มติกบง. (125)
กบง.ครั้งที่ 5/2566 (ครั้งที่ 61) วันอังคารที่ 15 กันยายน 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2566 (ครั้งที่ 61)
วันศุกร์ที่ 15 กันยายน 2566
1. การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤต 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 สำหรับภาวะวิกฤต คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แบ่งเป็น 2 กรณี คือ หากราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า หรือ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่น ของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 หรือร้อยละ 3 ตามลำดับ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร และต่อมา เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. ได้ขยายมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลต่อไปอีกจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2566
2. สถานการณ์ราคาไบโอดีเซล ไตรมาส 1 ปี 2566 ปรับตัวลดลง เฉลี่ยอยู่ที่ 33.78 บาท ต่อลิตร ไตรมาส 2 ปรับตัวเพิ่มขึ้นเล็กน้อย เฉลี่ยอยู่ที่ 34.68 บาทต่อลิตร ไตรมาส 3 ปรับตัวลดลง เฉลี่ยอยู่ที่ 33.40 บาทต่อลิตร และไตรมาส 4 คาดว่าราคาจะทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 33.00 ถึง 34.00 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับสถานการณ์ราคาน้ำมันปาล์มดิบตลาดโลก ด้านสถานการณ์ปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มจากการพยากรณ์ ณ เดือนเมษายน 2566 คาดว่าปริมาณผลปาล์มน้ำมัน ปี 2566 จะอยู่ที่ 19.89 ล้านตันต่อปี โดยในช่วงครึ่งปีหลังของปี 2566 อยู่ที่ประมาณ 1.60 ล้านตันต่อเดือน เพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมาร้อยละ 4 ผลิตน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) อัตราน้ำมันร้อยละ 18 ได้ประมาณ 2.90 แสนตันต่อเดือน รวมกับสต๊อกต้นงวดเฉลี่ย 5 เดือน ประมาณ 3.00 แสนตันต่อเดือน สูงกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศด้านการบริโภค อุตสาหกรรม และพลังงาน ซึ่งเฉลี่ยอยู่ที่ 2.00 ถึง 2.22 แสนตันต่อเดือน ในขณะที่การส่งออกน้ำมันปาล์ม ของไทยชะลอตัวตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นมา เนื่องจากราคาน้ำมันปาล์มต่างประเทศมีแนวโน้มลดลงและต่ำกว่าราคาของไทย ประกอบกับค่าเงินบาทที่ผันผวนอย่างต่อเนื่องเป็นอุปสรรคให้ผู้ประกอบการไทยไม่สามารถแข่งขันด้านราคาได้ ส่งผลให้สต๊อก CPO คงเหลือมีแนวโน้มสูงกว่า 3.00 แสนตันต่อเดือน และสูงกว่าระดับสต๊อกปกติ 2.50 ถึง 3.00 แสนตันต่อเดือน ซึ่งจะกระทบต่อเสถียรภาพราคาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มในประเทศ
3. เมื่อวันที่ 26 กรกฎาคม 2566 กรมการค้าภายใน ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการบริหารจัดการสมดุลน้ำมันปาล์ม (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เรื่อง การพิจารณาสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยได้รายงานว่าได้ติดตามสถานการณ์ปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์ม และขอความอนุเคราะห์ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กบง. เพื่อพิจารณาคงสัดส่วน การผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ต่อไปจนถึงเดือนธันวาคม 2566 ตามมติคณะอนุกรรมการฯ เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2566 ซึ่งเห็นควรให้คงสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ต่อไป จนถึงเดือนธันวาคม 2566 เพื่อบริหารจัดการสมดุลน้ำมันปาล์มให้มีสต๊อก CPO คงเหลืออยู่ในระดับปริมาณ ที่เหมาะสม และได้มีหนังสือถึงเลขาธิการสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร (สศก.) ในฐานะกรรมการและเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) และ สนพ. เพื่อทราบรายงานสถานการณ์ปาล์มน้ำมัน และน้ำมันปาล์ม และมติคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าวแล้ว
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า จากสถานการณ์ราคาไบโอดีเซลที่ปรับตัวลดลงอยู่ที่ 32.19 บาทต่อลิตร สูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ซึ่งอยู่ที่ 27.30 บาทต่อลิตร อยู่ประมาณ 1.17 เท่า ซึ่งตามแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในภาวะวิกฤติ กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ และราคา ไบโอดีเซลสูงกว่า 1.50 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 (บี5) อย่างไรก็ตาม การดำเนินการดังกล่าว อาจส่งผลให้สต๊อก CPO คงเหลือมีแนวโน้มสูงกว่า 3.00 แสนตันต่อเดือน ซึ่งสูงกว่าระดับเหมาะสมที่ 2.50 ถึง 3.00 แสนตันต่อเดือน อันจะกระทบต่อเสถียรภาพราคาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มในประเทศ และรายได้เกษตรกร ดังนั้น จึงเห็นควรให้คงสัดส่วนผสมไบโอดีเซลที่ร้อยละ 7 (บี7) ตามข้อเสนอของกรมการค้าภายในต่อไปจนถึงเดือนธันวาคม 2566 เพื่อบริหารจัดการสมดุลน้ำมันปาล์มให้มีสต๊อก CPO คงเหลืออยู่ในระดับปริมาณที่เหมาะสม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. 2566 ให้สอดคล้องกับการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล ตามข้อ 1
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) นำเสนอการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลตามข้อ 1 เพื่อทราบ ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) อาจมีการทบทวนสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว หากสถานการณ์น้ำมันปาล์มดิบภายในประเทศปรับลดลงและสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบมีแนวโน้มสูงขึ้นภายหลัง
เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม มีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2566 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ) ให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป และ (3) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) กำกับดูแลสถานีบริการ ก๊าซ LPG ไม่ให้มีการลักลอบเติมก๊าซ LPG สำหรับรถยนต์ลงในถังก๊าซหุงต้ม โดยเมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2566 และวันที่ 29 สิงหาคม 2566 กบน. ได้มีมติรักษาเสถียรภาพระดับราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพื่อให้ราคาขายปลีกไม่เกินที่ กบง. ได้กําหนดไว้ มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2566 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2566 และเมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน โดยในส่วนของก๊าซ LPG บริหารราคา LPG โดยกระทรวงพลังงาน ผ่านกลไกกองทุนน้ำมันฯ ให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ระดับ 423 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566 ทั้งนี้ สำหรับมาตรการช่วยเหลือส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มให้กับผู้มีรายได้น้อยหรือกลุ่มเป้าหมาย เห็นควรดำเนินการโดยใช้กลไกของบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ
2. สถานการณ์ราคาพลังงานตลาดโลกในช่วงครึ่งปีหลังของปี 2566 คาดว่าจะมีแนวโน้ม ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น โดยราคาน้ำมันดิบดูไบ รวมทั้งราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลในตลาดเอเชีย ปรับตัวสูงกว่า 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคา LPG ปรับตัวสูงกว่า 600 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปรับตัวสูงกว่า 20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู อันจะส่งผลต่อราคาพลังงานของประเทศ รวมทั้งราคา LPG ที่อาจปรับตัวสูงขึ้นตามราคาตลาดโลก ก่อให้เกิดผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจของประเทศในระยะต่อไป ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เพื่อพิจารณาแนวทางบรรเทาผลกระทบอันอาจเกิดขึ้นกับผู้ใช้ก๊าซ พบว่าในเดือนมิถุนายน 2566 ถึงเดือนกันยายน 2566 ราคา LPG ตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 151.23 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 36 จาก 416.05 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน สู่ระดับ 567.28 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 8 กันยายน 2566 ทั้งนี้ จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ได้ปรับตัวลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้นเล็กน้อย 0.0535 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 22.9282 บาทต่อกิโลกรัม (648.97 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 22.9817 บาทต่อกิโลกรัม (652.12 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยเพิ่มขึ้นจาก 4.3973 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 4.4508 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 423 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 3 กันยายน 2566 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 57,132 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 12,390 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 44,742 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,434 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,308 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายรับ 125 ล้านบาทต่อเดือน
4. เนื่องจากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงผันผวนอยู่ในระดับสูง ครม. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 ได้มีมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน โดยในส่วนของก๊าซ LPG บริหารราคา LPG โดยกระทรวงพลังงาน ผ่านกลไกกองทุนน้ำมันฯ ตรึงราคาขายปลีก LPG ที่ระดับ 423 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566 ดังนั้น เพื่อให้เป็นไป ตามมติ ครม. ดังกล่าว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566 ทั้งนี้ หากตรึง ราคาดังกล่าวจะทำให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบอยู่ที่ประมาณ 44,367 ล้านบาท ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2566
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566 ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 เรื่อง มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.)เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
กบง.ครั้งที่ 4/2566 (ครั้งที่ 60) วันอังคารที่ 7 มีนาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2566 (ครั้งที่ 60)
วันอังคารที่ 7 มีนาคม 2566
1. การทบทวนแผนการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
2. แนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV
4. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
5. การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
6. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
7. การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนแผนการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบ แผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้ติดตามแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 และรายงานต่อ กบง. ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2566 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบการทบทวนแผนของมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน สำหรับช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 จำนวน 2 มาตรการ ได้แก่ (1) มาตรการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับการผลิตไฟฟ้า โดยปรับเป้าหมายจากเดิมที่ 1,578 ล้านลิตร เป็นในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 มีเป้าหมายที่ 452.2 ล้านลิตร ตามที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เสนอ เนื่องจากราคา Spot LNG ปรับลดลง ทั้งนี้ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประสานผู้ค้าน้ำมันและเสนอเป้าหมาย ที่สามารถปรับลดได้ ซึ่งอาจมีผู้ค้าน้ำมันบางส่วนที่มีสัญญาผูกพันและอาจส่งผลให้ต้องจ่ายค่าชดเชย ความเสียหาย โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้ขอให้สำนักงาน กกพ. รับข้อเสนอของ ธพ. ดังกล่าวไปพิจารณา และ (2) มาตรการบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมี และภาคอุตสาหกรรม โดยปรับเป้าหมายจากเดิมที่ 120,000 ตันเทียบเท่า LNG เป็น 200,000 ตันเทียบเท่า LNG ตามที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอ โดยพิจารณาจากอุปสงค์อุปทานและผลประโยชน์ของประเทศ นอกจากนี้ คณะอนุกรรมการฯ ยังได้รับทราบผลการเร่งจัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศเพื่อลดการนำเข้า Spot LNG สำหรับการผลิตไฟฟ้าในปี 2566 ดังนี้ (1) แผนการเพิ่มระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณแปลง G1/61 จากปัจจุบันอยู่ที่ระดับ 200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็น 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ภายในเดือนกรกฎาคม 2566 และ 600 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ภายในเดือนธันวาคม 2566 และ (2) แผนการเจาะหลุม Development Drilling Plan ของแปลง G1/61 โดยปี 2566 มีเป้าหมายการเจาะหลุมรวม 273 หลุม (เฉลี่ยประมาณ 23 หลุมต่อเดือน) โดยเดือนมกราคม 2566 มีการเจาะหลุม 19 หลุม ซึ่งเป็นไปตามเป้าหมาย ทั้งนี้ เดือนกุมภาพันธ์ 2566 และเดือนมีนาคม 2566 มีแผนการเจาะหลุม 24 หลุม และ 27 หลุม ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบการทบทวนแผนการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
เรื่องที่ 2 แนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้กำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่ใช้ในปัจจุบัน โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาพลังงานโลกที่ปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ต้นปี 2564 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นต้นทุนของก๊าซ NGV ปรับตัวสูงขึ้น กระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ประชาชน และผู้ประกอบการที่ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงได้รับความเดือดร้อน ภาครัฐจึงได้พิจารณามาตรการช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงในรถยนต์ทั่วไปและรถโดยสารสาธารณะ โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม ต่อเนื่องมาเป็นระยะ ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 และขอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 และวันที่ 13 กันยายน 2565 กบง. ได้มีมติให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปเพิ่มขึ้นคราวละ 1 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 16.59 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 ถึงวันที่ 15 ธันวาคม 2565 และเป็น 17.59 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 เป็นต้นไป ตามลำดับ โดยให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัมต่อไป ตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2566
2. ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามสูตรโครงสร้างราคา ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2566 อยู่ที่ระดับ 24.27 บาทต่อกิโลกรัม โดยจากการประมาณการราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในปี 2566 พบว่ามีแนวโน้มปรับลดลง เฉลี่ยอยู่ที่ 24.50 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ช่วงปลายปี 2564 ต่อเนื่อง ปี 2565 ที่อยู่ในระดับสูง และภาครัฐได้มีมาตรการบรรเทาความเดือดร้อนของประชาชน โดยขอความอนุเคราะห์ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป และรถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2566 ประมาณ 13,806 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 12,665 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 1,141 ล้านบาท) อย่างไรก็ดี การตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV เป็นเวลานานจะก่อให้เกิดการบิดเบือนโครงสร้างราคาพลังงานของประเทศ ผู้บริโภคไม่มีความตระหนักรู้ ในราคาพลังงานที่แท้จริง นำไปสู่การใช้พลังงานอย่างไม่มีประสิทธิภาพ และทำให้เกิดการแข่งขันทางการค้า ที่ไม่เป็นธรรมทั้งต่อผู้ประกอบการในธุรกิจ NGV และผู้ประกอบการเชื้อเพลิงภาคขนส่งประเภทอื่นๆ นอกจากนี้ กระทรวงคมนาคมได้ออกประกาศ เรื่อง กำหนดอัตราค่าจ้างบรรทุกคนโดยสาร และค่าบริการอื่น สำหรับรถยนต์รับจ้างบรรทุกคนโดยสารไม่เกินเจ็ดคนที่จดทะเบียนในเขตกรุงเทพมหานคร พ.ศ. 2565 เพื่อปรับปรุงอัตราค่าโดยสารสำหรับรถแท็กซี่ให้สอดคล้องกับราคาค่าเชื้อเพลิงและค่าครองชีพที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 13 มกราคม 2566 เป็นต้นไป
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV เพื่อลดการบิดเบือนโครงสร้างราคาพลังงาน และให้ประชาชนทยอยปรับตัวต่อราคาพลังงานที่แท้จริง เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 รถยนต์ทั่วไป ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 17.59 บาทต่อกิโลกรัม และสำหรับรถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2566 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2566 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือของ ปตท. ประมาณ 3,051 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 2,749 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 302 ล้านบาท) และแนวทางที่ 2 ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 1 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถยนต์ทั่วไปและรถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. จนถึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามโครงสร้างที่ภาครัฐกำหนด โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2566 เป็นต้นไป ซึ่งคาดว่าจะสะท้อนราคาตามโครงสร้างที่ภาครัฐกำหนดในวันที่ 16 พฤศจิกายน 2566 และคิดเป็นวงเงินช่วยเหลือของ ปตท. ประมาณ 3,166 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 2,756 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 410 ล้านบาท)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้
