับทราบผลการศึกษาการประเมินผลการส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพในภาคขนส่ง และทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเชื้อเพลิงชีวภาพ

    2. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงในระยะที่ 1 โดยใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงจากต้นทุนการผลิต (Revised Cost Plus) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 ตุลาคม 2565 เป็นต้นไป

    3. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงในระยะที่ 1 โดยใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงราคาตลาด (Market Price) โดยใช้ราคาจากการเปรียบเทียบราคาต่ำสุดระหว่างราคา เอทานอลเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักที่ผู้ผลิตรายงานต่อกรมสรรพสามิต กับราคาเอทานอลเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักที่ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายงานต่อสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 เป็นต้นไป

    4. รับทราบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงในระยะที่ 2 โดยใช้หลักเกณฑ์ การคำนวณราคาไบโอดีเซลอ้างอิงจากต้นทุนการผลิต (New Cost Plus) และหลักเกณฑ์การคำนวณราคา เอทานอลอ้างอิง ในระยะที่ 2 โดยใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาเอทานอลอ้างอิงโดยราคาเทียบเท่านำเข้า (Import Parity) พร้อมทั้งมอบหมายให้ สนพ. พิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณดังกล่าว รวมทั้งระยะเวลาที่เหมาะสมในการบังคับใช้ และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

    5. เห็นชอบให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 รายงานราคาและปริมาณซื้อเอทานอลให้กับ สนพ.

    6. เห็นชอบให้ สนพ. ขอความอนุเคราะห์กรมสรรพสามิตรายงานราคาขายเอทานอลของผู้ผลิตให้กับ สนพ.

เรื่องที่ 5 การทบทวนแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบ แนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น ของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วยต่อเดือน ในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) รวมทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อย ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้นประมาณ 2,000 ล้านบาทต่อเดือน (ประมาณ 8,000 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน) พร้อมมอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องขอรับการสนับสนุน แหล่งงบประมาณในการดำเนินการ ตามแนวทางในการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชน ที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นต่อไป

        2. เมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2565 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติงบประมาณการดำเนินการตามแนวทางในการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 แก่ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในกรอบวงเงินประมาณ 51 ล้านบาทต่อเดือน (ประมาณ 204 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน) และเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2565 กฟน. ได้มีหนังสือถึงผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งงบประมาณการดำเนินการตามแนวทางในการช่วยเหลือ ค่าไฟฟ้าฯ โดย กฟน. ได้ประสาน กฟภ. พิจารณาการดำเนินการตามมติ กบง. และได้ประมาณการงบประมาณ ที่ใช้ดำเนินการในพื้นที่ของ กฟน. และ กฟภ. เพิ่มขึ้นจากเดิมที่ประมาณการไว้ที่ 7,796 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน เป็นประมาณ 8,924.41 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน เนื่องจากประมาณการว่าจะมีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้า กลุ่มบ้านอยู่อาศัยในพื้นที่ของ กฟน. และ กฟภ. เพิ่มขึ้นจากเดิมที่ประมาณการไว้ที่ 20.28 ล้านราย เป็นประมาณ 21.43 ล้านราย ทำให้วงเงินงบประมาณที่ใช้ดำเนินการตามแนวทางในการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ามติ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 เพิ่มขึ้นจากเดิมที่ประมาณการไว้ทั้งสิ้น 8,000 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน เป็นประมาณ 9,128.41 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้หารือแหล่งงบประมาณในการดำเนินการกับสำนักงบประมาณ โดยเบื้องต้นสำนักงบประมาณเห็นควรให้ใช้แหล่งเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ประมาณ 2,282.103 ล้านบาทต่อเดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 และงบประมาณรายจ่ายประจำปี งบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ประมาณ 6,846.309 ล้านบาท สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยดำเนินการตามขั้นตอน ของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องต่อไป

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบการทบทวนประมาณการงบประมาณตามแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น ของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วยต่อเดือน ในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) รวมทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น ประมาณ 2,282.103 ล้านบาทต่อเดือน (ประมาณ 9,128.41 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน) โดยจะใช้แหล่งเงิน จากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉิน หรือจำเป็น ประมาณ 2,282.103 ล้านบาทต่อเดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 และงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉิน หรือจำเป็น ประมาณ 6,846.309 ล้านบาท สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565

    2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เร่งดำเนินการขออนุมัติในหลักการแนวทางการช่วยเหลือ และวงเงินงบประมาณจากคณะรัฐมนตรี ทั้งนี้ เพื่อให้ กฟน. กฟภ. กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ สามารถดำเนินการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าตามแนวทางการช่วยเหลือดังกล่าว ตามระเบียบและขั้นตอนต่อไป

เรื่องที่ 6 ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 โดยในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 10 มกราคม 2565 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ที่แต่งตั้งภายใต้ กบง. ติดตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2565 ตามมติ กพช. ซึ่งเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 วันที่ 9 มีนาคม 2565 และวันที่ 29 เมษายน 2565 กบง. และ กพช. ได้รับทราบความก้าวหน้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ และการยกเว้นสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้าเป็นการชั่วคราว ทั้งนี้ ในปี 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้มีการประชุมไปแล้ว 18 ครั้ง และรายงานผลดำเนินการในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงานอย่างต่อเนื่อง โดยที่ประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2565 ได้เห็นชอบ ให้นำผลการดำเนินการของคณะอนุกรรมการฯ เสนอต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป

        2. การดำเนินการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 มีรายละเอียด ดังนี้

                2.1 หลักการทำงานและแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2565 มีดังนี้ (1) กำหนดบทบาทการดำเนินการแต่ละหน่วยงานตามอำนาจหน้าที่ โดยกระทรวงพลังงาน (พน.) จะเป็นหน่วยหลักในการติดตามการบริหารจัดการให้มีก๊าซธรรมชาติเพียงพอจากสถานการณ์ฉุกเฉิน เนื่องจากแหล่งเอราวัณไม่สามารถผลิตก๊าซได้ตามเป้าหมายที่กำหนดภายในปี 2565 ในขณะที่การดำเนินการจัดหา/จัดสรรปริมาณนำเข้า LNG ในภาพรวมจะดำเนินการโดยสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 ซึ่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้จัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแล และ (2) กำกับการดำเนินการโดยคำนึงถึงผลกระทบค่าไฟฟ้าที่จะมีต่อประชาชนน้อยที่สุด โดยพิจารณาลำดับการเลือกใช้ชนิดเชื้อเพลิงมาบริหารจัดการก่อนและหลังตามลำดับสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุด (Merit Order) ตามที่ กกพ. ให้ความเห็นชอบ

                2.2 ในช่วงเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมหารือ โดยได้รับทราบและติดตามการดำเนินงานที่สำคัญ อาทิ (1) ผลการดำเนินงานเฝ้าระวังสถานการณ์ด้านพลังงานจากเหตุความขัดแย้งระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน (2) ความก้าวหน้าการดำเนินงานและแผนการผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ (แปลง G1/61) และกลุ่มบงกช ที่มีการผลิตลดต่ำลงจากการ Shut down ของแหล่งปลาทองซึ่งอยู่ภายใต้แหล่งเอราวัณ (3) แผนการหยุดจ่ายและการจัดหาก๊าซธรรมชาติประจำปี 2565 ที่จะมีการหยุดซ่อมบำรุงระหว่างเดือนสิงหาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยใช้หลักการกระจายการหยุดซ่อมบำรุงโดยไม่ให้กระจุกอยู่ในช่วงเดือนเดียว (4) สถานการณ์แหล่งก๊าซธรรมชาติซอติกาที่ไม่สามารถผลิต และจ่ายก๊าซได้ตามปกติ เนื่องจากเหตุแรงดันในท่อส่งก๊าซบนบกในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาลดลง อย่างรวดเร็ว (5) ปัญหา อุปสรรคในการขนส่งน้ำมันของผู้ค้าน้ำมัน และการแก้ไขปัญหาการนำเข้าน้ำมันภาษีอัตราศูนย์ (6) การปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ซึ่งเป็นแผนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงในภาพรวม และ (7) มาตรการบริหารจัดการการจัดหาและการใช้พลังงาน (Demand & Supply) ในสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน โดยให้หน่วยงานรับผิดชอบหลักจัดทำรายละเอียดข้อมูลและหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อเสนอแนะแนวทางที่เหมาะสมต่อไป

        3. คณะอนุกรรมการฯ ได้ทบทวนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ โดยมีการปรับปรุงแนวทางบริหารจัดการตาม Merit order แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่ม 1 ต้นทุนต่ำ ได้แก่ (1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถ โดยเร่งการผลิตก๊าซจากแหล่งอาทิตย์ การทำ CO2 Relaxation และเร่งการขุดเจาะหลุม Infill เป็นต้น (2) เลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 และ (3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิมชีวมวล โดยพบว่า การปรับปรุงแนวทางตาม (1) (2) และ (3) ณ เดือนสิงหาคม 2565 สามารถทดแทนการนำเข้า LNG Spot ได้ 0.33 ล้านตัน 0.28 ล้านตัน และ 0.054 ล้านตัน ตามลำดับ และกลุ่ม 2 พิจารณาตามต้นทุน ได้แก่ (4) จัดหา LNG และ (5) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทน ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า โดยสำนักงาน กกพ. จะมีการทบทวนแผนเป็นรายเดือน ซึ่งการปรับปรุงแนวทางตาม (4) และ (5) สามารถทดแทนการนำเข้า LNG Spot ได้ 2.80 ล้านตัน และ 1.64 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ จากความต้องการนำเข้าก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อชดเชยก๊าซที่จะหายไปในช่วงเปลี่ยนผ่านของแหล่งเอราวัณ 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG เพื่อการแข่งขัน 2.7 ล้านตัน รวม 4.5 ล้านตัน เมื่อพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ฉบับปรับปรุง พบว่ากระทรวงพลังงานสามารถจัดหาเชื้อเพลิงต้นทุนต่ำเพิ่มขึ้นเบื้องต้น 2.306 ล้านตัน เทียบเท่า LNG Spot ส่งผลให้ลดการจัดหา LNG ลงและเกิดความมั่นคงทางพลังงาน

        4. คณะอนุกรรมการฯ ได้ติดตามและให้ข้อเสนอแนะการบริหารจัดการเชื้อเพลิงทดแทน การนำเข้า LNG Spot โดย ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2565 สามารถจัดหาเชื้อเพลิงทดแทนสะสมได้ 3.98 ล้านตัน เทียบเท่า LNG Spot ซึ่งเกินกว่าแผนที่กำหนด ณ สิ้นเดือนสิงหาคม 2565 ที่ 3.06 ล้านตัน เทียบเท่า LNG Spot ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคา Spot LNG ที่มีแนวโน้มสูงขึ้นในช่วงปลายปี 2565 จนถึงต้นปี 2566 เมื่อเทียบกับการใช้น้ำมันดีเซลหรือน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2565 กกพ. จึงได้เห็นชอบแผนการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ที่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงหลัก รวม 351 ล้านลิตร 470 ล้านลิตร และ 295 ล้านลิตร ตามลำดับ และใช้ก๊าซธรรมชาติจากฝั่งตะวันออกเท่าที่จำเป็น โดยต่อมา เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2565 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พบว่าความสามารถในการจัดหาและจัดส่งน้ำมันในช่วงดังกล่าวต่ำกว่าแผนความต้องการใช้น้ำมันผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. จึงเห็นควรให้บริหารจัดการน้ำมันที่สำรองในโรงไฟฟ้าใช้ร่วมด้วยเพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด นอกจากนี้ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) ได้ประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องถึงการปรับปรุงกระบวนการและขั้นตอนตามแนวปฏิบัติเกี่ยวกับหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการเสียภาษีในอัตราศูนย์สำหรับน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาที่โรงไฟฟ้าใช้ผลิตไฟฟ้าและขายไฟฟ้าทั้งหมดให้แก่ กฟผ. เพื่อให้เข้าใจแนวทางปฏิบัติร่วมกัน โดยกรมสรรพสามิตจะปรับปรุงแก้ไขกระบวนการและขั้นตอนต่างๆ อย่างต่อเนื่อง เพื่อให้การขนส่งน้ำมันเพื่อผลิตไฟฟ้าเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและทันตามกำหนดเวลา

        5. การดำเนินการระยะต่อไป ประกอบด้วย (1) การจัดทำมาตรการบริหารจัดการการจัดหา และการใช้พลังงาน (Demand & Supply) ในสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน ประกอบด้วย จัดหา ก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น ใช้ดีเซลและน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าแทนก๊าซธรรมชาติ จัดหาน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาราคาถูก จากต่างประเทศ รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากสาธารณรัฐประชิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เพิ่มขึ้น เร่งรัดอนุมัติและอนุญาตโซลาร์เซลล์ค้างท่อ ปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐานให้เป็นอัตราก้าวหน้า (Progressive Rate) ที่เข้มขึ้นเพื่อกระตุ้นให้เกิดการลดใช้ไฟฟ้า ลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรม การตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) มาตรการประหยัดพลังงานในภาครัฐ มาตรการประหยัดพลังงานในภาคอุตสาหกรรม และมาตรการอื่นๆ (2) การจัดหาและจัดส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดย ธพ. ได้จัดทำแผนการจัดหาและจัดส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าช่วงดังกล่าวแล้วเสร็จ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการพิจารณาของ กกพ. โดยหาก กกพ. มีมติเห็นชอบแผนแล้ว สำนักงาน กกพ. จะประสานโรงไฟฟ้าให้เตรียมจัดทำสัญญาซื้อน้ำมันกับผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7 และ ธพ. จะแจ้งผู้ค้าน้ำมันมาตรา 7 เตรียมความพร้อมในการจัดหาและจัดส่งน้ำมันเชื้อเพลิง และทำสัญญากับโรงไฟฟ้าต่อไป และ (3) การติดตามการดำเนินงานตามข้อ (1) และข้อ (2) โดยคณะอนุกรรมการฯ จะติดตามการดำเนินงานอย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป

มติของที่ประชุม

    ที่ประชุมรับทราบผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 12/2565 (ครั้งที่ 50)

วันจันทร์ที่ 22 สิงหาคม พ.ศ. 2565

1. การขยายระยะเวลามาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

2. แนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น

3. ร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่าง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และ บริษัท พีทีที โกลบอล แอลเอ็นจี จำกัด (PTTGL)

4. การปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                                           ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                                          กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 การขยายระยะเวลามาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบ มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ (โครงการฯ) เพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้สำหรับการดำเนินมาตรการดังกล่าว โดยยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ในช่วงเดือนเมษายน 2565 - เดือนมิถุนายน 2565 รวมเงินงบประมาณ 200,000,000 บาท โดยเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้อนุมัติงบประมาณจำนวน 199,650,000 บาท แก่ ธพ. โดยกรมบัญชีกลางเป็นผู้อนุมัติและดำเนินการแทน ธพ. ผ่านวิธี การเบิกจ่ายเงินงบประมาณแทนกัน ซึ่งต่อมากระทรวงพลังงาน (พน.) ได้รับงบประมาณเพิ่มเติมอีก 7,367,140 บาท รวมเป็นงบประมาณทั้งสิ้น 207,017,140 บาท ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 กบง. ได้เห็นชอบการขยายระยะเวลาโครงการฯ อีก 3 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม 2565 - เดือนกันยายน 2565 เพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ในช่วงดังกล่าว และมอบหมายให้ ธพ. จัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้ดำเนินโครงการฯ สำหรับผู้ใช้สิทธิ 4,000,000 ราย รวมเงินงบประมาณ 220,000,000 บาท โดยเมื่อวันที่ 21 มิถุนายน 2565 ครม. ได้อนุมัติงบประมาณจำนวน 220,000,000 บาท ให้ ธพ. โดยกรมบัญชีกลางเป็นผู้อนุมัติและดำเนินการแทน ธพ. ผ่านวิธีการเบิกจ่ายเงินงบประมาณแทนกันเช่นเดียวกับคราวแรก

        2. ระหว่างวันที่ 1 เมษายน 2565 - วันที่ 30 มิถุนายน 2565 มีการใช้สิทธิส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน จำนวน 3,599,368 ราย ใช้งบประมาณ 197,910,359.32 บาท ซึ่งในเดือนกรกฎาคม 2565 ธพ. ได้รายงานผลการดำเนินการให้สำนักงบประมาณทราบ และคืนเงินงบประมาณเหลือจ่ายจำนวน 9,106,780.68 บาท สำหรับเดือนกรกฎาคม 2565 มีการใช้สิทธิส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 3,353,012 ราย ใช้งบประมาณ 184,407,068.35 บาท และวันที่ 1 - 14 สิงหาคม 2565 มีการใช้สิทธิ 388,932 ราย ใช้งบประมาณ 21,388,465.95 บาท จึงเหลืองบประมาณอีก 14,204,465.70 บาท สำหรับการใช้สิทธิ อีก 258,056 ราย เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 ธพ. จึงปรับคาดการณ์จำนวนผู้ใช้สิทธิระหว่างเดือนกรกฎาคม 2565 - เดือนกันยายน 2565 จาก 4,000,000 ราย เงินงบประมาณ 220,000,000 บาท เป็น 5,500,000 ราย เงินงบประมาณ 302,500,000 บาท โดยปัจจุบันอยู่ระหว่างเสนอขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพิ่มเติม สำหรับการใช้สิทธิอีก 1,500,000 ราย เป็นเงินงบประมาณ 82,500,000 บาท

        3. การขอขยายระยะเวลาโครงการฯ มีรายละเอียด ดังนี้ (1) เหตุผลและความจำเป็น เนื่องจากระยะเวลาโครงการฯ จะสิ้นสุดลงในวันที่ 30 กันยายน 2565 ขณะที่ราคาก๊าซ LPG ยังอยู่ในระดับสูง ดังนั้นเพื่อให้ความช่วยเหลือเป็นไปอย่างต่อเนื่องจึงต้องขอขยายระยะเวลาโครงการฯ (2) ขอบเขตการดำเนินงาน ยกระดับความช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มเพิ่มขึ้นจาก 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยขยายระยะเวลาโครงการออกไปอีกประมาณ 3 เดือน (3) ระยะเวลาดำเนินการ วันที่ 20 ตุลาคม 2565 - วันที่ 31 ธันวาคม 2565 (4) วงเงินงบประมาณ คาดว่าจะใช้งบประมาณ 302,500,000 บาท โดยคำนวณจากการคาดการณ์ว่าการขยายระยะเวลายกระดับความช่วยเหลือเพิ่มขึ้นอีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน จะจูงใจให้มีผู้ใช้สิทธิ์ระหว่างเดือนตุลาคม 2565 - เดือนธันวาคม 2565 รวมประมาณ 5,500,000 ราย จากการที่พบว่าช่วงเดือนเมษายน 2565 - เดือนมิถุนายน 2565 มีการใช้สิทธิรวม 3,599,368 ราย ในขณะที่เดือนกรกฎาคม 2565 เพียงเดือนเดียวมีผู้ใช้สิทธิเพิ่มขึ้นเป็น 3,353,012 ราย (5) การขอรับจัดสรรงบประมาณ โดย พน. นำเรื่องเสนอ ครม. พิจารณาเห็นชอบในหลักการเกี่ยวกับการขยายระยะเวลาโครงการฯ โดยใช้แหล่งเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉิน หรือจำเป็น เมื่อพระราชบัญญัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 มีผลบังคับใช้ พน. จะจัดทำคำขอรับงบประมาณไปยังสำนักงบประมาณ ตามระเบียบว่าด้วยการบริหารงบประมาณรายจ่ายกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น พ.ศ. 2562 ข้อ 9 (3) และ (6) การขยายระยะเวลาโครงการ และขอรับจัดสรรงบประมาณ โดย ธพ. จะแจ้งให้กรมบัญชีกลางทราบเพื่อเตรียมความพร้อมในส่วนที่เกี่ยวข้องโดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินโครงการได้ภายในวันที่ 20 ตุลาคม 2565

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบการขยายระยะเวลาโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีกประมาณ 3 เดือน (วันที่ 20 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565)

    2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานนำเรื่องเสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ ในหลักการเกี่ยวกับการขยายระยะเวลาโครงการอีกประมาณ 3 เดือน (วันที่ 20 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565) โดยใช้แหล่งเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น จำนวน 302,500,000 บาท เมื่อพระราชบัญญัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 มีผลบังคับใช้ และจัดทำคำขอรับงบประมาณเพื่อใช้สำหรับดำเนินโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 จำนวน 302,500,000 บาท เสนอสำนักงบประมาณตามขั้นตอนต่อไป

เรื่องที่ 2 แนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น

สรุปสาระสำคัญ

        1. วันที่ 29 มีนาคม 2565 วันที่ 19 เมษายน 2565 และวันที่ 10 พฤษภาคม 2565 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบมาตรการเร่งด่วนเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงานอันเนื่องมาจากปัญหาความขัดแย้งในภูมิภาคยุโรป โดยมีมาตรการด้านไฟฟ้าในการให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม – เดือนสิงหาคม 2565 โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าจำนวน 23.38 สตางค์ต่อหน่วย โดยใช้แหล่งเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ต่อมา เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2565 และวันที่ 11 กรกฎาคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) ในการประชุมผู้บริหารกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จัดทำข้อมูลประกอบการพิจารณาแนวทางกำหนดนโยบายอัตรา ค่าไฟฟ้าเพื่อบริหารจัดการค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม ควบคู่กับการดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการใช้ไฟฟ้าน้อย โดยให้นำเสนอคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาให้ความเห็น ซึ่ง กกพ. ได้รายงานผลการพิจารณาดังกล่าวต่อ รมว.พน. ตามที่ได้รับนโยบายจาก การประชุมหารือร่วมกับนายกรัฐมนตรี กระทรวงพลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และต่อมาเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2565 รมว.พน. ได้มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. นำข้อมูลดังกล่าวเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป

        2. เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2565 กกพ. ได้เห็นชอบแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น ตามที่สำนักงาน กกพ. ได้ประสานข้อมูลจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าและการใช้พลังงานไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2565 ร่วมกับการไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และนำผลการพิจารณาการปรับค่า Ft ตามการพิจารณาของ กกพ. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2565 มาเป็นข้อมูลพื้นฐานในการจัดทำมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วยต่อเดือน เพื่อนำเสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้

                2.1 เหตุผลและความจำเป็น จากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นต่อเนื่องตั้งแต่ปลายปี 2564 การเปลี่ยนผ่านสัมปทานแหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย การผลิตก๊าซธรรมชาติจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาที่เริ่มลดลง ในขณะที่สงครามระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและยูเครนยังไม่ยุติ ทำให้ประเทศไทยจำเป็นต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลกที่มีราคาสูงมาทดแทนในปริมาณมากเพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติถึงปี 2567 ประกอบกับอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ทำให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า มีแนวโน้มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยค่า Ft ช่วงเดือนกันยายน 2565 – เดือนธันวาคม 2565 เพิ่มขึ้นเป็น 93.43 สตางค์ต่อหน่วย จากเดือนพฤษภาคม 2565 – เดือนสิงหาคม 2565 ซึ่งอยู่ที่ 24.77 สตางค์ต่อหน่วย ส่งผลให้ ค่าไฟฟ้าโดยรวม (ค่าไฟฟ้าฐานและค่า Ft) เพิ่มขึ้นจาก 4.03 บาทต่อหน่วย เป็น 4.72 บาทต่อหน่วย หรือเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 17 ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยซึ่งเป็นผู้บริโภคขั้นสุดท้าย (Last unit consumption) ได้รับผลกระทบอย่างมาก กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรพิจารณาแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชน ควบคู่กับการจูงใจให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างประหยัด

                2.2 แนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากการเพิ่มขึ้นของราคาไฟฟ้าซึ่งเป็นสาธารณูปโภคพื้นฐาน แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ซึ่งเป็นกลุ่มเปราะบาง โดยดำเนินการต่อเนื่องจากนโยบายตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 วันที่ 19 เมษายน 2565 และวันที่ 10 พฤษภาคม 2565 โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าจำนวน 92.04 สตางค์ต่อหน่วย (ประกอบด้วยส่วนลดจากการเพิ่มขึ้นของค่า Ft เดือนพฤษภาคม 2565 – เดือนสิงหาคม 2565 จำนวน 23.38 สตางค์ต่อหน่วย และส่วนลดจากการเพิ่มขึ้นของค่า Ft เดือนกันยายน 2565 – เดือนธันวาคม 2565 จำนวน 68.66 สตางค์ต่อหน่วย) เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 – เดือนธันวาคม 2565 และกลุ่มที่ 2 ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าระหว่าง 301 - 500 หน่วยต่อเดือน ซึ่งเป็นคนชั้นกลาง ในลักษณะการให้ส่วนลดจากการเพิ่มขึ้นของค่า Ft เดือนกันยายน 2565 – เดือนธันวาคม 2565 (ซึ่งอยู่ที่ 68.66 สตางค์ต่อหน่วย) แบบขั้นบันได ในอัตราร้อยละ 15 - ร้อยละ 75 โดยจูงใจให้มีการลดการใช้ไฟฟ้าลง ซึ่งจะช่วยลด การนำเข้าพลังงานราคาสูงจากต่างประเทศได้ส่วนหนึ่ง ดังนี้ (1) ผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่าง 301 - 350 หน่วย ให้ส่วนลดค่า Ft ร้อยละ 75 คือ จำนวน 51.50 สตางค์ต่อหน่วย (2) ผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่าง 351 - 400 หน่วย ให้ส่วนลดค่า Ft ร้อยละ 45 คือ จำนวน 30.90 สตางค์ต่อหน่วย และ (3) ผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่าง 401 -500 หน่วย ให้ส่วนลดค่า Ft ร้อยละ 15 คือ จำนวน 10.30 สตางค์ต่อหน่วย ทั้งนี้ กำหนดให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยแสดงเป็นรายการส่วนลดจากรัฐบาล หรือข้อความอื่นตามความเหมาะสม ในใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 – เดือนธันวาคม 2565

                2.3 จำนวนผู้ที่ได้รับการช่วยเหลือ และงบประมาณที่ใช้ในการดำเนินการตามแนวทาง การช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วยต่อเดือน ในพื้นที่ของ กฟน. และ กฟภ. จะครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าประมาณ 20.28 ล้านราย คิดเป็นร้อยละ 80 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ หรือร้อยละ 89 ของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย โดยคาดว่าจะใช้งบประมาณรวมประมาณ 1,949 ล้านบาทต่อเดือน หรือประมาณ 7,796 ล้านบาทสำหรับ 4 เดือน ทั้งนี้ หากจะดำเนินมาตรการให้ครอบคลุมบ้านอยู่อาศัยในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ ซึ่งมีผู้ใช้ไฟฟ้าประมาณ 39,500 ราย จะครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 20.32 ล้านราย โดยคาดว่าจะใช้งบประมาณเพิ่มขึ้นเป็น 2,000 ล้านบาทต่อเดือน หรือประมาณ 8,000 ล้านบาท สำหรับการดำเนินงาน 4 เดือน

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบแนวทางในการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น ของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วย ต่อเดือน ในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) รวมทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการ ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนกันยายน 2565 - เดือนธันวาคม 2565 โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้นประมาณ 2,000 ล้านบาทต่อเดือน (ประมาณ 8,000 ล้านบาท สำหรับ 4 เดือน)

    2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องขอรับการสนับสนุน แหล่งงบประมาณในการดำเนินการ ตามแนวทางในการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชน ที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นต่อไป

เรื่องที่ 3 ร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่าง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และ บริษัท พีทีที โกลบอล แอลเอ็นจี จำกัด (PTTGL)

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้รับทราบมติ กพช. โดยเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล ต่อมา เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้พิจารณาสถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณ และทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 - 2567 โดยมีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปีดังกล่าวรวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้ ชธ. และ ปตท. เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาทบทวน และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 - 2567 และกำกับดูแล นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ และสมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market และต่อมา เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคา ก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งนี้ เพื่อสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรม ควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญา เพื่อแก้ไข เปลี่ยนแปลง หรือยกเลิกสัญญาได้ เพื่อเตรียมความพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต ทั้งนี้ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2565 และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2565 ได้พิจารณาข้อเสนอการจัดหา LNG สัญญาระยะยาว ของ ปตท. โดย กพช. ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG สัญญาระยะยาว ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี เพิ่มเติมจากสัญญาระยะยาวที่มีการลงนามแล้ว 5.2 ล้านตันต่อปี โดยนำต้นทุนการจัดหารวมเข้าไปคำนวณเฉลี่ยในราคา Pool และรับทราบสาระสำคัญการจัดหา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. (2) มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลให้ราคาเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด และให้ ปตท. นำสัญญาซื้อขาย LNG สัญญาระยะยาวเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป และ (3) มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการติดตามผลกระทบต่อราคาพลังงานจากการจัดหา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. อย่างใกล้ชิด เพื่อมิให้ส่งผลกระทบ ต่อราคาพลังงานของประเทศในอนาคต

        2. ปตท. ได้เจรจากับผู้ขาย LNG อย่างต่อเนื่อง ทั้งโครงการจากตะวันออกกลาง สหรัฐอเมริกา (สหรัฐฯ) รวมถึงผู้ขายลักษณะ Portfolio แต่เนื่องจากตลาดอยู่ในสภาวะตึงตัว การพัฒนาโครงการ LNG ใหม่ ยังมีจำกัด ผู้ซื้อจากฝั่งยุโรปเร่งจัดหาเพิ่มเติม ทำให้ข้อเสนอขายของผู้ขาย LNG หลายรายมีกำหนดการยืนราคาค่อนข้างสั้น และมีเงื่อนไขการขายที่มีความยืดหยุ่นต่ำ ทำให้ปัจจุบันมีผู้ขาย LNG ที่ยื่นข้อเสนอให้ ปตท. พิจารณาตามปริมาณ และเงื่อนไขที่ยอมรับได้รวม 4 ราย โดยข้อเสนอราคาของบริษัท พีทีที โกลบอล แอลเอ็นจี จำกัด (PTTGL) เป็นข้อเสนอที่ดีที่สุดเมื่อเทียบกับผู้ขายรายอื่น ซึ่งมีข้อได้เปรียบในเงื่อนไขสัญญา ดังนี้ (1) PTTGL นำเสนอเงื่อนไขสัญญาที่ยืดหยุ่นกว่าผู้ขายรายอื่น อาทิ PTTGL เสนอขาย LNG ตั้งแต่ปี 2569 ด้วยเงื่อนไข การส่งมอบที่ปลายทาง (Delivery Ex-Ship: DES) ตลอดอายุสัญญา โดยกรณีผู้ขายขาดส่ง (Seller’s Shortfall) จะชดเชยไม่เกินร้อยละ 50 ของมูลค่า LNG ที่ขาดส่ง และผู้ขายให้สิทธิในการปรับลด (DQT) และปรับเพิ่มจำนวน (UQT) เที่ยวเรือ รวมถึงสิทธิในการยกเลิกเที่ยวเรือ (Cancellation) นอกจากนี้ ผู้ขายยังเสนอขาย LNG ปริมาณ 0.2 - 0.4 ล้านตันต่อปี (Bridging Volume) ในช่วงปี 2566 - 2568 ที่ราคา JKM Discount ซึ่งจะมีแผนส่งมอบที่ชัดเจน หาก ปตท. มีความต้องการใช้ LNG ในช่วงเวลาดังกล่าว (2) PTTGL เสนอสูตรราคาขาย ที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ Henry Hub (HH Link) ที่ A%HH + Y โดยร้อยละ 26 ของ Y จะปรับเพิ่มขึ้นรายปีตามดัชนีราคาผู้บริโภค (US CPI) ซึ่งราคาขายดังกล่าวจะต่ำกว่าสูตรราคาที่อ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil Link) เมื่อราคาน้ำมันอยู่ในระดับที่สูงกว่า 80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ทั้งนี้ บริษัทที่ปรึกษาด้านพลังงาน Wood Mackenzie ได้คาดการณ์ว่าในช่วงปี 2565 - 2571 ราคาน้ำมันดิบ Brent มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นต่อเนื่อง และราคาจะอยู่ในระดับสูงกว่า 80 - 120 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ในขณะที่ราคาก๊าซธรรมชาติ HH จะปรับตัวอยู่ในกรอบ 3 - 5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ดังนั้น ข้อเสนอราคาของ PTTGL จึงมีระดับราคาที่แข่งขันได้ กับผู้ขายรายอื่น ทั้งสูตรราคา Oil Link และ HH Link เมื่อเปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมันสูงกว่า 80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามสมมติฐานข้างต้น ซึ่งหากนำข้อเสนอราคาของ PTTGL มาคำนวณรวมกับราคา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. จะทำให้ประมาณการค่าเฉลี่ยราคา LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. ลดลงด้วย นอกจากนี้ การรับซื้อ LNG จาก PTTGL ที่อ้างอิงสูตรราคา HH Link เสมือน ปตท. จัดหาจากโครงการในสหรัฐฯ โดยตรง ทำให้มีสัดส่วน HH index เข้ามาใน Portfolio มากขึ้น จึงเป็นการกระจายความเสี่ยงด้านราคา(Diversified Portfolio) จากปัจจุบันที่ ปตท. มีสัญญากับ Qatargas ซึ่งอ้างอิงราคาน้ำมัน JCC (Japanese Crude Cocktail) ร้อยละ 100 และสัญญากับ Shell BP และ Petronas ที่อ้างอิงราคาน้ำมัน และ HH ที่สัดส่วน 50 : 50 อีกทั้งสอดคล้องกับสัดส่วนปริมาณ LNG จากโครงการในสหรัฐฯ ในตลาด LNG ปัจจุบัน ประกอบกับโครงการส่วนใหญ่ในสหรัฐฯ จะมีการส่งมอบที่ต้นทาง (Free On Board: FOB) แต่ PTTGL เสนอเงื่อนไขการ ส่งมอบที่ปลายทางตลอดอายุสัญญาฯ จึงทำให้ ปตท. ไม่ต้องรับความเสี่ยงจากความผันผวนของค่าขนส่ง และการส่งผ่านราคาลง Pool จะเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ภาครัฐกำหนด และ (3) PTTGL ซื้อ LNG จากบริษัท Cheniere Energy ซึ่งเป็นผู้ผลิต LNG ชั้นนำลำดับ 2 ของโลก และส่งออก LNG อันดับ 1 ของสหรัฐฯ โดยมีโครงการผลิตที่สำคัญ 2 โครงการ ได้แก่ Sabine Pass และ Corpus Christi กำลังการผลิต LNG รวม 45 ล้านตันต่อปี และมีกำหนดการผลิต LNG ออกสู่ตลาดที่ชัดเจน ดังนั้น การรับซื้อ LNG จาก PTTGL จึงเป็นการจัดหาจากแหล่งผลิตที่มีศักยภาพจากสหรัฐฯ รวมถึงแหล่งผลิตอื่นๆ ที่มีศักยภาพและคุณภาพเป็นไปตามสัญญา