1. รถยนต์ทั่วไป ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 17.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2566 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2566
2. รถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกันของ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2566 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2566
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (แนวทางการส่งเสริมฯ ระยะที่ 2) และมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันฯ ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรม อย่างไรก็ดี ตั้งแต่ช่วงปลายปี 2564 ถึงปัจจุบัน สภาวะเศรษฐกิจโลกได้รับผลกระทบจากการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด-19) ประกอบกับสถานการณ์ความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศได้ส่งผลให้ราคาพลังงานในตลาดโลกมีความผันผวน และปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นมาก ส่งผลต่อการขับเคลื่อนนโยบาย การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ต่อมาเมื่อวันที่ 17 มกราคม 2566 และวันที่ 30 มกราคม 2566 กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ประชุมร่วมกับผู้ได้รับใบอนุญาตจัดหา และค่าส่งก๊าซธรรมชาติ (LNG Shipper) จำนวน 8 ราย ได้แก่ (1) บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) (2) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) (3) บริษัท กัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด (มหาชน) (4) บริษัท หินกองเพาเวอร์โฮลดิ้ง จำกัด (5) บริษัท บี.กริม แอลเอ็นจี จำกัด (6) บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) (EGCO) (7) บริษัท PTT Global LNG Company Limited (PTTGL) และ (8) บริษัท ปูนซิเมนต์ไทย จำกัด (มหาชน) (SCG) เพื่อรับฟังความเห็นเกี่ยวกับปัญหาและอุปสรรคจากการดำเนินการตามแนวทาง การส่งเสริมฯ ระยะที่ 2 รวมทั้งข้อเสนอแนะต่างๆ และได้จัดทำข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (การทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2) นำเสนอ กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ซึ่ง กบง. ได้เห็นชอบ และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 กพช. ได้พิจารณาการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 และมีมติเห็นชอบในหลักการการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการ ในรายละเอียด โดยให้นำความเห็นของที่ประชุมไปประกอบการพิจารณา และมอบหมาย กบง. เป็นผู้ติดตาม การดำเนินการของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สามารถปฏิบัติได้เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวได้ ให้ กบง. จัดทำข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมฯ ระยะที่ 2 ใหม่ และนำเสนอ กพช. อีกครั้ง โดยความเห็นของ กพช. สรุปได้ดังนี้ (1) ข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 ต้องคำนึงถึง ข้อดี ข้อเสีย และประโยชน์ที่ประเทศได้รับจากการดำเนินการตามข้อเสนอดังกล่าว (2) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องกำกับดูแลการดำเนินการตามข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 ให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่จะส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (3) หากไม่สามารถดำเนินการตามการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 ได้ ให้จัดทำข้อเสนอแนวทาง การทบทวน และนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3. สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ร่วมกันพิจารณาเปรียบเทียบข้อดี ข้อเสีย และประโยชน์ที่ประเทศได้รับจากการดำเนินการตามข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯระยะที่ 2 สรุปได้ดังนี้
3.1 ผลต่อประเทศในภาพรวม มีดังนี้ (1) การทบทวนโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ เป็นการลดความเหลื่อมล้ำระหว่าง Shipper รายเดิมและรายใหม่ ทำให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติอย่าง เท่าเทียม ส่งเสริมให้มีผู้จัดหาและนำเข้า LNG มากขึ้น ลดการผูกขาดทั้งในด้านการจัดหา ค้าส่ง และรวมถึง การจำหน่ายในอนาคต ซึ่งจะส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาประสิทธิภาพการแข่งขันทั้งในเชิงราคาและคุณภาพ อีกทั้งยังสามารถต่อยอดไปเป็นตลาดสำหรับรองรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเล็กหรือผู้ใช้ก๊าซที่อยู่นอกแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมได้ ซึ่งจะเป็นประโยชน์แก่ประชาชนให้มีโอกาสเข้าถึงก๊าซธรรมชาติและมีทางเลือกในการใช้ก๊าซธรรมชาติมากขึ้น (2) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของประเทศจะมีความต่อเนื่องและยืดหยุ่นมากขึ้นเพราะโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติใหม่เหมาะสมกับทุกสภาวะตลาด ไม่ว่าสถานการณ์ราคา LNG จะถูก หรือแพงกว่าราคาก๊าซธรรมชาติในประเทศ (Pool Gas เดิม) เมื่อเทียบกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเดิม ที่สามารถใช้ได้ในสถานการณ์ที่ราคา LNG ถูกกว่า Pool Gas เดิม เท่านั้น (3) การทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2ทำให้เกิดความชัดเจนในการปฏิบัติมากขึ้น เช่น มีการกำหนดขอบเขตของ Old Supply และ New Supply เพื่อให้การจัดหาก๊าซธรรมชาติในส่วน New Supply สามารถแข่งขันได้ภายใต้บรรทัดฐานเดียวกันสำหรับ ทุก