        3. เมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือขอนำร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG Sale and Purchase Agreement: LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับ PTTGL เพื่อเสนอ กบง. พิจารณา โดยมีสาระสำคัญในสัญญา ดังนี้ (1) ผู้ซื้อ คือ ปตท. และผู้ขาย คือ PTTGL (2) ปริมาณซื้อขาย (ACQ) 1 ล้านตันต่อปี รูปแบบการส่งมอบที่ท่าปลายทาง (3) กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนมกราคม 2569 อายุสัญญา 15 ปี (ขยายสัญญาได้อีก 5 ปี หากคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน) (4) แหล่งผลิต LNG จากสหรัฐฯ และโครงการผลิต LNG อื่นๆ ที่มีคุณภาพเป็นไปตามสัญญา (5) หากผู้ซื้อไม่สามารถรับ LNG เที่ยวเรือนั้นได้ ผู้ขายจะพยายามขาย LNG นั้น ให้กับผู้ซื้อรายอื่น โดยผู้ซื้อรับผิดชอบชดเชยส่วนขาดจากการขาย LNG เที่ยวเรือนั้น (Mitigation Sale) (6) กรณีผู้ขายขาดส่งจะชดเชยไม่เกินร้อยละ 50 ของมูลค่า LNG ที่ผู้ขายขาดส่งตามแผน โดยกรณี Willful Misconduct จะชดเชยร้อยละ 100 (7) กรณีผู้ขายแจ้ง LNG Off-Spec. ล่วงหน้า ผู้ขายจะชดเชยค่าเสียหายจ่ายตามจริง แต่ไม่เกินร้อยละ 120 ของมูลค่าประเมิน กรณีผู้ขายไม่แจ้ง Off-Spec. ล่วงหน้า จะชดเชยค่าเสียหายจ่ายตามจริงแต่ไม่เกินร้อยละ 100 ของมูลค่า LNG (8) สูตรราคาขาย คือ A%HH + Y ซึ่งเป็นไปตาม LNG Benchmark ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 โดยร้อยละ 26 ของ Y จะปรับเพิ่มขึ้นรายปีตามดัชนีราคาผู้บริโภค (US CPI) ทั้งนี้ มีการกำหนดสิทธิในการปรับลดเที่ยวเรือ ไม่เกิน 1 เที่ยวเรือต่อปี และไม่เกิน 3 เที่ยวเรือตลอดอายุสัญญา สิทธิในการปรับเพิ่มเที่ยวเรือ ไม่เกิน 1 เที่ยวเรือต่อปี (โดยความเห็นชอบจากผู้ขาย) และสิทธิในการยกเลิกเที่ยวเรือ โดยผู้ซื้อต้องแจ้งให้ผู้ขายทราบล่วงหน้าตามกำหนดเวลาในสัญญา โดยสามารถเลือกให้ผู้ขายดำเนินการ Mitigation Sales หรือ Cancellation Fee (9) ผู้ซื้อสามารถตกลงนำ LNG ไปขายตลาดอื่น ที่กำหนดได้ โดยแบ่งกำไรหลังหักค่าใช้จ่ายกับผู้ขาย ในสัดส่วน 50 : 50 (10) สัญญานี้ตีความตามกฎหมายไทย โดยใช้วิธีระงับข้อพิพาทตามระเบียบภายในกลุ่ม ปตท. หากตกลงกันไม่ได้ให้ดำเนินการตามศาลไทย และ (11) ผู้ขายเสนอขาย LNG ปริมาณ 0.2 - 0.4 ล้านตันต่อปี ในช่วงปี 2566 - 2568 ที่ราคา JKM Discount ซึ่งจะมีแผน ส่งมอบที่ชัดเจน หาก ปตท. มีความต้องการใช้ LNG ในช่วงเวลาดังกล่าว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2565 กกพ. ได้พิจารณาสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว ระหว่าง ปตท. และ PTTGL และได้มีมติเห็นชอบราคาซื้อขาย LNG ระยะยาวตามที่ ปตท. เสนอ ซึ่งเป็นไปตาม LNG Benchmark ที่ กพช. กำหนด เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565

มติของที่ประชุม

    1. รับทราบสาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กับบริษัท พีทีที โกลบอล แอลเอ็นจี จำกัด (PTTGL)

    2. เห็นชอบราคาซื้อขาย LNG (Contract Price) ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ให้ความเห็นชอบแล้ว ทั้งนี้ ให้ กกพ. ไปตรวจทาน เปรียบเทียบกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระยะยาวของ ปตท. ฉบับอื่นๆ ว่าสามารถกำกับดูแลได้โดยประเทศไม่เสียประโยชน์

    3. มอบหมายให้ ปตท. ลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว กับ PTTGL ภายหลังจากที่ร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข ร่างสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ และไม่กระทบต่อสูตรราคา ปริมาณซื้อขาย (ACQ) รวมทั้งกำหนดแผนงานที่เกี่ยวข้องกับการส่งมอบ ให้ ปตท. หารือ กกพ. ให้ได้ข้อยุติก่อนนำเสนอคณะกรรมการ ปตท. พิจารณาแก้ไขต่อไป

เรื่องที่ 4 การปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (แผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ) และเห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (หลักการรับซื้อไฟฟ้าฯ) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอน ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อมา เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า และได้เห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2569 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FIT ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอน ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบหมายให้ กบง. พิจารณา

        2. เมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2565 และวันที่ 10 สิงหาคม 2565 กกพ. ได้ประชุมหารือและเห็นชอบให้เสนอ กบง. พิจารณาปรับปรุงรายละเอียดคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ดังกล่าวให้ชัดเจน และเสนอแนวทางการจัดสรรเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายปี เพื่อให้ กกพ. นำไปประกาศรับซื้อไฟฟ้าต่อไป ดังนี้

                2.1 การกำหนดคุณสมบัติตามเงื่อนไขและลักษณะต้องห้ามของโครงการ (กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม) เนื่องจากหลักการตาม มติ กพช. ได้กำหนดหลักเกณฑ์การคัดเลือกที่พิจารณาถึงความพร้อมทั้งในด้านราคา คุณสมบัติ และเทคนิคร่วมกัน โดยมีกรอบหลักเกณฑ์ในการพิจารณาคัดเลือกโครงการด้านคุณสมบัติ ซึ่งระบุให้มีการตรวจสอบคุณสมบัติตามเงื่อนไข อาทิ โครงการที่ยื่นข้อเสนอจะต้องเป็นโครงการใหม่และไม่มีลักษณะต้องห้าม เช่น เป็นโครงการที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบอื่นแล้ว หรือมีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ หรือเป็นผู้ยื่นข้อเสนอที่หน่วยงานภาครัฐพิจารณาแล้วว่ามีปัญหาจากการรับซื้อไฟฟ้ารอบที่ผ่านๆ มาและยังไม่สามารถพัฒนาโครงการจนสำเร็จได้ ณ วันที่ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบนี้ เป็นต้น โดยผู้ที่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติขั้นต้นเท่านั้นที่จะได้รับการพิจารณาด้านเทคนิคต่อไป ทั้งนี้ กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าหลักการรับซื้อไฟฟ้า ที่ กพช. เห็นชอบกำหนดคุณสมบัติลักษณะต้องห้ามโครงการไว้เป็นกรอบกว้างๆ แต่ด้วยมีลักษณะเป็นบทบัญญัติอันเป็นการจำกัดสิทธิของผู้เข้าร่วมโครงการ (Market Access) กกพ. ไม่สามารถใช้ดุลยพินิจจำกัด ตัดสิทธิได้ จึงจำเป็นต้องกำหนดให้ชัดเจนเพื่อลดปัญหาข้อพิพาททางกฎหมายในอนาคต และให้ กกพ. สามารถออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าได้อย่างถูกต้องตามอำนาจหน้าที่ และสอดคล้องกับหลักการของ กพช. จึงเสนอ กบง. พิจารณาปรับปรุงรายละเอียดคุณสมบัติลักษณะต้องห้ามของโครงการ ดังนี้ (1) เป็นโครงการใหม่ เสนอปรับปรุงว่า เป็นโรงไฟฟ้าที่ลงทุนก่อสร้างใหม่ และไม่เคยมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือไม่เคยได้รับการตอบรับซื้อจากการไฟฟ้า (2) เป็นโครงการที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบอื่นแล้ว เสนอให้ กบง. พิจารณาระบุรายละเอียดให้ชัดเจน เนื่องจากเป็นการตัดสิทธิ์ของบุคคลที่อาจขัดหลักการของกฎหมายและรัฐธรรมนูญ จำเป็นต้องป้องกันการใช้ ดุลยพินิจของผู้พิจารณา ทั้งนี้ หากภายหลังมีปัญหาในทางปฏิบัติ กกพ. จำเป็นต้องส่งให้ กบง. พิจารณา เนื่องจาก กกพ. ไม่อาจตีความเจตนารมณ์ของผู้ออกมตินี้ (3) สัญญาผูกพันกับภาครัฐ เสนอปรับปรุงว่า สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยหรือการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ที่ยังมีผลใช้บังคับ และ (4) เป็นผู้ยื่นข้อเสนอที่หน่วยงานภาครัฐพิจารณาแล้วว่ามีปัญหาจากการรับซื้อไฟฟ้ารอบที่ผ่านๆ มาและยังไม่สามารถพัฒนาโครงการจนสำเร็จได้ ณ วันที่ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบนี้ เสนอคงไว้ตามเดิม ทั้งนี้ กกพ. จะดำเนินการตามหลักการดังกล่าว โดยเปิดให้หน่วยงานภาครัฐที่พบว่าผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าไม่มีคุณสมบัติตามที่กำหนดดังกล่าว ยื่นคัดค้านคุณสมบัติของผู้ยื่นข้อเสนอ โดย กกพ. จะไม่ตัดสินคำโต้แย้ง ทั้งนี้ ในการพิจารณาข้อเสนอขอขายไฟฟ้า กกพ. จะดำเนินการตรวจสอบคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามเบื้องต้น นอกจากนี้ ผู้ยื่นข้อเสนอต้องยืนยันการมีคุณสมบัติและไม่มีลักษณะต้องห้าม โดยกำหนดเงื่อนไขการยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้า หากพบในภายหลังว่า ผู้ยื่นข้อเสนอไม่มีคุณสมบัติตามที่กำหนด

                2.2 การจัดสรรเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายปี (เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง) เนื่องจากหลักการตาม มติ กพช. กำหนดเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าและกำหนด SCOD ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ ซึ่งระบุปริมาณเมกะวัตต์ (MW) รับซื้อแยกเป็นรายปีตามประเภทเชื้อเพลิง โดยกรณีมีผู้ยื่นข้อเสนอจำนวนหลายราย ณ จุดเชื่อมโยงเดียวกัน แต่บริเวณดังกล่าวยังมีข้อจำกัดไม่สามารถปรับปรุงระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ ได้นั้น จะพิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) (2) พลังงานลม (3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน (Solar+BESS) และ (4) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ทั้งนี้ กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่า เนื่องจากวิธีการจัดสรรปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าต้องเป็นไปตามข้อเสนอขอขายไฟฟ้า ศักยภาพระบบไฟฟ้า แผนการลงทุน และลำดับผลคะแนนความพร้อมของผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้า ซึ่งอาจทำให้ผล การรับซื้อไฟฟ้าจะแตกต่างจากกรอบเป้าหมายรายปีและกำหนดปี SCOD ของแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ ดังนั้น เพื่อให้ผู้ที่มีคะแนนความพร้อมได้รับการคัดเลือกตามลำดับคะแนน ลำดับความสำคัญของเชื้อเพลิง และรัฐสามารถรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้ไกล้เคียงกับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ จึงเสนอ กบง. พิจารณาเห็นชอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปีของแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ ได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนด SCOD และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่ม การผลิตไฟฟ้าฯ

        3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นต่อข้อเสนอการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าตามที่ กกพ. เสนอ ดังนี้ ประเด็นที่ 1 คุณสมบัติลักษณะต้องห้ามตามหลักการ กพช. โดยเห็นด้วยกับรายละเอียดที่ กกพ. เสนอกำหนดในข้อ (1) เป็นโครงการใหม่ และข้อ (3) สัญญาผูกพันกับภาครัฐ เนื่องจากเป็นการสร้างความชัดเจนในการกำหนดเงื่อนไขให้สามารถดำเนินการในทางปฏิบัติได้ และเห็นควรยกเลิกเงื่อนไขข้อ (2) เป็นโครงการที่ได้รับ การสนับสนุนในรูปแบบอื่นแล้ว และข้อ (4) เป็นผู้ยื่นข้อเสนอที่หน่วยงานภาครัฐพิจารณาแล้วว่ามีปัญหาจากการ รับซื้อไฟฟ้ารอบที่ผ่านๆ มาและยังไม่สามารถพัฒนาโครงการจนสำเร็จได้ ณ วันที่ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบนี้ เนื่องจากเห็นว่า การกำหนดเงื่อนไขในลักษณะดังกล่าวขัดกับหลักการของกฎหมายและรัฐธรรมนูญ จำเป็นต้องใช้ดุลพินิจของผู้พิจารณาและอาจมีปัญหาในทางปฏิบัติในภายหลังได้ รวมถึงอาจเกิดการฟ้องร้องในประเด็น การพิจารณาคุณสมบัติของผู้ยื่นข้อเสนอ ซึ่งอาจเกิดปัญหาในทางปฏิบัติของ กกพ. ทำให้ไม่สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าได้ตามมติ กพช. ประเด็นที่ 2 การจัดสรรเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ารายปี เห็นควรเห็นชอบกับข้อเสนอของ กกพ. ในการพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปีได้ตามความเหมาะสม โดยไม่ควรให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ เนื่องจากการปรับเป้าหมายดังกล่าวเป็นการดำเนินการให้สามารถเปิดรับซื้อไฟฟ้าได้อย่างเป็นรูปธรรมในเชิงการกำกับและการปฏิบัติ ภายใต้หลักการและเงื่อนไขด้านการคัดเลือกข้อเสนอขายไฟฟ้าและด้านเทคนิค ทั้งนี้ กพช. ในการประชุม เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้มอบให้ กบง. สามารถพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบปรับปรุงกรอบหลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) (กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม) สำหรับปี 2565 – 2573 ด้านคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของโครงการ

    2. เห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานสามารถพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปีของแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) เฉพาะกลุ่มที่ ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอ ขายไฟฟ้า กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ

    3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 11/2565 (ครั้งที่ 49)

วันพฤหัสบดีที่ 30 มิถุนายน พ.ศ. 2565

1. ข้อเสนอการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                                           ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                                          กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 ข้อเสนอการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) สัญญาระยะยาวของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

สรุปสาระสำคัญ

        1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งหมายถึงก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว เพื่อจำหน่ายก๊าซเข้า Pool ประกอบด้วย (1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยในปัจจุบันและก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทยที่จะเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รวมถึงก๊าซธรรมชาติที่จัดหาจากพื้นที่พัฒนาร่วม ไทย - มาเลเซีย (JDA) (2) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก (3) ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้ามาจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา (4) ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้ามาในรูปแบบ LNG ที่เป็นสัญญาระยะยาวของประเทศที่มีอยู่ ในปัจจุบัน 4 สัญญา รวมปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี และ (5) LNG Spot Flexible ตามปริมาณและเงื่อนไข ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รวมทั้งได้มอบหมายให้ ปตท. และ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 ทั้งนี้ การจัดหา LNG สำหรับสำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) ด้วยสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง หลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ ให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการ ต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ และสมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติและมีจุดหักมุม และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market และต่อมา เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. โดยเห็นควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติกับผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อสนับสนุนให้มีการแข่งขัน ที่เป็นธรรม และเพื่อเตรียมพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เกินจาก Take or Pay ของ ปตท. ให้ถือเป็น New Demand ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่สามารถเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas หรือ New Shipper ได้ ภายใต้ การกำกับของ กกพ.