Shipper มีการกำหนดนิยาม Old Demand และ New Demand ที่เปิดโอกาสให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ มีทางเลือกในการจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก Shipper หลายราย ซึ่งเป็นการเพิ่มประสิทธิภาพในการแข่งขัน และมีการกำหนดหน่วยงานผู้รับผิดชอบดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องอย่างชัดเจน เป็นต้น (4) การนำเข้า LNG ของ Shipper ทุกรายถูกกำหนดให้ต้องอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. เช่นเดียวกับโครงสร้างกิจการ ก๊าซธรรมชาติเดิม โดยมีการปรับหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ให้มีความยืดหยุ่นและคล่องตัวมากขึ้น ทำให้ประเทศสามารถจัดหา LNG เพื่อเสริมความมั่นคงทางพลังงานได้ทันต่อสถานการณ์ตลาดที่เปลี่ยนแปลงไป ทั้งนี้ การใช้ก๊าซธรรมชาติในกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) จะถูกกำกับดูแลในด้านปริมาณ คุณภาพ และราคา ส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติในกลุ่ม Partially Regulated Market จะถูกกำกับดูแลในด้านปริมาณและคุณภาพ (5) การทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 ได้ให้ความสำคัญกับการบริหารจัดการการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในอ่าวไทยซึ่งเป็นทรัพยากรของประเทศให้มีความเหมาะสม มีการคำนึงถึงการบริหารความเสี่ยงและความมั่นคงของระบบพลังงานของประเทศ รวมทั้งการกำหนดปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จำเป็นต้องสำรองไว้ (Swing Gas) และหลักเกณฑ์การใช้ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ไม่ผ่านกระบวนการแยกก๊าซของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Bypass Gas) ในกรณีจำเป็น (6) การแข่งขันนำเข้า LNG และบริหารผ่านระบบ Pool Gas จะช่วยให้การสั่งเดินเครื่องของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าของ กฟผ. สามารถดำเนินการได้เหมาะสมและมีประสิทธิภาพ (7) การทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 จะสามารถทำให้การเปิดให้ใช้ TPA สามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม และ (8) การมีผู้นำเข้า LNG และมีการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับมากขึ้น สามารถต่อยอดให้ประเทศไทยยกระดับ เป็นศูนย์กลางการซื้อขาย LNG ของภูมิภาค (Regional LNG Hub) เป็นการช่วยเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศในอีกทางหนึ่ง
3.2 ผลต่อ Shipper มีดังนี้ (1) Shipper ทุกรายสามารถแข่งขันได้อย่างเท่าเทียมบนพื้นฐานเดียวกันภายใต้โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติใหม่ โดยไม่มี Shipper ใดมีข้อได้เปรียบเสียเปรียบจากการมีสิทธิ์ใช้ Pool Gas ในขณะที่โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเดิม มีข้อจำกัดที่ทำให้เกิดความเหลื่อมล้ำในการใช้ Pool Gas และส่งผลให้ Shipper รายอื่น ไม่สามารถแข่งขันได้ และ (2) การเปิดแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติที่ผ่านมา ไม่สามารถประเมินความสามารถในการนำเข้า LNG ส่วนเพิ่มของประเทศแบบระยะยาวได้อย่างชัดเจน ดังนั้นในการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 จึงได้กำหนดบทบาทและหน้าที่ของทุกฝ่ายที่เกี่ยวข้องให้เปิดเผย และจัดส่งข้อมูลปริมาณ Demand - Supply และ Take or Pay ของตนเอง อย่างละเอียด โปร่งใส ตรวจสอบได้ เพื่อให้หน่วยงานกำกับดูแลสามารถปฏิบัติหน้าที่ได้อย่างเป็นธรรม ไม่เกิดการได้เปรียบเสียเปรียบระหว่าง Shipper ทุกราย
3.3 ผลต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ มีดังนี้ (1) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกกลุ่มจะมีทางเลือกในการจัดหาก๊าซธรรมชาติมากขึ้น รวมทั้งได้รับการบริการที่มีคุณภาพและประสิทธิภาพสูงขึ้น ในราคาที่เป็นธรรม โดยในช่วงเริ่มต้นการดำเนินการตามการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติหลักยังคงจำกัดอยู่ในกลุ่มโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ จึงอาจทำให้ไม่มีการแข่งขันในด้านราคามาก อย่างไรก็ดี เมื่อได้ดำเนินการไประยะหนึ่งแล้ว และ Shipper เริ่มมีการนำเข้า LNG มากขึ้น จะเกิดการพัฒนาตลาดเพื่อรองรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มอื่นๆ เพิ่มขึ้น ทั้งผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายใหญ่และรายเล็กที่อยู่ในแนวท่อหรือนอกแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกลไก ของตลาดดังกล่าวจะช่วยเปิดโอกาสให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายย่อยที่ไม่มีความสามารถในการจัดหาก๊าซธรรมชาติด้วยตัวเอง มีโอกาสเลือกจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก Shipper รายใดก็ได้ นอกเหนือจาก Shipper เดิม เช่น โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก โรงงานอุตสาหกรรม หรือลูกค้าที่ตั้งอยู่นอกแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น (2) ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติของผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในกลุ่ม Regulated Market ทั้งภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติใหม่ ยังคงเท่ากับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเดิม ไม่ได้มีผล ทำให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติมีภาระเพิ่มขึ้น และ (3) การจัดตั้ง Pool Manager โดยกำหนดให้อยู่ภายใต้การกำกับของ กกพ. จะทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย (Pool Gas) สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง มีความถูกต้อง โปร่งใส และตรวจสอบได้
4. ภายใต้โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติใหม่ ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกรายทั้งในภาคอุตสาหกรรมและภาคไฟฟ้าจะสามารถซื้อก๊าซธรรมชาติได้ในราคาเดียวกันที่ราคา Pool Gas ซึ่งเท่ากับราคา EPP ของโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเดิม เป็นการเปิดโอกาสให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมสามารถเลือกซื้อก๊าซธรรมชาติได้จาก Shipper รายใดก็ได้ เนื่องจากมีต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากันที่ราคา Pool Gas สำหรับการผลิตไฟฟ้าจะสามารถสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามประสิทธิภาพที่มีต้นทุนต่อหน่วยไฟฟ้าที่ต่ำสุดได้ ซึ่งเกิดประโยชน์แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศ ทั้งนี้ มูลค่าราคาก๊าซธรรมชาติรวมในการผลิตไฟฟ้ากลุ่ม Regulated Market ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติใหม่จะยังคงเท่ากับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเดิม ดังนั้น การทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 จึงไม่ได้เป็นการเพิ่มภาระให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติแต่อย่างใด อย่างไรก็ดี เพื่อให้การดำเนินการตามข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 เกิดผลสัมฤทธิ์อย่างเป็นรูปธรรม หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องต้องไปดำเนินการในรายละเอียดการออก ปรับปรุงคำสั่ง มติ ประกาศข้อกำหนด หรือหลักเกณฑ์ต่างๆ ที่จำเป็นให้สอดคล้องกับข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็วต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบการดำเนินการตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการ ตามการทบทวนแนวทางฯ ให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
เรื่องที่ 4 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2566 ถึงวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2566 และปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มจาก 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม ไปที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2566 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 และ (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ) ให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงผันผวนตามราคาน้ำมันดิบ จากความต้องการใช้น้ำมันและก๊าซ LPG ของโลกที่มีแนวโน้มเติบโตขึ้นต่อเนื่อง โดยเฉพาะในสาธารณรัฐประชาชนจีน ในขณะที่ปริมาณการผลิตจากสหพันธรัฐรัสเซียมีแนวโน้มจะปรับลดลงในเดือนมีนาคม 2566 ประมาณร้อยละ 5 ของปริมาณการผลิตทั้งหมด เพื่อตอบโต้มาตรการคว่ำบาตรของสหภาพยุโรป และมาตรการกำหนดเพดานราคา ของกลุ่ม G7 และสหภาพยุโรป ประกอบกับการส่งมอบก๊าซ LPG ในตะวันออกกลางเกิดความล่าช้า เนื่องจากการปิดซ่อมบำรุงของสถานีส่งออกและถังเก็บน้ำมันในภูมิภาค ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เพื่อพิจารณาแนวทางบรรเทาผลกระทบอันอาจเกิดขึ้นกับผู้ใช้ก๊าซ พบว่าในเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2566 ราคา LPG ตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 58.96 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือเพิ่มขึ้น ร้อยละ 10 จาก 583.44 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน สู่ระดับ 642.40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2566 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวลดลง แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวเพิ่มขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลงเล็กน้อย 0.0033 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 26.6482 บาทต่อกิโลกรัม (808.43 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 26.6449 บาทต่อกิโลกรัม (783.92 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดการจ่ายเงินชดเชยจาก 9.0519 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 8.1140 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 423 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2566 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 104,012 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 57,917 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 46,095 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,934 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,581 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายจ่าย 648 ล้านบาทต่อเดือน
4. เนื่องจากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงผันผวน โดย ณ วันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2566ราคานำเข้าอยู่ที่ 784 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 444 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ในขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่อง ของกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จากติดลบ 648 ล้านบาทต่อเดือน เป็นติดลบ 417 ล้านบาทต่อเดือน หลังปรับขึ้นราคาขายปลีกในเดือนมีนาคม 2566 และฐานะกองทุนบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 46,095 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2566 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 417 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง ไปที่ 23.7216 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9345 บาทต่อกิโลกรัม การปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2566 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2566 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 116 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2566 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 22.7870 บาท ต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 453 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายรับ 184 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2566 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 