        2. ปัจจุบันตลาด LNG มีความผันผวนและตึงตัวจากการพัฒนาโครงการผลิต LNG แหล่งใหม่ที่มีจำกัด ประกอบกับสถานการณ์ความตึงเครียดระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนที่มีความยืดเยื้อ รวมทั้งความเสี่ยงจากสถานการณ์ความไม่สงบของเมียนมา ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทย มีปริมาณจำกัด ซึ่งอาจส่งผลให้ประเทศมีอุปทานก๊าซธรรมชาติลดลง ทั้งนี้ ปัจจุบันประเทศไทยมีการจัดหา Spot LNG จำนวนมากซึ่งมีราคาสูงและผันผวน จึงจำเป็นที่จะต้องจัดหา LNG เพิ่มเติมจากสัญญาระยะยาว แทนการจัดหา Spot LNG เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ และลดความเสี่ยงจากความผันผวนของตลาด Spot LNG โดยเมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ชธ. และ ปตท. ได้ประชุมเชิงปฏิบัติการร่วมกันเพื่อพิจารณาความต้องการใช้และการจัดหา LNG เพิ่มเติมเพื่อสนองความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ และได้นำเสนอผลการประชุมแก่คณะอนุกรรมการบริหารสถานการณ์ในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (Execution Operation Team: EOT) ทราบเมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2565 โดยพบว่า ในช่วงปี 2565 – 2580 ประเทศมีความต้องการ LNG New Supply เพิ่มเติมปริมาณ 4.2 - 16 ล้านตันต่อปี และตั้งแต่ปี 2576 เป็นต้นไปคาดว่าปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยมีแนวโน้มลดลงต่ำกว่า Old Supply ซึ่งเมื่อเปรียบเทียบ Old Supply กับ Old Demand ที่ ปตท. เป็นผู้บริหารจัดการ พบว่า ปตท. ยังจำเป็นต้องมีการจัดหา LNG เพิ่มเติมเพื่อรองรับ Old Demand ในภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และ NGVอย่างไรก็ดี ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้กำหนดให้ Old Supply หมายถึง ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ซึ่งไม่ครอบคลุมถึงการจัดหา LNG เพื่อรองรับความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติ จึงจำเป็นต้องขออนุมัติ กพช. เพื่อให้ ปตท. นำเข้า LNG เพิ่มเติมจากสัญญาปัจจุบัน ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2565 กกพ. ได้หารือแนวทางการจัดสรรปริมาณความต้องการก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. และบริษัทเอกชน สำหรับโรงไฟฟ้าปลวกแดง และโรงไฟฟ้าศรีราชา โดยที่ประชุมได้มีมติให้ ปตท. จัดหา LNG ปริมาณ 1.0 ล้านตันต่อปี และบริษัทเอกชนจัดหา LNG ปริมาณ 2.5 ล้านตันต่อปี เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้า

        3. ปัจจุบันราคา LNG ในตลาดมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นและประเทศต่างๆ ได้เร่งจับจอง LNG ดังนั้น เพื่อให้ประเทศไทยมีปริมาณก๊าซธรรมชาติและ LNG เพียงพอในระดับราคาที่ไม่สูงเกินไป ปตท. จึงเสนอการจัดหา LNG ด้วยรูปแบบสัญญาระยะยาวเป็นกรณีเร่งด่วน โดยจากการเปรียบเทียบข้อเสนอขายจากผู้ขาย LNG พบว่า ข้อเสนอขายของ บริษัท พีทีที โกลบอล แอลเอ็นจี จำกัด (PTTGL) มีเงื่อนไขและราคาที่แข่งขันได้ เนื่องจาก PTTGL ได้รับข้อเสนอขายจากผู้จัดหา (Supplier) ในช่วงที่ตลาดยังไม่ตึงตัวมากนัก ทำให้ได้รับเงื่อนไขและราคาที่ดีกว่าตลาดในปัจจุบัน โดยมีสาระสำคัญของข้อเสนอการจัดหา LNG ดังนี้ ผู้ซื้อ คือ ปตท. และผู้ขาย คือ PTTGL ปริมาณซื้อขาย (ACQ) 1 ล้านตันต่อปี รูปแบบการส่งมอบที่ท่าปลายทาง (Delivery Ex-Ship: DES) โดย PTTGL จะบริหารและรับผิดชอบค่าใช้จ่ายรวมถึงความเสี่ยงจากการขนส่ง LNG ที่โครงการผลิต LNG ของสหรัฐอเมริกาได้เสนอขายที่ท่าต้นทาง (Free on Board: FOB) มายังประเทศไทย กำหนด ส่งมอบตั้งแต่เดือนมกราคม 2569 อายุสัญญา 15 ปี (ขยายสัญญาได้อีก 5 ปี หากคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน)

        4. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 และวันที่ 27 มิถุนายน 2565 กกพ. ได้พิจารณาข้อเสนอ การนำเข้า LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นควรให้ความเห็นชอบการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวของ ปตท. ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี เริ่มส่งมอบปี 2569 ระยะเวลา 15 ปี เนื่องจากการลดลงของปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยและสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ส่งผลให้ Old Supply ไม่เพียงพอ ต่อความต้องการของ Old Demand (2) ข้อเสนอการนำเข้า LNG สัญญาระยะยาวของ ปตท. เป็นไปตาม LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market ที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 โดย กกพ. จะกำกับการจัดหา LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. ที่เกี่ยวข้อง และ (3) เห็นควรให้นำต้นทุนในการจัดหา LNG ดังกล่าว ไปเฉลี่ยในราคา Pool Gas เพื่อประโยชน์ต่อราคาในการผลิตไฟฟ้าของประเทศ โดยฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เห็นควรให้ ปตท. นำเข้า LNG เพิ่มเติมใน Old Supply เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและเสริมสร้างความมั่นคงทางพลังงาน รวมทั้งลดต้นทุนพลังงานของประเทศจากความผันผวนด้านราคาของตลาด Spot LNG อย่างไรก็ดี ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่ให้ ปตท. บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งในส่วนการจัดหา LNG เป็นการจัดหา LNG สัญญาระยะยาว 4 สัญญา ปริมาณรวม 5.2 ล้านตันต่อปี ดังนั้น เพื่อให้ ปตท. สามารถจัดหา LNG สัญญาระยะยาวอีก 1 ล้านตันต่อปี และนำราคารวมเข้าไปคำนวณเฉลี่ย ในราคา Pool Gas จึงเห็นควรเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) จัดหา LNG สัญญาระยะยาว ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี เพิ่มเติมจากสัญญาระยะยาวที่มีการลงนามแล้ว 5.2 ล้านตันต่อปี โดยนำต้นทุนการจัดหารวมเข้าไปคำนวณเฉลี่ยในราคา Pool

    2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เป็นผู้กำกับดูแลให้ราคาเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนด และให้ ปตท. นำสัญญาซื้อขาย LNG สัญญาระยะยาวเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการต่อไป

    3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับข้อสังเกตของ กบง. ไปประกอบการนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 10/2565 (ครั้งที่ 48)

วันพุธที่ 15 มิถุนายน พ.ศ. 2565

1. รายงานผลการดำเนินงานในการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา

2. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น

3. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

4. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

5. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น

6. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

7. อัตราค่าไฟฟ้าขายให้ราชอาณาจักรกัมพูชา และร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) เพื่อการขายไฟฟ้าให้ราชอาณาจักรกัมพูชา

8. การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 8 - 11

9. การบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (F_t)

10. แนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                                           ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                                          กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานในการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา

สรุปสาระสำคัญ

        1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน โดยเริ่มส่งก๊าซในวันที่ 1 สิงหาคม 2541 และวันที่ 1 เมษายน 2543 ตามลำดับ ซึ่งทั้งสองสัญญามีเงื่อนไข การซื้อขายแบบ Take or Pay (TOP) กล่าวคือ หากผู้ซื้อรับก๊าซไม่ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญา ผู้ซื้อจะมีภาระผูกพันต้องจ่ายเงินค่าก๊าซให้ผู้ขายก๊าซสำหรับปริมาณที่รับขาดไปก่อน โดยผู้ซื้อสามารถเรียกรับก๊าซ ตามปริมาณที่ได้ชำระเงินไปแล้วนั้นคืนในภายหลังโดยไม่ต้องจ่ายเงินอีก (Make up) ต่อมา จากวิกฤติเศรษฐกิจปี 2540 ซึ่งส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติลดลง คณะรัฐมนตรี (ครม.) จึงได้มีมติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขยายสัญญาก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรีออกไป 180 วัน และให้ ปตท. ชะลอโครงการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี - วังน้อย ทำให้ ปตท. ไม่สามารถรับก๊าซจากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนได้ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญาและต้องจ่ายเงินค่า TOP ทั้งนี้ ครม. ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2543 มีมติเห็นชอบแนวทางการลดภาระ TOP แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ย ที่เกิดขึ้น โดยให้ ปตท. เป็นแกนกลางเพื่อชำระค่าภาระ TOP โดยการกู้หรือระดมทุนไปก่อน แล้วจึงเรียกเก็บภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจาก กฟผ. และภาครัฐในภายหลัง สำหรับภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในส่วนของภาครัฐที่ร้อยละ 75.8 ให้ ปตท. จัดสรรส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซและค่าไฟฟ้า โดยการเกลี่ยราคาเท่ากันที่ 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู สำหรับภาระดอกเบี้ยของ ปตท. และ กฟผ. จะอยู่ที่ร้อยละ 11.4 และร้อยละ 12.8 ตามลำดับ ซึ่งจะไม่ถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซหรือค่าไฟฟ้า โดย ครม. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เร่งรัดและติดตามการดำเนินมาตรการลดปัญหา TOP และรายงาน กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ และให้ สนพ. กฟผ. และ ปตท. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการบริหารจัดการบัญชี TOP ต่อไป

        2. ปตท. เริ่มรับก๊าซ Make up ของแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ตั้งแต่ปี 2544 และปี 2545 ตามลำดับ และได้ออกพันธบัตรเพื่อจ่ายชำระค่าก๊าซ TOP ให้แก่ผู้ผลิตมูลค่า 35,451 ล้านบาท และมีภาระดอกเบี้ย TOP ทั้งสิ้น 4,403 ล้านบาท โดยเป็นความรับผิดชอบของ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ 502 ล้านบาท 564 ล้านบาท และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ ต่อมาราคาก๊าซฯ Make up ปรับสูงขึ้นโดยตลอด ทำให้เกิดกำไร จากส่วนต่างราคาที่รับ Make up และราคาที่จ่าย TOP ซึ่ง ปตท. ได้นำกำไรที่ได้ไปหักลดดอกเบี้ยจ่ายพันธบัตรบางส่วนและหักลดต้นทุน TOP ทำให้สามารถหักต้นทุน TOP ของทั้งสองแหล่งได้หมดในปี 2555 และยังมีก๊าซให้ Make up ได้ต่อไปโดยไม่มีต้นทุน ทั้งนี้ ก๊าซ TOP ของแหล่งเยตากุนและแหล่งยาดานาสามารถรับได้หมด ในปี 2555 และปี 2561 ตามลำดับ เกิดกำไรในบัญชี TOP ตั้งแต่ปี 2555 จนถึงปี 2561 โดยสถานะของบัญชี TOP ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีกำไรสะสมประมาณ 13,591 ล้านบาท สำหรับภาระดอกเบี้ยในส่วนของภาครัฐ 3,338 ล้านบาท ปตท. ดำเนินการส่งผ่านไปในราคาก๊าซ (Levelized Price) ที่อัตรา 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2544 จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551 โดยในงวดสุดท้าย ปตท. เรียกเก็บไว้เกินประมาณ 27.8 ล้านบาท เนื่องจากเก็บตามปริมาณการใช้ก๊าซเต็มเดือนซึ่งมากกว่าปริมาณคงเหลือที่จะต้องเรียกเก็บ โดย ปตท. ได้บันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นในอัตราร้อยละ 5.0807 ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับการบันทึกดอกเบี้ยจ่าย โดยสถานะ ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีมูลค่าประมาณ 52 ล้านบาท

        3. รองนายกรัฐมนตรี และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตรวจสอบบัญชีผลประโยชน์ TOP ซึ่งเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 กกพ. ได้มีมติรับทราบผลการตรวจสอบรายละเอียดบัญชีผลประโยชน์ TOP และเห็นควรให้ สนพ. ปตท. และ กฟผ. ซึ่งเป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายจาก กพช. และ ครม. ทำหน้าที่ตรวจสอบความถูกต้องของข้อมูล โดยต่อมาเมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2564 วันที่ 2 สิงหาคม 2564 และวันที่ 29 ตุลาคม 2564 สนพ. สำนักงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมร่วมกันและมีข้อสรุปว่าข้อมูลบัญชีรับจ่ายมีความถูกต้องพร้อมทั้งมีหลักฐานที่มาของอัตราดอกเบี้ยครบถ้วน ทั้งนี้ ปตท. ได้รายงานมูลค่าผลประโยชน์บัญชี TOP ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 มีมูลค่าประมาณ 13,594 ล้านบาท ต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้นําผลประโยชน์ของบัญชี TOP ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จํานวนเงิน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมด โดยนำไปอุดหนุนค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยนําส่งเงินและลดราคาค่าก๊าซให้กับ กฟผ. เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว และนำเงินผลประโยชน์ของบัญชี TOP ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้า

        4. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือรายงานผลการดำเนินงานการคืนผลประโยชน์และปิดบัญชี TOP ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือรายงานผลการคืนผลประโยชน์และปิดบัญชี TOP ตามแนวทางการกำกับดูแลการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี TOP ที่สำนักงาน กกพ. ได้นำเสนอ กกพ. รับทราบ ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 มกราคม 2565 เป็นเงินรวมทั้งสิ้น 13,601,446,936.82 บาท และ (2) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2565 และวันที่ 22 เมษายน 2565 กกพ. ได้ประชุมและรับทราบรายงานผลการดำเนินงานในการคืนผลประโยชน์และปิดบัญชี TOP ตามที่สำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบ ดังนี้ 1) บัญชีผลประโยชน์ TOP พร้อมดอกเบี้ยระหว่างดำเนินการ มีมูลค่ารวมทั้งสิ้น 13,601,446,936.82 บาท ประกอบด้วยผลประโยชน์จากการ Make up ก๊าซส่วนของภาครัฐ กฟผ. และ ปตท. รวมดอกเบี้ยคำนวณก่อนถึงวันที่คืนเงิน 1 วัน เป็นจำนวนเงิน 13,548,320,726.44 บาท และผลประโยชน์ของภาครัฐส่วนที่เก็บไว้เกินจากการส่งผ่านในราคาก๊าซ รวมดอกเบี้ยคำนวณก่อนถึงวันที่คืนเงิน 1 วัน เป็นจำนวนเงิน 53,126,210.38 บาท และ 2) กฟผ. ได้ทำหนังสือเรียกเก็บเงินไปยัง ปตท. และ ปตท. ได้ดำเนินการคืนเงินผลประโยชน์ TOP ตามมติ กกพ. แล้วเสร็จ โดยผลประโยชน์ TOP ส่วนของภาครัฐและ กฟผ. สัดส่วนรวมกันร้อยละ 88.6 และเงินส่วนของภาครัฐที่เก็บไว้เกินจากการส่งผ่านในราคาค่าก๊าซ ปตท. ได้นำส่งโดยการโอนเงินให้ กฟผ. ในวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 โดยคิดดอกเบี้ยจนถึงวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2565 แล้ว รวมเป็นมูลค่า 12,056,713,482.44 บาท และผลประโยชน์ TOP ในส่วนของ ปตท. ร้อยละ 11.4 ปตท. ได้นำไปเป็นส่วนลดค่าก๊าซให้ กฟผ. โดยออกใบลดหนี้ค่าก๊าซเดือนมกราคม 2565 ซึ่ง กฟผ. ชำระเงินในวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 โดยคิดดอกเบี้ยจนถึงวันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2565 แล้ว รวมเป็นมูลค่า 1,544,733,454.38 บาท ทั้งนี้ กฟผ. ได้นำเงินผลประโยชน์บัญชี TOP ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา ไปคำนวณเป็นเงินส่วนลดค่า Ft สำหรับงวดเดือนมกราคม 2565 เรียบร้อยแล้ว

มติของที่ประชุม

    ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้กำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่ใช้ในปัจจุบัน โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากประเทศเมียนมา ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต ทั้งนี้ จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) และราคาพลังงานโลกที่ปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ต้นปี 2564 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นต้นทุนของก๊าซ NGV ปรับตัวสูงขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ทำให้ประชาชนและผู้ประกอบการที่ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงได้รับความเดือดร้อน ดังนั้น ภาครัฐจึงได้พิจารณามาตรการช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงในรถยนต์ทั่วไป และรถโดยสารสาธารณะ โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาท ต่อกิโลกรัม ต่อเนื่องมาเป็นระยะ ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2565 และขอให้ คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2565 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือประมาณ 4,344 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 3,931 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 413 ล้านบาท)

        2. ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ปี 2565 ยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง โดยตามสูตรโครงสร้างราคา ณ เดือนพฤษภาคม 2565 อยู่ที่ระดับ 25.18 บาทต่อกิโลกรัม และอาจปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ที่ประมาณ 28 บาทต่อกิโลกรัม ในช่วงสิ้นปี 2565 จากที่อยู่ที่ระดับ 13 – 18 บาทต่อกิโลกรัม ในปี 2564 ซึ่งส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงและรถโดยสารสาธารณะ ดังนั้น เพื่อบรรเทาความเดือดร้อนและลดภาระค่าใช้จ่ายจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มิถุนายน 2565 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 โดยคิดเป็นวงเงินช่วยเหลือประมาณ 2,353 ล้านบาท ต่อ 3 เดือน (รถยนต์ทั่วไป 2,145 ล้านบาทต่อ 3 เดือน และรถแท็กซี่ 208 ล้านบาทต่อ 3 เดือน)

มติของที่ประชุม

    เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก เป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มิถุนายน 2565 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565

เรื่องที่ 3 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม จำนวน 3 ครั้ง จาก 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้น เดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG และ (3) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565

        2. จากภาวะการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) ประกอบกับสถานการณ์สงครามระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน ส่งผลกระทบให้ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกมีความผันผวนและยังคงอยู่ในระดับสูง โดยในเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนมิถุนายน 2565 ราคา LPG ตลาดโลกลดลงประมาณ 118.77 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือลดลงร้อยละ 14 จาก 864.20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน สู่ระดับ 745.43 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 13 มิถุนายน 2565 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ ที่ปรับตัวลดลง แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าปรับตัวเพิ่มขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 0.0007 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 28.6570 บาทต่อกิโลกรัม (829.54 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 28.6563 บาทต่อกิโลกรัม (829.26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดการจ่ายเงินชดเชย จาก 13.8645 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.8638 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท

        3. เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2565 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 39,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 12 มิถุนายน 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 91,089 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 54,574 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 36,515 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 2,407 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 3,956 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,549 ล้านบาทต่อเดือน