23.7216 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 468 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายรับ 484 ล้านบาทต่อเดือน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 784 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2566 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ ติดลบ 46,095 ล้านบาท ทั้งนี้ หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 47,763 ล้านบาท หรือติดลบ 45,960 ล้านบาท ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2566 ตามลำดับ ทั้งนี้ การดำเนินการตามแนวทางที่ 1 จะช่วยลดผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชนแต่จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระเพิ่มขึ้น และเกิดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน ในขณะที่แนวทางที่ 2 จะทำให้ราคาขายปลีกสะท้อนต้นทุนการจัดหา และลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ที่เกิดจากการอุดหนุนราคา LPG รวมถึงลดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน แต่จะทำให้ค่าครองชีพของประชาชนเพิ่มสูงขึ้น และอาจเกิดปัญหาความไม่ปลอดภัย จากการที่ประชาชนบางส่วนมีการนำถังขนาด 15 กิโลกรัม สำหรับใช้ในครัวเรือนไปเติมก๊าซ LPG ที่สถานีบริการ เนื่องจากสามารถเลือกปริมาณและจำนวนเงินในการเติมเพื่อลดภาระในการซื้อก๊าซ LPG แต่ละครั้งได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่ง หน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม มีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคา ขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2566 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
3. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานกำกับดูแลสถานีบริการก๊าซ LPG ไม่ให้มีการลักลอบ เติมก๊าซ LPG สำหรับรถยนต์ลงในถังก๊าซหุงต้ม
เรื่องที่ 5 การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤต 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 สำหรับภาวะวิกฤต 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 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
2. กรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ คาดการณ์ว่าในช่วงเดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566 ผลผลิตน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) อยู่ที่ประมาณ 3.13 ถึง 3.64 แสนตันต่อเดือน โดยมีความต้องการใช้ CPO ในประเทศประมาณ 1.97 ถึง 2.00 แสนตันต่อเดือน ซึ่งคิดเป็นการใช้ในภาคบริโภคประมาณ 1 แสนตันต่อเดือน และการใช้ในภาคพลังงานประมาณ 0.97 ถึง 1.00 แสนตันต่อเดือน (กรณีคงสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลที่ บี7) ในขณะที่คาดการณ์ความต้องการส่งออก CPO ประมาณ 0.93 แสนตันต่อเดือน สำหรับราคาน้ำมันไบโอดีเซล ณ วันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2566 อยู่ที่ 34.46 บาทต่อลิตร อยู่ในระดับใกล้เคียงกับราคาเฉลี่ยในเดือนธันวาคม 2565 ซึ่งอยู่ที่ 34.56 บาทต่อลิตร
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ปัจจุบันกระทรวงการคลังปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิต น้ำมันดีเซลจาก 5.99 บาทต่อลิตร เป็น 1.34 บาทต่อลิตร ซึ่งจะสิ้นสุดมาตรการในวันที่ 20 พฤษภาคม 2566 โดย ณ วันที่ 1 มีนาคม 2566 กองทุนน้ำมันฯ มีการจัดเก็บเงินจากน้ำมันดีเซล 4.22 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ กรณีไม่ลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล และไม่จัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 1 มีนาคม 2566 จะอยู่ที่ 35.20 บาทต่อลิตร โดยหากพิจารณาราคาไบโอดีเซลปัจจุบัน พบว่าอยู่ที่ 34.46 บาทต่อลิตร สูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ซึ่งอยู่ที่ 23.54 บาทต่อลิตร ประมาณ 1.46 เท่า จึงเห็นควรคงสัดส่วนผสมไบโอดีเซลที่ร้อยละ 7 (บี7) และเมื่อพิจารณาระดับสต๊อก CPO ในปัจจุบันซึ่งอยู่ที่ประมาณ 4.0 แสนตัน พบว่าการปรับลดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลเป็น บี5 จะทำให้ระดับสต๊อก CPO เพิ่มสูงขึ้นกว่าระดับสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศ และหากพิจารณาปรับสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วกลับเป็นกรณีปรกติ คือ ร้อยละ 7 (บี7) ร้อยละ 10 (บี10) และร้อยละ 20 (บี20) จะทำให้ระดับสต๊อก CPO ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2566 อยู่ที่ 4.82 แสนตัน ซึ่งช่วยดูดซับ CPO ได้เพิ่มอีก 0.59 แสนตัน เมื่อเทียบกับ บี7 เกรดเดียว แต่จะทำให้ต้นทุนราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้น 0.26 บาทต่อลิตร และบี20 เพิ่มขึ้น 1.35 บาทต่อลิตร และส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จัดเก็บเงินได้ลดลงประมาณเดือนละ 95 ล้านบาท (บนสมมติฐานปริมาณการใช้และส่วนต่างราคาขายปลีก บี7 บี10 และบี20 ในปี 2564) ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ร้อยละ 7 (บี7) ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2566 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2566 เพื่อไม่ให้ต้นทุนเนื้อน้ำมันดีเซลปรับเพิ่มขึ้น และลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ 33.94 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2566 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2566
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. 2566 ให้สอดคล้องกับการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล ตามข้อ 1
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) นำเสนอการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลตามข้อ 1 เพื่อทราบ ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานอาจมีการทบทวนสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วตามความเห็น กนป.