        4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงอยู่ในระดับสูง โดย ณ วันที่ 13 มิถุนายน 2565 อยู่ที่ 745.43 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 450 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่ราคาขายปลีกปัจจุบันอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบ 1,549 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 36,515 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 39,000 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง ไปที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 18.1141 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 378 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,279 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2565 ถึงวันที่ 31 สิงหาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 19.0487 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 393 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,008 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กันยายน 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 738 ล้านบาท ต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 1 ครั้ง ไปที่ 22.6001 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้น 5.4206 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 450 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายรับ 20 ล้านบาทต่อเดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ภาครัฐมีมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG โดยเพิ่มการช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG โดยขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565

        5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 12 มิถุนายน 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 36,515 ล้านบาท หากยังคงตรึงราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 จะติดลบประมาณ 41,162 ล้านบาท โดยหากปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 จะติดลบประมาณ 39,540 ล้านบาท หรือติดลบ 36,455 ล้านบาท ตามลำดับ ทั้งนี้ ปัจจุบันรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) ประกอบกับสถานการณ์ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและยังอยู่ในระดับสูง ซึ่งส่งผลกระทบต่อการดำรงชีพและภาระค่าครองชีพของประชาชน ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอให้ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง ไปที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม จำนวน 3 ครั้ง จาก 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ไปที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565

    2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป

    3. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565

เรื่องที่ 4 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

        1. รัฐบาลมีมาตรการช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) (ก๊าซหุงต้ม) แก่ครัวเรือน ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน และขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ผู้มีรายได้น้อยที่เป็นร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคา LPG โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้สำหรับมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคา LPG โดยยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ในช่วงเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนมิถุนายน 2565 รวมเงินงบประมาณ 200,000,000 บาท โดยเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติงบประมาณดังกล่าว จำนวน 199,650,000 บาท ให้ ธพ. โดยกรมบัญชีกลางเป็นผู้อนุมัติและดำเนินการแทน ธพ. ผ่านวิธีการเบิกจ่ายเงินงบประมาณแทนกัน

        2. ความคืบหน้าโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ในช่วงเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนพฤษภาคม 2565 มีผู้ใช้สิทธิส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน รวม 3,200,728 ราย ใช้เงินงบประมาณ 175,990,047 บาท โดยเหลือเงินงบประมาณอีก 23,659,953 บาท สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในเดือนมิถุนายน 2565 ซึ่งอาจไม่เพียงพอต่อการช่วยเหลือกลุ่ม ผู้มีรายได้น้อย กระทรวงพลังงานจึงขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพิ่มเติมอีก 7,367,140 บาท รวมเป็นงบประมาณทั้งสิ้น 207,017,140 บาท สำหรับการใช้สิทธิ 3,763,948 ราย

        3. โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ เพิ่มขึ้นจาก 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน จะสิ้นสุดลงในเดือนมิถุนายน 2565 ขณะที่ราคา LPG ยังคงอยู่ในระดับสูง ดังนั้น เพื่อให้การช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อยเป็นไปอย่างต่อเนื่อง กระทรวงพลังงานจึงดำเนินการขอขยายระยะเวลาโครงการ โดยมีรายละเอียดดังนี้ (1) ขอบเขตการดำเนินงาน ยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จาก 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยขอขยายระยะเวลาโครงการออกไปอีก 3 เดือน (2) ระยะเวลาดำเนินการ ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2565 (3) วงเงินงบประมาณคาดว่าจะใช้งบประมาณ 220,000,000 บาท โดยคำนวณจากการคาดการณ์ว่าการขยายระยะเวลายกระดับความช่วยเหลือเพิ่มขึ้นอีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน จะจูงใจให้มีผู้ใช้สิทธิ์รวมประมาณ 4,000,000 ราย ในช่วง 3 เดือน (4) การขอรับจัดสรรงบประมาณ โดยกระทรวงพลังงานจัดทำคำของบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่าย เพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ต่อสำนักงบประมาณ ทั้งนี้ เนื่องจากวงเงินงบประมาณที่ขอรับจัดสรรเกินกว่า 100 ล้านบาท สำนักงบประมาณจะเสนอเรื่องต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ โดยหากเห็นชอบแล้วจะแจ้งให้กระทรวงพลังงานนำเรื่องเสนอขออนุมัติต่อคณะรัฐมนตรี โดยเสนอผ่านรองนายกรัฐมนตรี และรัฐมนตรีเจ้าสังกัด ตามระเบียบว่าด้วยการบริหารงบประมาณรายจ่ายงบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น พ.ศ. 2562 ข้อ 9 (3) ซึ่งคาดว่าจะเสนอเรื่องต่อคณะรัฐมนตรีได้ภายในเดือนมิถุนายน 2565 และ (5) การเริ่มขยายระยะเวลาโครงการ โดย ธพ. จะแจ้งให้กรมบัญชีกลางทราบเพื่อเตรียมความพร้อมในส่วนที่เกี่ยวข้องและดำเนินการให้ทันภายในวันที่ 1 กรกฎาคม 2565

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบการขยายระยะเวลาโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม แก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 3 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2565

    2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน จัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้สำหรับดำเนินโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2565 สำหรับผู้ใช้สิทธิ 4,000,000 ราย รวมเงินงบประมาณ 220,000,000 บาท

เรื่องที่ 5 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติ ดังนี้ 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 แบ่งเป็น 2 กรณี คือ หากราคาไบโอดีเซล สูงกว่า 1.5 เท่า หรือ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 หรือร้อยละ 3 ตามลำดับ ต่อมา เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565 ดังนี้ (1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี10) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในอัตราไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 ทั้ง 3 ชนิด และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 ร้อยละ 10 และร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตามลำดับ รวมทั้งขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (2) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 10) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร และ (4) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) นำเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบเพื่อทราบ และต่อมา เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบมาตรการเร่งด่วนเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงานอันเนื่องจากปัญหาความขัดแย้ง ในภูมิภาคยุโรป โดยมีแนวทางการให้ความช่วยเหลือสำหรับลดภาระค่าใช้จ่ายราคาน้ำมันดีเซลโดยใช้กองทุนน้ำมันฯ และภาษีสรรพสามิต โดยตรึงราคาน้ำมันดีเซลที่ 30 บาทต่อลิตรในเดือนเมษายน 2565 และช่วงเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2565 หากราคาน้ำมันดีเซลในประเทศยังคงสูงเกินกว่าราคาที่กำหนด รัฐจะอุดหนุนราคาส่วนเพิ่มร้อยละ 50 ซึ่งจากการประมาณการราคาน้ำมันดีเซลตลาดเอเชียในช่วงเวลาดังกล่าวคาดว่า จะมีราคาเฉลี่ยประมาณ 115 ถึง 135 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยภาครัฐจะมีค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดการราคาน้ำมันดีเซลรวมประมาณ 33,140 ล้านบาท ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2565 กระทรวงพลังงานได้ปรับขึ้นราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลตามมติคณะรัฐมนตรีที่กำหนด โดย ณ วันที่ 13 มิถุนายน 2565 ราคาน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 33.94 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ฐานะสุทธิกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 11 มิถุนายน 2565 อยู่ที่ติดลบ 86,028 ล้านบาท และสภาพคล่องสุทธิติดลบ 23,618 ล้านบาทต่อเดือน จากภาระค่าใช้จ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ที่ต้องจ่ายเงินชดเชยราคาน้ำมันดังกล่าว

        2. จากสถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน ส่งผลให้ราคาพลังงานในตลาดโลกอยู่ในระดับสูงและมีความผันผวนอย่างรุนแรง โดยตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงปัจจุบัน ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้น 58 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.02 ถึง 3.45 บาทต่อลิตร และปรับลง 48 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.02 ถึง 2.56 บาทต่อลิตร รวมปรับขึ้น 9.54 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล ตลาดสิงคโปร์ที่ปรับเพิ่มขึ้นรวม 14.42 และ 17.54 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ในระดับสูงถึง 130 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เช่นเดียวกับราคาน้ำมันดีเซลที่ปรับตัวขึ้นไป แตะระดับสูงสุดในรอบ 14 ปี นับตั้งแต่ปี 2551 ที่ประมาณ 180 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ทั้งนี้ ปัจจุบันสถานการณ์ราคาพลังงานยังคงมีความผันผวน โดย ณ วันที่ 10 มิถุนายน 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 118.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลตลาดสิงคโปร์อยู่ที่ 160.37 และ 180.12 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ซึ่งราคาที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวสะท้อนไปสู่ราคาขายปลีกน้ำมัน ในประเทศ โดยตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงปัจจุบัน มีการปรับขึ้นราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 33 ครั้ง ครั้งละประมาณ 0.40 ถึง 1.00 บาทต่อลิตร และปรับขึ้นราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล 12 ครั้ง ครั้งละประมาณ 0.10 ถึง 2.00 บาทต่อลิตร เนื่องจากค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันอยู่ต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่ระดับ 2.00 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 E20 91E10 ปรับขึ้น 13.40 ถึง 13.80 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 บี20 ปรับขึ้นรวม 5.50 บาทต่อลิตร

        3. สถานการณ์ราคาน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ตลาดมาเลเซีย ณ วันที่ 9 มิถุนายน 2565 อยู่ที่ 52.40 บาทต่อกิโลกรัม โดยราคายังทรงตัวอยู่ในระดับสูงจากภัยแล้งที่ส่งผลต่อปริมาณผลผลิตถั่วเหลือง ในแอฟริกาใต้ ทำให้ภาคการผลิตหันมาใช้น้ำมันปาล์มเป็นทางเลือก ในขณะที่อุปทานน้ำมันปาล์มในตลาดยังคงตึงตัว เนื่องจากแม้ว่าอินโดนีเซียจะอนุญาตให้ผู้ประกอบการส่งออกน้ำมันปาล์มได้แล้ว แต่มีเงื่อนไขว่าผู้ส่งออกต้องมีใบอนุญาตการส่งออก ซึ่งจะได้รับเมื่อปฏิบัติตามเงื่อนไข Domestic Market Obligation (DMO) คือ ผู้ส่งออกต้องขายสินค้าบางส่วนภายในประเทศภายใต้ราคาที่กำหนด โดยใบอนุญาตนี้มีอายุ 6 เดือน และผู้ส่งออกต้องมีการรายงานสินค้าที่ส่งออกไปในทุกเดือน ด้านราคาไบโอดีเซล (บี100) ณ วันที่ 13 มิถุนายน 2565 อยู่ที่ 58.09 บาทต่อลิตร ปรับตัวเพิ่มขึ้นจาก 51.56 บาทต่อลิตร ในช่วงต้นเดือนมกราคม 2565 หรือเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 12.67 ส่งผลต่อต้นทุนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ผสมไบโอดีเซลขั้นต่ำที่ร้อยละ 5 เพิ่มขึ้นประมาณ 0.33 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ราคา CPO ตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้นส่งผลให้ราคา CPO และน้ำมันปาล์มขวดเพื่อการบริโภคในประเทศไทยปรับตัวสูงขึ้นต่อเนื่อง โดยราคาน้ำมันปาล์มบรรจุขวด 1 ลิตร ณ วันที่ 10 มิถุนายน 2565 อยู่ที่ประมาณ 68 ถึง 70 บาทต่อขวด ซึ่งกรมการค้าภายใน (คน.) ได้ขอความร่วมมือผู้เกี่ยวข้องคงราคาขายปลีกน้ำมันปาล์มขวด และกระทรวงพลังงานได้มีมาตรการบรรเทาผลกระทบโดยปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซล ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากน้ำมันดีเซล บี7 บี10 และบี20 เป็นน้ำมันดีเซล บี5 ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2565 จนถึงปัจจุบัน

        4. หากกองทุนน้ำมันฯ ไม่มีการชดเชยราคา วันที่ 13 มิถุนายน 2565 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะอยู่ที่ประมาณ 43.89 บาทต่อลิตร และราคาไบโอดีเซลอยู่ที่ 58.09 บาทต่อลิตร ซึ่งสูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐานซึ่งอยู่ที่ 38.77 บาทต่อลิตร ประมาณ 1.5 เท่า โดยตามแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะวิกฤติ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ และราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 อย่างไรก็ตาม แม้ว่าราคาไบโอดีเซล จะไม่สูงกว่า 1.5 เท่า ของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน แต่การปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 จะช่วยลดผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น และช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนได้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้ขยายมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่ปรับตัวสูงขึ้น เพื่อช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชน รวมถึงช่วยลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 โดยคงสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ร้อยละ 5 (บี5) และขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันให้คงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 ดังนี้

            1.1 กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร

            1.2 ขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร

    2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร

    3. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ ตามข้อ 1.1

เรื่องที่ 6 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 และวันที่ 9 มีนาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ตามลำดับและมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว และให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการปากลายในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม โดยต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ การเจรจาร่าง PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ดำเนินการภายใต้กรอบ Tariff MOU ซึ่งกำหนดให้ใช้ PPA โครงการไซยะบุรี และโครงการน้ำเทิน 1 เป็นต้นแบบ เนื่องจากเป็น PPA โครงการโรงไฟฟ้าเอกชนของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ประเภท Run-of-River และ Reservoir ฉบับล่าสุดที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทย กับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) กพช. และคณะรัฐมนตรี รวมทั้งได้ผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว โดย กฟผ. ได้ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2565 และวันที่ 27 เมษายน 2565 ตามลำดับ และได้เจรจาร่าง PPA แล้วเสร็จ โดยลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่าง PPA เมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2565 และวันที่ 26 พฤษภาคม 2565 ตามลำดับ ต่อมา เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ทั้งนี้ โครงการหลวงพระบางให้รับข้อสังเกตประเด็นเกี่ยวกับมูลค่าการลงทุนในระบบส่งของ กฟผ. โดยขอให้ กฟผ. เจรจา PPA ให้มีมาตรการรองรับกรณีการก่อสร้างโครงการมีปัญหาอันเนื่องมาจากรายงาน การประเมินผลกระทบต่อแหล่งมรดกโลก (Heritage Impact Assessment: HIA) และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA รวมทั้งให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว

        2. รายละเอียดโครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง

                2.1 โครงการปากลาย กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ (ในร่าง PPA เรียกว่า Generator) คือ Pak Lay Power Company Limited ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ Sinohydro (Hong Kong) Holding Limited สัดส่วนร้อยละ 60 และ Gulf Energy Development Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 40 โครงการปากลายตั้งอยู่บนลำน้ำโขง ในแขวงไซยะบุรี เป็นเขื่อนชนิด Run-of-River ประกอบด้วยทางระบายน้ำล้น และโรงไฟฟ้าประเภท River bed Powerhouse กำลังผลิตติดตั้ง 770 เมกะวัตต์ (14 x 55 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและขายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – สปป. ลาว เชื่อมโยงมายังสถานีไฟฟ้าแรงสูงขอนแก่น 4 จำนวน 763 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 3,246 ล้านหน่วยต่อปี

                2.2 โครงการหลวงพระบาง กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ คือ Luang Prabang Power Company Limited ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ CK Power Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 42 PT (Sole) Company Limited สัดส่วนร้อยละ 38 Petro Vietnam Power Corporation สัดส่วนร้อยละ 10 และ Ch. Karnchang Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 10 โครงการหลวงพระบาง ตั้งอยู่บนลำน้ำโขง ในแขวงหลวงพระบาง เป็นเขื่อนชนิด Run-of-River ประกอบด้วย ทางระบายน้ำล้น และโรงไฟฟ้าประเภท On-Ground Reinforce Concrete Structure กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ (7 x 200 เมกะวัตต์ และ 3 x 20 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและขายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – สปป. ลาว เชื่อมโยงมายังสถานีไฟฟ้าน่าน จำนวน 1,400 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 5,328 ล้านหน่วยต่อปี โดยจะมีการเปลี่ยนแปลงจุดเชื่อมโยงไปยังสถานีไฟฟ้าท่าวังผา จังหวัดน่าน เมื่อโครงการปากแบงบรรลุ Scheduled Energization Date หรือวันที่เร็วกว่าตามที่ กฟผ. แจ้ง

        3. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการปากลาย

                3.1 อายุสัญญาโครงการ 29 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD)

                3.2 กำหนดวันจัดหาเงินกู้ (Scheduled Financial Close Date: SFCD) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 12 เดือน นับจากวันลงนาม หรือวันที่ 1 มีนาคม 2567 หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวันสำหรับ 180 วันแรก และ 3,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวันสำหรับวันที่ 181 - วันที่ 540 กำหนดวันจ่ายไฟฟ้า (Scheduled Energization Date: SED) คือ ภายในวันที่ ช้ากว่าระหว่าง 78 เดือน นับจากวันเริ่มงานก่อสร้าง (EGAT Construction Obligation Commencement Date: ECOCD) หรือวันที่ 1 กรกฎาคม 2573 และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญา (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 96 เดือน นับจาก ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2575 โดย Generator มีหน้าที่ก่อสร้างสายส่งฝั่งลาว ทั้งนี้ หากงานก่อสร้างล่าช้าฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) แต่หากเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุจะต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) โดยจะได้รับคืนภายหลัง ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน

                3.3 เงื่อนไขการเดินระบบ (Operating Arrangements) คุณภาพไฟฟ้าต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COCs) การเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้นตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ. โดยพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ ได้แก่ (1) Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้า ที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ ถึงวันเสาร์ (2) Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน ในวันจันทร์ ถึงวันเสาร์ และไม่เกิน 8 ชั่วโมงต่อวัน ในวันอาทิตย์ และ (3) Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE ทั้งนี้ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง ในแต่ละเดือน โดยไม่รวมวันอาทิตย์ และเมื่อรวมทั้งปีแล้วต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง โดยไม่รวมวันอาทิตย์ โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) Test Energy เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย ทั้งช่วงก่อนและหลัง COD (2) PE (แบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท สัดส่วน 50 : 50) ก่อน COD เท่ากับ 3.5269 เซนต์สหรัฐฯ และ 1.1286 บาท หลัง COD เท่ากับ 4.7025 เซนต์สหรัฐฯ และ 1.5048 บาท (3) SE ก่อน COD เท่ากับ 1.4672 บาท หลัง COD เท่ากับ 1.9562 บาท และ (4) EE ก่อน COD เท่ากับ 0.8888 บาท หลัง COD เท่ากับ 1.1850 บาท

                3.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้ (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator แต่ละปีไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้า เกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) กรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้า ที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ (3) กรณีที่มี Dispatch Shortfall กฟผ. สามารถสะสมไว้ในบัญชี และมีสิทธิ์ Make-up หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่รับประกันซื้อจนครบแล้วตลอดอายุสัญญา และ (4) ในเดือนสุดท้ายของ Relevant Period ที่ 2 ที่ 4 และปีสุดท้ายของ PPA หากมี Supply Excess PE Account และ Supply Access SE Account เหลือ ให้นำมาคูณด้วยอัตราค่าไฟ Excess Energy เพื่อนำมารวมเข้าไปใน Excess Revenue Account โดยค่าใน Dispatch Shortfall Payment Account จะถูกปรับค่าโดย Excess Revenue Account และจ่ายคืนให้กับ กฟผ. และหากยังคงมีเงินคงเหลือใน Excess Revenue Account หลังการปรับค่าแล้ว ให้จ่ายเงินคืนให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 ของจำนวนเงิน ที่เหลือใน Excess Revenue Account

                3.5 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Security) ประกอบด้วย (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 10.30 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 25.85 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 23.11 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 15 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 7.78 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. ในวงเงิน 8,210 ล้านบาท โดย กฟผ. เป็นผู้รับผลประโยชน์ลำดับสองรองจากผู้ให้เงินกู้แก่โครงการ ซึ่ง Generator ต้องนำส่งสัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการ (Mortgage Contract Over Secured Property) ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD

                3.6 เหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติตามพันธะใน PPA ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลังด้วยวิธีหักกลบ ลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูกกระทบมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้และต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่งตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาโดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment ทั้งนี้ กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น FM เนื่องจาก EGAT Access Rights โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาได้ เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการเมื่อมีการบอกเลิกสัญญา

                3.7 การบอกเลิกสัญญา หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน ทั้งนี้ หากเกิดขึ้น หลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ ด้านการยุติข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรกหากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลา ที่กำหนดให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) และหากมีข้อพิพาทเกี่ยวกับ Billing, Invoice หรือ Statement ให้ยุติข้อพิพาทโดยการไกล่เกลี่ยโดยคณะกรรมการที่เป็นผู้แทนของคู่สัญญาทั้งสองฝ่ายก่อน หากไม่สำเร็จให้ยุติปัญหาโดยอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ PPA นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย

        4. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการหลวงพระบาง

                4.1 อายุสัญญาโครงการ 35 ปี นับจากวัน COD

                4.2 กำหนดวัน SFCD คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 2 เดือน นับจากวันลงนาม หรือวันที่ 1 มกราคม 2566 หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD จะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 4,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวันกำหนดวันพัฒนาโครงการ (Collective Substation: Pre-SED) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 60 เดือน นับจากวันที่ กฟผ. แจ้งการเข้ามาของผู้พัฒนาโครงการที่เชื่อมเข้าที่สถานีไฟฟ้าร่วมเดียวกันรายอื่นหรือวันที่ 31 มีนาคม 2570กำหนดวัน SED คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 69 เดือน นับจาก ECOCD หรือวันที่ 1 ตุลาคม 2571 และกำหนดวัน SCOD คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 84 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2573 โดยมีเงื่อนไขการก่อสร้างสายส่งฝั่งลาว และค่าปรับกรณีงานก่อสร้างล่าช้า เช่นเดียวกับโครงการปากลาย

                4.3 เงื่อนไขการเดินระบบ และพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการ ปากลาย โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) Test Energy เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย ทั้งช่วงก่อนและหลัง COD (2) PE SE และ EE ก่อน COD เท่ากับ 1.4000 บาท (3) PE หลัง COD (แบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท สัดส่วน 50 : 50) เท่ากับ 4.5961 เซนต์สหรัฐฯ และ 1.4708 บาท (4) SE หลัง COD เท่ากับ 1.9120 บาท และ (5) EE หลัง COD เท่ากับ 1.4000 บาท

                4.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้ามีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการปากลาย โดยมีการวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย (1) หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 16.91 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 42.47 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 37.96 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 18 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 12.78 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 18 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการฯ เพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 11,950 ล้านบาท โดยมีเงื่อนไขการรับผลประโยชน์เช่นเดียวกับโครงการปากลาย

                4.5 เหตุสุดวิสัย การบอกเลิกสัญญา การยุติข้อพิพาท และกฎหมายที่ใช้บังคับสัญญา มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการปากลาย

มติของที่ประชุม

    1. รับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการปากลาย และโครงการหลวงพระบาง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจ การพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข

    2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 7 อัตราค่าไฟฟ้าขายให้ราชอาณาจักรกัมพูชา และร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) เพื่อการขายไฟฟ้าให้ราชอาณาจักรกัมพูชา

สรุปสาระสำคัญ

        1. การประชุมทวิภาคีระหว่างรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานของรัฐบาลไทยและราชอาณาจักรกัมพูชา ในการประชุมรัฐมนตรีอาเซียนด้านพลังงาน ครั้งที่ 37 (ASEAN Ministers on Energy Meeting and Associated Meetings: 37th AMEM) เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2562 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงเหมืองแร่และพลังงาน ราชอาณาจักรกัมพูชา ได้แสดงเจตจํานงในการรับซื้อพลังงานไฟฟ้าจากประเทศไทยเนื่องจากปริมาณความต้องการพลังงานไฟฟ้าของราชอาณาจักรกัมพูชามีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น และทั้งสองฝ่ายเห็นพ้องให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าของราชอาณาจักรกัมพูชา (Electricite du Cambodge: EDC) เร่งดำเนินการโครงการเชื่อมโยงสายส่งและขายไฟฟ้าให้ราชอาณาจักรกัมพูชาผ่านสายส่งขนาด 230 กิโลโวลต์ ที่ปริมาณซื้อขาย 300 ถึง 1,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟผ. ได้ศึกษาและพัฒนาโครงการระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับการขายไฟฟ้า ให้ราชอาณาจักรกัมพูชา (โครงการฯ) และได้เจรจาขายไฟฟ้าให้กับ EDC ในเงื่อนไขเกี่ยวกับการซื้อขายเชิงพาณิชย์ที่สอดคล้องความต้องการของผู้ซื้อไฟฟ้า และความเหมาะสมในการลงทุนโครงการฯ โดย EDC ต้องการให้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding: MOU) และลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) ภายในปี 2565 โดยเมื่อวันที่ 17 มกราคม 2565 กฟผ. และ EDC ได้เจรจาเงื่อนไขเกี่ยวกับการซื้อขายเชิงพาณิชย์ และ MOU เพื่อการขายไฟฟ้าให้ราชอาณาจักรกัมพูชาแล้วเสร็จ และเสนอให้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยและประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) พิจารณา

        2. ร่าง MOU เพื่อการขายไฟฟ้าให้ราชอาณาจักรกัมพูชา มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) อายุสัญญา 30 ปี ปีสัญญา พ.ศ. 2569 – 2598 (2) อัตราค่าไฟฟ้าปีสัญญาที่ 1 - 5 (พ.ศ. 2569 - 2573) เท่ากับ 8.20 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย (US Cents/kWh) ปีสัญญาที่ 6 - 30 (พ.ศ. 2574 - 2598) เท่ากับ 8.95 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (Levelized Tariff) ตลอดอายุสัญญา เท่ากับ 8.80 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย โดยกรณีราคาเชื้อเพลิงอ้างอิงเฉลี่ยต่อปี (Brent Crude oil Price) ปรับตัวเกินช่วง 45 - 95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะมีการปรับปรุงราคาค่าไฟฟ้า -/+ 0.07 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ต่อราคาน้ำมันที่เปลี่ยนแปลง -/+ 1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (3) เงื่อนไขเกี่ยวกับการซื้อขายเชิงพาณิชย์ ประกอบด้วย จุดส่งมอบพลังงานไฟฟ้า (Delivery Point) ณ ชายแดนไทย และกัมพูชา ความต้องการรับซื้อไฟฟ้า (Contracted Capacity: CC) ปริมาณ 300 - 800 เมกะวัตต์ รับประกันการซื้อไฟฟ้าขั้นต่ำ (Committed Energy: CE) ที่ร้อยละ 55 ของ CC โดยมีบทปรับกรณีซื้อไฟฟ้าไม่ถึงปริมาณขั้นต่ำ (Shortfall Penalty) ในกรณีที่พลังงานไฟฟ้าจริง (Net Delivery Energy: NDE) ต่ำกว่าพลังงานไฟฟ้าที่รับประกันซื้อ ดังนี้ กรณี NDE มากกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 97 ของ CE แต่น้อยกว่าร้อยละ 100 ของ CE จะไม่มีบทปรับ กรณี NDE มากกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 90 ของ CE แต่น้อยกว่าร้อยละ 97 ของ CE จะปรับร้อยละ 5 ของอัตราขายไฟฟ้า (Tariff Rate) กรณี NDE มากกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 80 ของ CE แต่น้อยกว่าร้อยละ 90 ของ CE จะปรับร้อยละ 10 ของอัตราขายไฟฟ้า และกรณีที่ NDE น้อยกว่าร้อยละ 80 ของ CE จะปรับร้อยละ 15 ของอัตราขายไฟฟ้า โดยมีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญา (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2569 และ (4) การบริหารจัดการความเสี่ยง ประกอบด้วย 1) การบริหารจัดการเพื่อลดความเสี่ยงรายได้จริงต่ำกว่าที่ประมาณการ ดังนี้ กำหนดเงื่อนไข Committed Energy เพื่อการันตี CE ร้อยละ 55 ของความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในแต่ละปี โดยมีความต้องการไฟฟ้าสูงสุด 300 เมกะวัตต์ ในปี 2569 เพิ่มขึ้นปีละ 100 เมกะวัตต์ จนกระทั่งถึง 800 เมกะวัตต์ ในปี 2574 และคงที่ไปตลอดอายุสัญญาจนถึงปี 2598 กำหนดเงื่อนไข Shortfall Penalty กรณีซื้อไฟฟ้ารายปีไม่ถึง CE จะต้องจ่ายบทปรับซึ่งครอบคลุมการลงทุนโครงการฯ และกำหนดเงื่อนไข Termination Payment กรณีบอกเลิกสัญญาก่อนถึงอายุสัญญา จะต้องจ่ายค่าบอกเลิกสัญญาซึ่งครอบคลุมการลงทุนโครงการฯ และ 2) การบริหารจัดการความผันผวนของราคาเชื้อเพลิง ดังนี้ กรณีราคาเชื้อเพลิงอ้างอิงเฉลี่ยต่อปี (Brent Crude Oil Price) ปรับตัวเกินช่วง 45 - 95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (เทียบเท่ากับราคา LNG ที่ 227 - 421 บาทต่อล้านบีทียู) จะมีการปรับปรุงราคาค่าไฟฟ้า -/+ 0.07 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ต่อราคาน้ำมันที่เปลี่ยนแปลง -/+ 1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ซึ่งครอบคลุมต้นทุนผันแปร และกรณีที่ราคาเชื้อเพลิงสูงกว่าเพดานบนไปมากกว่าร้อยละ 10 EDC มีสิทธิที่จะลดหรือหยุดการซื้อขายปริมาณไฟฟ้าในปีนั้นๆ ได้ และหากสูงกว่าเพดานบนไปมากกว่าร้อยละ 30 กฟผ. มีสิทธิที่จะลดหรือหยุดการซื้อขายปริมาณไฟฟ้าในปีนั้นๆ ได้ โดยปริมาณไฟฟ้าดังกล่าวจะนำไปรวมกับปีถัดไป และขยายจากปีสุดท้ายของสัญญาได้อีก 1 ปี

        3. การเปรียบเทียบอัตราค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย (1) อัตราค่าไฟฟ้าระหว่างประเทศไทยกับราชอาณาจักรกัมพูชา โดยอัตราค่าไฟฟ้าที่ประชาชนไทยจ่ายเฉลี่ยเท่ากับ 3.9839 บาทต่อหน่วย หรือคิดเป็น 11.6020 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย (อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 29 เมษายน 2565 เท่ากับ 34.3380 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) และอัตราค่าไฟฟ้าที่ประชาชนกัมพูชาจ่ายเฉลี่ยเท่ากับ 14.85 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ประกอบด้วย ค่าผลิตไฟฟ้าประมาณ 8.80 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และค่าระบบส่งและระบบจำหน่ายประมาณ 6.05 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ซึ่งมีราคาสูงกว่าที่ประชาชนไทยจ่าย และ (2) อัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้า ส่วนภูมิภาค (กฟภ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และ EDC โดยอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ขายให้ กฟภ. และ กฟน. เป็นอัตราขายส่งที่ขึ้นกับระดับแรงดัน แบ่งเป็นช่วงเวลา Peak และ Off - Peak ซึ่งคิดเป็นค่าเฉลี่ย เท่ากับ 2.7419 บาทต่อหน่วย หรือคิดเป็น 7.9850 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย (อัตราแลกเปลี่ยน ณ วันที่ 29 เมษายน 2565 เท่ากับ 34.3380 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ) ส่วนอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. เสนอขายให้กับ EDC คิดเป็น Levelized Price เท่ากับ 8.80 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ตลอดอายุสัญญา 30 ปี ซึ่งมีราคาสูงกว่าที่ กฟผ. ขายให้กับ กฟภ. และ กฟน.

        4. การขายไฟฟ้าให้กับราชอาณาจักรกัมพูชาก่อให้เกิดประโยชน์ในระดับภูมิภาคอาเซียนและทวิภาคี ดังนี้ (1) ส่งเสริมการใช้ทรัพยากรทางธรรมชาติร่วมกันเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด ลดต้นทุนการผลิตอย่างมีประสิทธิภาพ และมีความมั่นคงทางพลังงานเพิ่มขึ้น (2) ประชาชนกัมพูชามีคุณภาพชีวิตที่ดีขึ้น จากการสามารถเข้าถึงพลังงานไฟฟ้าได้ และ (3) สร้างความเข้มแข็งแก่ประเทศเพื่อนบ้าน ทำให้เกิดการพัฒนาเศรษฐกิจและคุณภาพชีวิตของประชาชนในภูมิภาค ส่งผลให้เศรษฐกิจทั้งของไทยและภูมิภาคขยายตัวได้อย่างต่อเนื่อง นอกจากนี้ยังก่อเกิดประโยชน์กับประเทศไทย ดังนี้ (1) เป็นการนำกำลังผลิตสำรองของประเทศมาใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด (2) ลดค่าไฟฟ้าของไทยได้รวม 5,242 ถึง 27,210 ล้านบาท ขึ้นกับราคาเชื้อเพลิงในตลาดโลก และส่งผ่านไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าทุกรายผ่านกลไกค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และ (3) ขับเคลื่อนยุทธศาสตร์ชาติในการเป็นศูนย์กลางพลังงานในภูมิภาคอาเซียน ขยายระบบโครงข่ายไฟฟ้าและการสื่อสารระหว่างประเทศ ทำให้ประเทศไทยซึ่งเป็นผู้นำเข้าพลังงานสุทธิสามารถเข้าถึงแหล่งพลังงานในภูมิภาคได้

        5. เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าขายให้ราชอาณาจักรกัมพูชา และเห็นชอบร่าง MOU เพื่อการขายไฟฟ้าให้ราชอาณาจักรกัมพูชา โดยมอบหมายให้ กฟผ. เสนอสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ตรวจพิจารณาร่าง MOU เพื่อการขายไฟฟ้าให้ราชอาณาจักรกัมพูชา และให้เสนอ กบง. และ กพช. พิจารณา รวมทั้งมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน MOU เพื่อการขายไฟฟ้า ให้ราชอาณาจักรกัมพูชาที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. อย่างไรก็ดี คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีข้อสังเกตว่า แม้ว่าอัตราค่าไฟฟ้าขายให้กับราชอาณาจักรกัมพูชาตามที่ กฟผ. เสนอจะมีอัตราสูงกว่าอัตรา ค่าไฟฟ้าขายส่งที่ กฟผ. ขายให้ กฟภ. และ กฟน. ในระดับแรงดันเดียวกัน แต่อาจที่จะต่ำกว่าอัตราค่าไฟฟ้า ที่ขายส่งให้กับ กฟภ. และ กฟน. ในระดับแรงดันเดียวกันได้ หากโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีการเปลี่ยนแปลง ซึ่งอาจเป็นการดำเนินการที่ไม่สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 ที่ได้พิจารณาแนวทาง การขายไฟฟ้าให้ประเทศเพื่อนบ้าน และได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. และ กฟภ. สามารถพิจารณาราคาขายไฟฟ้าให้แก่ประเทศประเทศเพื่อนบ้านในแต่ละจุด เป็นอัตราระดับเดียวกันกับอัตราที่จำหน่ายให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้า ในประเทศตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ณ เวลานั้น รวมค่าชดเชยรายได้ต่อหน่วยจำหน่าย โดยให้มีความยืดหยุ่นที่จะสามารถเจรจา และกำหนดรูปแบบราคาจำหน่ายไฟฟ้าในลักษณะแตกต่างจากโครงสร้างค่าไฟฟ้าของประเทศไทยได้ เช่น อาจกำหนดเป็นอัตราคงที่ (Flat Rate) เป็นต้น โดยให้คงยึดหลักการสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงและคำนึงถึงต้นทุนการปรับปรุงหรือการก่อสร้างระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าไปยังชายแดน