เรื่องที่ 6 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 และวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ตามลำดับ และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว โดยโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจึงจะ ลงนามได้ และให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของทั้งสองโครงการในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม โดยต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
2. โครงการน้ำงึม 3 ได้จัดทำ Full Due Diligence แล้วเสร็จเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2565 และ กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2565 ส่วนโครงการเซกอง 4A และ 4B กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2565 ทั้งนี้ การเจรจาร่าง PPA ของทั้งสองโครงการดำเนินการภายใต้กรอบ Tariff MOU ซึ่งกำหนดให้ใช้ PPA โครงการไซยะบุรี และโครงการน้ำเทิน 1 เป็นต้นแบบ เนื่องจากเป็น PPA โครงการโรงไฟฟ้าเอกชนของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ประเภท Run-of-River และ Reservoir ฉบับล่าสุดที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) กพช. และคณะรัฐมนตรี รวมทั้งได้ผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว ทั้งนี้ กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการได้เจรจาร่าง PPA แล้วเสร็จ โดยลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B เมื่อวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2566 ตามลำดับ
3. รายละเอียดโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B
3.1 โครงการน้ำงึม 3 กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ (ในร่าง PPA เรียกว่า Generator) คือ Nam Ngum 3 Power Company Limited เป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) สัดส่วนร้อยละ 55 บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) สัดส่วนร้อยละ 25 และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (Électricité du Laos: EDL) สัดส่วนร้อยละ 20 ตั้งอยู่บนลำน้ำงึม แขวงไซยสมบูรณ์ สปป. ลาว มีกำลังผลิตติดตั้ง 480 เมกะวัตต์ (3 x 160 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย - ลาว จำนวน 468.78 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 2,083 ล้านหน่วยต่อปี โดยเชื่อมโยงมาฝั่งไทยที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3
3.2 โครงการเซกอง 4A และ 4B กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ คือ Xekong 4A & 4B Power Company Limited เป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ บริษัท ราช กรุ๊ป จำกัด (มหาชน) สัดส่วนร้อยละ 60 บริษัท บี.กริม เพาเวอร์ จำกัด (มหาชน) สัดส่วนร้อยละ 20 และบริษัท Lao World Engineering and Construction จำกัด สัดส่วนร้อยละ 20 โครงการตั้งอยู่บนลำน้ำเซกอง แขวงเซกอง ทางตอนใต้ของ สปป. ลาว มีกำลังผลิตติดตั้งรวม 355 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – ลาว จำนวน 347.30 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 1,472.78 ล้านหน่วยต่อปี โดยแบ่งเป็น เซกอง 4A มีกำลังผลิตติดตั้ง 175 เมกะวัตต์ (2 x 87.5 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่าย ณ จุดส่งมอบ 170.20 เมกะวัตต์ และเซกอง 4B มีกำลังผลิตติดตั้ง 180 เมกะวัตต์ (2 x 90.0 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่าย ณ จุดส่งมอบ 177.10 เมกะวัตต์ โดยเชื่อมโยงมาฝั่งไทยที่สถานีไฟฟ้าอุบลราชธานี
4. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3
4.1 อายุสัญญาโครงการ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD)
4.2 กำหนดวันจัดหาเงินกู้ (Scheduled Financial Close Date: SFCD) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 6 เดือน นับจากวันลงนาม หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวันจัดหาเงินกู้แบบ Project Finance (Scheduled Project Finance Achievement Date: SPFAD) คือ ภายใน 24 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SPFAD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวันจ่ายไฟฟ้า (Scheduled Energization Date: SED) คือ ภายใน 5 เดือน นับจากวันเริ่มงานก่อสร้าง (EGAT Construction Obligation Commencement Date: ECOCD) และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญา (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 36 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2569 ทั้งนี้ หากงานก่อสร้างล่าช้าฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) แต่หากเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุจะต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) โดยจะได้รับคืนภายหลัง ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน
4.3 เงื่อนไขการเดินระบบ (Operating Arrangements) คุณภาพไฟฟ้าต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COCs) การเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่ง ของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้นตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ. โดยพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ ได้แก่ (1) Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ 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 ชั่วโมงในแต่ละเดือน โดยไม่รวมวันอาทิตย์ และเมื่อรวมทั้งปีแล้วต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง โดยไม่รวมวันอาทิตย์ โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) ราคารับซื้อระหว่างทดสอบ (Test Energy) เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) ก่อน COD ประกอบด้วย ราคาในช่วง Peak เท่