มติของที่ประชุม

    รับทราบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าขายให้ราชอาณาจักรกัมพูชา และร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) เพื่อการขายไฟฟ้าให้ราชอาณาจักรกัมพูชา และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยทบทวน ความเหมาะสมของการขายไฟฟ้าให้ราชอาณาจักรกัมพูชา ภายหลังจากมีความชัดเจนของแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติแล้ว

เรื่องที่ 8 การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 8 - 11

สรุปสาระสำคัญ

        1. สถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนที่ยังไม่มีข้อยุติ ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลกมีความผันผวนและปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูงจากมาตรการ คว่ำบาตรรัสเซียของหลายประเทศทั่วโลก โดยทำให้เกิดการตึงตัวของอุปทานก๊าซธรรมชาติและน้ำมัน ส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นและยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง ในเดือนมีนาคม 2565 อยู่ที่ระดับสูงถึง 39.3 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ก่อนจะปรับลดลงมาทรงตัวอยู่ที่ระดับประมาณ 22 - 23 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในปัจจุบัน ทั้งนี้ จากประมาณการแนวโน้มราคา LNG ปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่า ตลาด LNG ยังคงมีแนวโน้มตึงตัวจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นตามการเติบโตทางเศรษฐกิจ หลังสถานการณ์การแพร่ระบาด ของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด – 19) คลี่คลาย ในขณะที่อุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG ยังคงจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนการก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ทำให้คาดว่าราคา LNG ยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูงจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 โดยราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นส่งผลให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยพึ่งพาเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก และจะส่งผลให้ค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าปรับเพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจและภาระค่าครองชีพของประชาชน

        2. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 ได้มีมติเห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งเป็นหนึ่งในมาตรการของแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2565 เพื่อรองรับการบริหารจัดการจัดหาก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนผ่านการให้สัมปทานก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ดังกล่าว จะช่วยเพิ่มความมั่นคงด้านเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และบรรเทาผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากราคาเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติที่สูงในปัจจุบัน

        3. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้เสนอมาตรการเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบ ต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากวิกฤตการณ์ราคาพลังงาน และยังเป็นการกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเพื่อเพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ โดยมีรายละเอียด ดังนี้

                3.1 ปัจจุบันโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะเดินเครื่องอยู่ทั้งสิ้น 7 เครื่อง ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 13 และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 4 - 7 (เครื่องที่ 14) กำลังผลิตตามสัญญารวม 2,220 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 กำลังผลิตตามสัญญา 270 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดวันที่ 31 ธันวาคม 2564 โดยเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ให้เลื่อนปลดเป็นวันที่ 31 ธันวาคม 2565 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 9 - 11 กำลังผลิตตามสัญญารวม 810 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดวันที่ 31 ธันวาคม 2567 โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 12 - 13 กำลังผลิตตามสัญญารวม 540 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดวันที่ 31 ธันวาคม 2568 และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 4 - 7 (เครื่องที่ 14) กำลังผลิตตามสัญญา 600 เมกะวัตต์ มีกำหนดปลดในเดือนเมษายน 2592 นอกจากนี้ ในแผน PDP2018 Rev.1 ได้กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 (เครื่องที่ 15) กำลังผลิตตามสัญญา 600 เมกะวัตต์ เข้าระบบในวันที่ 1 มกราคม 2569

                3.2 ด้านเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 11 มีสภาพความพร้อมรองรับการเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 โดย กฟผ. มีการบำรุงรักษาและตรวจสอบสภาพของอุปกรณ์ให้พร้อมใช้งานอย่างสม่ำเสมอ ด้านระบบส่งไฟฟ้า มีระบบที่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้อย่างมั่นคง เชื่อถือได้ มีคุณภาพเพียงพอตามเกณฑ์มาตรฐาน ซึ่งการเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าไม่ส่งผลกระทบต่อแผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าตามแผนงานที่ได้กำหนดไว้ ด้านทรัพยากรน้ำในการผลิตไฟฟ้ามีความเพียงพอ โดยใช้น้ำจาก อ่างเก็บน้ำแม่จาง อ่างเก็บน้ำแม่ขาม และเพิ่มเติมจากเขื่อนกิ่วลม ตามแผนการใช้น้ำร่วมกับกรมชลประทาน โดยมีการกำหนดแนวทางการบริหารจัดการน้ำทั้งระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาว ไว้รองรับ

                3.3 ด้านเชื้อเพลิง กฟผ. มีความสามารถในการผลิตลิกไนต์เพิ่มขึ้นอีก 12.5 ล้านตัน เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการที่เพิ่มขึ้นจากการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ทั้งนี้ การเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าดังกล่าว จะช่วยลดการนำเข้า Spot LNG และต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าสุทธิประมาณ 37,900 ล้านบาท ช่วยบรรเทาผลกระทบจากการจ่ายก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ (G1/61) ที่ลดลงในช่วง ปี 2565 ถึงปี 2567 และช่วยลดผลกระทบต่อภาระค่า Ft ของภาคประชาชนลงได้

                3.4 ด้านสิ่งแวดล้อม จากการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ส่งผลให้จะมีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) เพิ่มขึ้นประมาณ 2 ล้านตัน ซึ่งไม่กระทบต่อเป้าหมาย การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ ตามเป้าหมายการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contribution: NDC) ภายในปี 2573 โดย กฟผ. จะศึกษาศักยภาพการพัฒนาโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ และเร่งกำหนดการจ่ายไฟฟ้าให้เร็วขึ้นเพื่อชดเชยปริมาณ การปล่อย CO2 ที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้ การเลื่อนปลดเครื่องโรงไฟฟ้าดังกล่าวมิได้เพิ่มกำลังการผลิตเกินกว่าข้อกำหนดผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ และยังสอดคล้องกับรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพ (EHIA) ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะในปัจจุบัน รวมถึงโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 – 9

        4. เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2565 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้พิจารณาเรื่องดังกล่าวและมีความเห็นว่า แผนการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 - 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 ตามที่ กฟผ. เสนอ สามารถเสริมสร้างเสถียรภาพความมั่นคงให้ระบบไฟฟ้าในภาวะวิกฤตการณ์ราคาพลังงาน และช่วยลดผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากการนำเข้า Spot LNG อย่างไรก็ดี การเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงลิกไนต์จะส่งผลต่อปริมาณการปล่อย CO2 กฟผ. จึงควรจัดทำมาตรการรองรับผลกระทบจากการดำเนินการดังกล่าว ให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาลที่มีเป้าหมายมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) และต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดและมาตรการที่กฎหมายกำหนดอย่างเคร่งครัด รวมทั้งต้องควบคุมการผลิตไฟฟ้าให้มีเสถียรภาพ มีประสิทธิภาพ และความปลอดภัย ตามมาตรฐานสากล เช่นเดียวกับฝ่ายเลขานุการฯ ที่มีความเห็นว่า ควรให้ความเห็นชอบแผนการเลื่อนปลดโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะตามที่ กฟผ. เสนอ เนื่องจากเป็นแนวทางหนึ่งที่จะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากสถานการณ์ราคา LNG สูง ซึ่งจะช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้า และบรรเทาผลกระทบจากการผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณที่ลดลงในช่วงเปลี่ยนผ่านการให้สัมปทาน โดย กฟผ. ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อกำหนดในรายงาน EHIA ของโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะในปัจจุบัน และโครงการโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 รวมถึงกฎระเบียบต่างๆ อย่างเคร่งครัด รวมทั้งควรเร่งพิจารณาแนวทางหรือมาตรการชดเชย การเพิ่มขึ้นของ CO2 โดยเฉพาะศึกษาการพัฒนาโครงการด้านพลังงานสะอาดอื่นๆ และเทคโนโลยีดักจับ CO2 (Carbon Capture) เพื่อสนับสนุนเป้าหมายการลดการปล่อย CO2 ในระยะยาวของประเทศต่อไป

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568

    2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

    3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 9 การบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (F_t)

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2563 นายกรัฐมนตรีได้มีข้อสั่งการให้ส่วนราชการและหน่วยงานของรัฐเร่งรัดดำเนินการป้องกัน ควบคุม แก้ไขปัญหา และบรรเทาผลกระทบจากโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด - 19) ให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและประสิทธิผล โดยข้อสั่งการของนายกรัฐมนตรีข้างต้นใช้เป็นแนวทางในการบริหารราชการให้เกิดประสิทธิภาพ ทั้งนี้ คณะรัฐมนตรีได้รับทราบมาตรการดูแลและเยียวยาผลกระทบทางเศรษฐกิจจากโรคโควิด – 19 มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบเพิ่มเติม และมาตรการช่วยเหลือเศรษฐกิจ ในช่วงปี 2563 ของกระทรวงพลังงาน โดยรวมถึงการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าโดยการตรึงอัตราค่าไฟฟ้า ตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ต่อมา เมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2564 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบ มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 ซึ่งมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด – 19 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติโดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะทางการเงินของการไฟฟ้าด้วย และต่อมาเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงานอันเนื่องมาจากปัญหาความขัดแย้งในภูมิภาคยุโรป ตามที่สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เสนอ โดยให้กระทรวงพลังงาน สศช. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับความเห็นของสำนักงบประมาณไปพิจารณาดำเนินการ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์ การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับ Energy Pool Price ซึ่งจะเกี่ยวข้องกับการบริหารต้นทุนค่าเชื้อเพลิง ในการผลิตไฟฟ้า

        2. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด – 19 ตั้งแต่ปี 2563 และปัญหาความขัดแย้ง ในภูมิภาคยุโรปตั้งแต่ช่วงปลายปี 2564 ซึ่งส่งผลกระทบต่อค่าใช้จ่ายของประชาชน และราคาพลังงานที่ปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง กระทรวงพลังงานและหน่วยงานภายใต้การกำกับจึงบริหารจัดการราคาพลังงานและกำหนดมาตรการเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชนและผู้ประกอบการตามมติคณะรัฐมนตรี ซึ่งรวมถึงการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft โดย กกพ. ได้มอบหมายให้ กฟผ. ซึ่งเป็นผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน และเป็นหน่วยงานรัฐวิสาหกิจช่วยรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้น โดยชะลอการนำค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงซึ่งสูงขึ้นตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 จนถึงงวดเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 รวมเป็นเงินประมาณ 87,849 ล้านบาท (ข้อมูล ณ วันที่ 4 มีนาคม 2565) โดย กกพ. ได้เห็นชอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายปลีก และจะพิจารณาส่งผ่านค่าใช้จ่ายดังกล่าวในการพิจารณาค่า Ft ในระยะต่อไป ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 เห็นชอบค่า Ft ขายปลีกเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 ติดลบ 15.32 สตางค์ต่อหน่วย ส่งผลให้ กฟผ. เกิดภาระค่า Ft สะสม 38,943 ล้านบาท (2) เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 เห็นชอบค่า Ft ขายปลีกเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 เท่ากับ 1.39 สตางค์ต่อหน่วย โดยทยอยปรับค่า Ft เพิ่มขึ้นแบบขั้นบันได ส่งผลให้ กฟผ. เกิดภาระค่า Ft สะสม 22,244 ล้านบาท และ (3) เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2565 เห็นชอบค่า Ft ขายปลีกเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 เท่ากับ 24.77 สตางค์ต่อหน่วย โดยทยอยปรับค่า Ft เพิ่มขึ้นแบบขั้นบันได ส่งผลให้ กฟผ. เกิดภาระค่า Ft สะสม 26,662 ล้านบาท ทั้งนี้ เมื่อสิ้นสุดเดือนเมษายน 2565 พบว่าภาระค่า Ft งวดเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 ที่เกิดขึ้นจริงเป็นเงิน 63,016 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่าที่ประมาณการไว้ ทำให้ กฟผ. มีภาระค่า Ft สะสมรวมเป็นเงิน 128,621 ล้านบาท โดยเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 กกพ. ได้มีมติให้นำเงินบริหารค่า Ft 4,129 ล้านบาท เงินเรียกคืนเพื่อให้การไฟฟ้ามีฐานะการเงินตามเกณฑ์ที่กำหนดปี 2563 ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) 1,000 ล้านบาท และเงินบริหารจัดการภาระ Take or Pay ของแหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา รวมดอกเบี้ย 13,601 ล้านบาท รวมทั้งสิ้น 18,730 ล้านบาท มาปรับลดค่า Ft ในงวดเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 ทำให้ กฟผ. มีภาระค่า Ft สะสม (ค่าจริงเบื้องต้น) งวดเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 รวมทั้งสิ้น 109,891 ล้านบาท (ข้อมูล ณ วันที่ 5 พฤษภาคม 2565)

        3. การบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ที่มอบหมายให้ กฟผ. ช่วยรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นแทนประชาชนตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 จนถึงปัจจุบัน รวมเป็นเงินประมาณ 87,849 ล้านบาท (ข้อมูล ณ วันที่ 4 มีนาคม 2565) ส่งผลให้ กฟผ. ขาดสภาพคล่องทางการเงิน โดยเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการ กฟผ. ได้มีมติเห็นชอบการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐประจำปีงบประมาณ 2566 (วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2566) ภายใต้กรอบวงเงินไม่เกิน 85,000 ล้านบาท ประกอบด้วย สัญญากู้ยืมเงิน (Term Loan) กู้เบิกเกินบัญชี ตั๋วสัญญาใช้เงิน การทำ Trust Receipt (T/R) และการทำสัญญากู้เงินเมื่อทวงถาม (Call Loan) หรือรูปแบบอื่นที่กระทรวงการคลังเห็นชอบ โดยขอให้กระทรวงการคลังค้ำประกันเงินกู้ให้แก่ กฟผ. โดยเห็นควรให้ กฟผ. ปรับโครงสร้างหนี้ได้จนกว่าจะชำระหนี้เสร็จสิ้น กรณีที่ กฟผ. เห็นว่าจะมีรายได้ไม่เพียงพอสำหรับชำระหนี้ เพื่อให้เกิดความเหมาะสมตามสภาพคล่องของ กฟผ. ตามสภาวะตลาดการเงินในขณะนั้นและประโยชน์ในการบริหารจัดการภาระหนี้ และให้นำข้อเสนอแนะของคณะกรรมการ กฟผ. ไปพิจารณาดำเนินการก่อนนำเสนอกระทรวงพลังงานและกระทรวงการคลังเพื่อเสนอขออนุมัติจากคณะรัฐมนตรี ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2565 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เพื่อขอความอนุเคราะห์ให้เงินอุดหนุน กฟผ. สำหรับลดผลกระทบต่อสภาพคล่องทางการเงิน และเมื่อวันที่ 19 พฤษภาคม 2565 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอพิจารณาการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐประจำปีงบประมาณ 2566 ในวงเงิน 85,000 ล้านบาท ตามที่คณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2565 ได้มีมติเพื่อเสริมสภาพคล่องของ กฟผ. จากการรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นแทนประชาชน และเพื่อให้ กฟผ. สามารถดำเนินภารกิจรักษาความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศต่อไป

        4. กกพ. ได้มีความเห็น ดังนี้ (1) ราคาเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่สูงขึ้นจากที่ใช้ประมาณการค่า Ft ในช่วงเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนเมษายน 2565 มาก โดยเฉพาะราคาน้ำมันและ LNG ที่จำเป็นต้องนำเข้าทดแทนก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ลดลงในช่วงปลายสัมปทาน ทำให้ กฟผ. มีภาระส่วนต่างของค่าใช้จ่ายในการผลิตและซื้อไฟฟ้าจริงที่สูงกว่าค่า Ft เรียกเก็บ (AF) จากการดำเนินการตามนโยบายของกระทรวงพลังงานที่พิจารณาให้ กฟผ. ชะลอการนำค่าใช้จ่ายส่วนนี้มาเรียกเก็บกับประชาชนในระยะนี้ไว้ก่อน ประมาณ 83,229 ล้านบาท จากค่า AF งวดเดือนกันยายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 จำนวน 38,943 ล้านบาท และค่า AF งวดเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนเมษายน 2565 จำนวน 44,286 ล้านบาท (2) ปัจจัยข้างต้นส่งผลให้ กฟผ. มีสภาพคล่องทางการเงินไม่เพียงพอต่อการดำเนินงานปกติ และการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐในการช่วยบรรเทาภาระค่าไฟฟ้าจากการปรับค่า Ft งวดเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนสิงหาคม 2565 ได้เพียงพอ ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อการลงทุนขยายโครงข่ายไฟฟ้าและโครงการตามแผนงานที่ได้รับความเห็นชอบไว้ได้ (3) กฟผ. จึงควรได้รับการสนับสนุนจากหน่วยงานภาครัฐเพื่อรักษาขีดความสามารถในการดูแลความมั่นคงด้านไฟฟ้าของประเทศ และทำหน้าที่เป็นหน่วยงานหลักที่ช่วยรักษาเสถียรภาพราคาพลังงานแก่ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าในสถานการณ์ราคาพลังงานตลาดโลกที่มีความผันผวนอย่างต่อเนื่อง เช่นเดียวกับฝ่ายเลขานุการฯ ที่มีความเห็นว่า กฟผ. เป็นหน่วยงานรัฐวิสาหกิจซึ่งดำเนินการตามนโยบายของรัฐบาลในการช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายของประชาชน จากผลกระทบของสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด – 19 เป็นวงกว้างตั้งแต่ปี 2563 และสถานการณ์ราคาพลังงานจากปัญหาความขัดแย้งในภูมิภาคยุโรปตั้งแต่ช่วงปลายปี 2564 จนส่งผลให้ กฟผ. ขาดสภาพคล่องทางการเงินในการดำเนินภารกิจของหน่วยงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ ประกอบกับราคาค่าเชื้อเพลิงที่มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น จึงเห็นสมควรนำเสนอการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐบาลประจำปีงบประมาณ 2566 ของ กฟผ. กรอบวงเงิน 85,000 ล้านบาท ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาตามขั้นตอน โดยขอให้ กฟผ. ดำเนินการใช้จ่ายอย่างรอบคอบภายใต้พระราชบัญญัติวินัยการเงินการคลังของรัฐ พ.ศ. 2561

มติของที่ประชุม

    1. รับทราบผลการบริหารอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ช่วงปี 2563 – ปัจจุบัน ซึ่งมอบหมายการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ช่วยรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้น โดยชะลอการนำค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงที่สูงขึ้นตั้งแต่งวดเดือนกันยายน 2564 – เดือนธันวาคม 2564 จนถึงปัจจุบัน มาเรียกเก็บกับประชาชนในระยะนี้ไว้ก่อน เพื่อช่วยเหลือภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2563 และวันที่ 29 มีนาคม 2565

    2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการเสนอการกู้เงินเพื่อบริหารภาระค่า Ft ตามนโยบายของรัฐบาลประจำปีงบประมาณ 2566 ของ กฟผ. ในวงเงิน 85,000 ล้านบาท โดยขอให้กระทรวงการคลัง ค้ำประกันเงินกู้ให้แก่ กฟผ. รวมทั้งให้ กฟผ. ปรับโครงสร้างหนี้ได้จนกว่าจะชำระหนี้เสร็จสิ้น กรณีที่ กฟผ. เห็นว่าจะมีรายได้ไม่เพียงพอสำหรับชำระหนี้ ตามระเบียบและกฎหมายที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ เพื่อเป็นการเสริมสภาพคล่องของ กฟผ. จากการรับภาระค่า Ft ที่เพิ่มขึ้นแทนประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า และเพื่อให้สามารถดำเนินภารกิจรักษาความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศต่อไป

    3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 10 แนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา อัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2558 ถึงปี 2562 และได้มีมติเห็นชอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2558 ถึงปี 2562 ในปริมาณ 50 เมกะวัตต์ โดยให้นับเป็นส่วนเพิ่มจากเป้าหมายตามกรอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) โดยปัจจุบันมีโครงการที่สัญญาผูกพันกับภาครัฐแล้วจำนวน 7 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 40.43 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย 37.43 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์แล้ว (COD) จำนวน 6 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้งรวม 34.42 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย 28.28 เมกะวัตต์ และโครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้ขายไฟฟ้า จำนวน 1 โครงการ กำลังการผลิตติดตั้ง 3.00 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย 2.50 เมกะวัตต์ ต่อมา เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) โดยได้ปรับกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโรงไฟฟ้าขยะอุตสาหกรรม จากเดิมปี 2567 ถึงปี 2568 เป็นปี 2569 ถึงปี 2570 โดยแบ่งปริมาณการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ ในปี 2569 จำนวน 100 เมกะวัตต์ และปี 2570 จำนวน 100 เมกะวัตต์ และต่อมาเมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 กพช. ได้รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ดังกล่าว

        2. เมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2565 กระทรวงพลังงาน และกระทรวงอุตสาหกรรม ได้ลงนาม ในบันทึกความเข้าใจ (MOU) ความร่วมมือการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า (Waste-to-Energy) และการส่งเสริมการผลิตการใช้พลังงานทดแทนและการอนุรักษ์พลังงานในภาคอุตสาหกรรม เพื่อร่วมกันบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า รวมทั้งส่งเสริมการผลิตการใช้พลังงานทดแทนและการอนุรักษ์พลังงานในภาคอุตสาหกรรม ภายใต้ขอบเขตอำนาจหน้าที่ของหน่วยงานตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง ต่อมา เมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2565 กระทรวงอุตสาหกรรมได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการร่วมเพื่อขับเคลื่อนการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า และการส่งเสริมการผลิตการใช้พลังงานทดแทนและการอนุรักษ์พลังงานในภาคอุตสาหกรรม (คณะกรรมการร่วมฯ) และต่อมา เมื่อวันที่ 21 เมษายน 2565 คณะกรรมการร่วมฯ ได้มีมติแต่งตั้งคณะอนุกรรมการขับเคลื่อนการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า (คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนฯ) โดยประธานกรรมการร่วมฯ ได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการขับเคลื่อนฯ เมื่อวันที่ 11 พฤษภาคม 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 คณะอนุกรรมการขับเคลื่อนฯ ได้มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษ จากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ตามที่ผู้แทนกรมโรงงานอุตสาหกรรมแจ้งว่าได้สอบถามข้อมูลจากผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมที่ดำเนินการอยู่ พบว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมอยู่ที่ประมาณ 6 บาทต่อหน่วย ซึ่งใกล้เคียงกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว และเมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2565 ได้รับทราบศักยภาพปริมาณขยะอุตสาหกรรมที่จะใช้สำหรับการผลิตไฟฟ้าตามที่ผู้แทนกรมโรงงานอุตสาหกรรมเสนอ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป

        3. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ตามมติคณะกรรมการร่วมฯ มีดังนี้ (1) รับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ขนาดการผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ การส่งเสริมเป็นลักษณะ Non-Firm โดยกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT (2) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ามีเป้าหมายและกำหนดวัน SCOD ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (3) อายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้า 20 ปี เพื่อกระตุ้นให้เกิดการหมุนเวียน ในระบบเศรษฐกิจ เกิดการลงทุนใหม่ รองรับความทันสมัยจากการพัฒนาทางด้านเทคโนโลยีและเครื่องจักร ซึ่งคิดระยะเวลาที่ภาครัฐให้การสนับสนุนครอบคลุม Loan Repayment แล้ว (4) หลักเกณฑ์การคัดเลือก โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมจะพิจารณาถึงความพร้อมด้านคุณสมบัติและเทคนิคร่วมกัน เพื่อให้ได้โครงการที่มีความเป็นไปได้สูงในการพัฒนาโครงการให้สำเร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผนที่กำหนด และตอบสนองนโยบายเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมของกระทรวงอุตสาหกรรมอย่างยั่งยืน โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการ ดังนี้ ด้านคุณสมบัติ ผู้ยื่นข้อเสนอต้องเป็นนิติบุคคล ประเภทบริษัทจำกัด หรือบริษัทมหาชนจำกัด ที่จดทะเบียนในประเทศไทย ไม่เป็นหน่วยงานรัฐหรือรัฐวิสาหกิจ มีทุนจดทะเบียนขั้นต่ำและวางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ามูลค่าตามที่กำหนดซึ่งจะพิจารณากำหนดให้เหมาะสมกับมูลค่าโครงการ โครงการที่ยื่นข้อเสนอต้องเป็นโครงการใหม่และไม่มีลักษณะต้องห้าม เช่น เป็นโครงการที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบอื่นแล้ว หรือมีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ หรือเป็นผู้ยื่นข้อเสนอ ที่หน่วยงานภาครัฐพิจารณาแล้วว่ามีปัญหาจากการรับซื้อไฟฟ้ารอบที่ผ่านๆ มา และยังไม่สามารถพัฒนาโครงการจนสำเร็จได้ ณ วันที่ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบนี้ เป็นต้น โดยผู้ที่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติขึ้นต้นเท่านั้น ที่ได้รับการพิจารณาด้านเทคนิคต่อไป และด้านเทคนิค จะมีการตรวจสอบและให้คะแนนความพร้อมในด้านต่างๆ อาทิ ความพร้อมด้านพื้นที่ ด้านเทคโนโลยี ด้านเชื้อเพลิง ด้านการเงิน และความเหมาะสมของแผนการดำเนินงาน เป็นต้น ซึ่งผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องมีคะแนนในแต่ละด้าน และคะแนนรวมไม่น้อยกว่าเกณฑ์ขั้นต่ำ ที่กำหนดจึงจะได้รับการพิจารณาจัดเรียงคะแนนด้านเทคนิคเพื่อคัดเลือกต่อไป โดยผู้ที่มีคะแนนสูงสุด (มีความพร้อมมากที่สุด) จะได้รับการพิจารณาเป็นอันดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ ทั้งนี้ คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะพิจารณากำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าในรายละเอียด ตามความเหมาะสม เพื่อให้เป็นไปตามกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกและมีผลสัมฤทธิ์สอดคล้องกับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และ (5) เงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการ ประกอบด้วย 1) ต้องใช้ขยะอุตสาหกรรมเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าเท่านั้น โดยสามารถใช้ขยะอุตสาหกรรมที่เป็นของเสีย ทั้งอันตรายและไม่อันตราย ในส่วนของเชื้อเพลิงเสริมให้ใช้น้ำมันหรือชีวมวลได้ในช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น 2) สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าขยะอุตสาหกรรมจะต้องอยู่ในนิคมอุตสาหกรรมหรือเขตประกอบการอุตสาหกรรมเท่านั้น 3) กำหนดกรรมสิทธิ์ในหน่วย Renewable Energy Certificate (REC) และ/หรือ Carbon Credit ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมเป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ โดยให้มีการระบุการครอบครองกรรมสิทธิ์ของภาครัฐไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 4) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ และ 5) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมรายภาคแบ่งตามศักยภาพเชื้อเพลิงได้ โดยกำหนดกรอบการรับซื้อสูงสุดในส่วนของ 100 เมกะวัตต์แรก สำหรับภาคเหนือ 5 เมกะวัตต์ ภาคกลาง 40 เมกะวัตต์ ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ 20 เมกะวัตต์ ภาคตะวันออก 60 เมกะวัตต์ ภาคตะวันตก 10 เมกะวัตต์ และภาคใต้ 10 เมกะวัตต์

        4. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมสำหรับปี 2565 ถึงปี 2573 คณะกรรมการร่วมฯ เห็นควรให้รับซื้อไฟฟ้าโดยใช้อัตราเดียวกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าพิเศษจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังการผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ โดยมีอัตรา FiTF เท่ากับ 3.39 บาทต่อหน่วย FiTV,2560 2.69 บาทต่อหน่วย และ FiT 6.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี อัตรา FiT Premium 8 ปีแรก 0.70 บาทต่อหน่วย และ FiT Premium สำหรับโครงการ ในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ตลอดอายุโครงการ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ กรมพัฒนาพลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ประเมินผลกระทบค่าไฟฟ้าของปริมาณที่จะรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ เปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ Ft ขายส่ง พบว่าจะเกิดผลกระทบค่าไฟฟ้า 1.09 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งจะทำให้เกิดค่าใช้จ่ายตามนโยบายภาครัฐ (Policy expense) เฉลี่ย 2,600 ล้านบาทต่อปี

        5. สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) กระทรวงทรัพยากร ธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ชี้แจงเหตุผลความจำเป็น และประโยชน์ที่จะได้รับจากการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมด้วยการใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ปริมาณ 200 เมกะวัตต์ สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) ข้อมูลจากกรมโรงงานอุตสาหกรรม พบว่าปริมาณกากอุตสาหกรรมที่เกิดขึ้นในปี 2563 มีกากอุตสาหกรรมอันตราย 1.29 ล้านตัน และกากอุตสาหกรรมที่ไม่เป็นอันตราย 16.63 ล้านตัน ซึ่งถูกนำไปกำจัดโดยโรงงานรับกำจัดกากอุตสาหกรรม ที่ได้รับอนุญาต 1.27 ล้านตัน และ 6.44 ล้านตัน ตามลำดับ โดยกากอุตสาหกรรมบางส่วนอาจมีการซื้อขายภายในระหว่างโรงงานอุตสาหกรรม และส่วนที่เหลือไม่ถูกนำไปกำจัดอย่างถูกต้องตามหลักวิชาการ รวมถึงมีการลักลอบทิ้งเนื่องจากมีค่าใช้จ่ายในการกำจัดถูกกว่าค่ากำจัดกากอุตสาหกรรมไม่อันตรายและกากอุตสาหกรรมอันตราย จึงส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมและสุขภาพประชาชนที่อยู่ในพื้นที่ใกล้เคียงจากกลิ่นและสารโลหะหนักปนเปื้อนเกินค่ามาตรฐานในดิน น้ำผิวดิน และแหล่งน้ำใต้ดิน (2) ผลประโยชน์ที่ได้รับจากการบริหารจัดการ ขยะอุตสาหกรรมด้วยการนำมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ได้แก่ 1) สร้างมูลค่าเพิ่มให้กับกระบวนการจัดการกากอุตสาหกรรมที่เหลือทิ้งจากโรงงานต่างๆ ซึ่งเกิดขึ้นต่อเนื่องทุกปี ป้องกันการลักลอบทิ้ง และสนับสนุนทางเลือกในการจัดการขยะตามหลักวิชาการแทนการฝังกลบซึ่งมีข้อจำกัดด้านพื้นที่และปัญหาการไม่ยอมรับของประชาชน 2) ลดค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องกับหลุมฝังกลบ ได้แก่ การลงทุนเพื่อพัฒนาชุมชนเพื่อสิ่งแวดล้อม การปิดโครงการ และการฟื้นฟูภายหลังปิดโครงการเป็นมูลค่า 1,400 ล้านบาท คิดที่อายุการทำงานของหลุมฝังกลบ 20 ปี และปริมาณกากของเสียอุตสาหกรรมที่นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี และ 3) ลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการผลิตพลังงานทดแทนเพื่อทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลจากกำลังการผลิตไฟฟ้า 200 เมกะวัตต์ ได้ประมาณ 720,000 ตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าต่อปี เท่ากับการดูดกลับก๊าซเรือนกระจกของพื้นที่ป่าประมาณ 1,095,472 ไร่ ในระยะเวลา 20 ปี คิดเป็นมูลค่าจากการปลูกป่าและดูแลรักษาป่าประมาณ 15,993 ล้านบาท และ (3) เห็นควรเร่งผลักดันการดำเนินงานและเพิ่มสัดส่วนของการพัฒนาพลังงานจากขยะอุตสาหกรรม เพื่อให้สอดคล้องกับแผนที่นำทางลดก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ในปี ค.ศ. 2065 รวมถึงการบรรลุเป้าหมายการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contributions) ที่จะถูกยกระดับเป็นร้อยละ 40 ในปี ค.ศ. 2030 อย่างไรก็ตาม จะต้องคำนึงถึงความเหมาะสมของสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า การกำจัดมลพิษที่มีประสิทธิภาพ และการสร้างความเข้าใจให้กับชุมชนโดยรอบด้วย

        6. กรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงอุตสาหกรรม ชี้แจงเหตุผลความจำเป็น และประโยชน์ที่จะได้รับจากการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมด้วยการนำมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าปริมาณ 200 เมกะวัตต์ สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) ปัจจุบันขยะอุตสาหกรรมถูกกำจัดด้วยวิธีฝังกลบ และเผาทำลายในเตาเผา ซึ่งมีข้อจำกัดด้านการยอมรับจากชุมชน และส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมในวงกว้าง (2) ปริมาณขยะอุตสาหกรรม จะเพิ่มมากขึ้นตามการเติบโตของเศรษฐกิจ ทำให้เกิดปัญหาการกำจัดไม่ถูกต้องตามหลักวิชาการ ซึ่งทำให้เกิดผลกระทบต่อชุมชนและสิ่งแวดล้อม (3) ปัจจุบันมีขยะอุตสาหกรรมที่ไม่เป็นอันตรายที่สามารถนำมาใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าได้ไม่น้อยกว่า 9 ล้านตันต่อปี ก่อให้เกิดผลประโยชน์ด้านเศรษฐกิจ สังคม และสิ่งแวดล้อม ดังนี้ 1) ลดพื้นที่ฝังกลบ ลดการเผาทำลายในเตาเผาซึ่งมีค่าดำเนินการประมาณ 33,200 ล้านบาท และลดค่าดำเนินการโดยภาคเอกชนในการสร้างหลุมฝังกลบมูลค่า 30,000 ล้านบาท รวมเป็นเงินกว่า 63,200 ล้านบาท 2) โรงไฟฟ้าขยะอุตสาหกรรมสามารถผลิตไฟฟ้าทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลที่นำเข้าจากต่างประเทศ ทำให้ลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงนำเข้าจากต่างประเทศ 3) เพิ่มการจ้างงานประมาณ 110 ตำแหน่งต่อโรงไฟฟ้า 1 แห่ง ซึ่งจะมีเงินกระจายลงสู่ชุมชนกว่า 9,900 ล้านบาท ตลอดอายุโครงการ 4) ลดปริมาณการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในการขนส่งขยะอุตสาหกรรมไปยังแหล่งกำจัด มูลค่ากว่า 14,000 ล้านบาท และ 5) เกิดการหมุนเวียนทรัพยากร ตามนโยบายเศรษฐกิจชีวภาพ เศรษฐกิจหมุนเวียน และเศรษฐกิจสีเขียว (Bio Circular Green Economy: BCG) ของรัฐบาล

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม และอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ Feed-in-Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561–2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev. 1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2569 ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา

    2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev. 1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ตามข้อ 1

    3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป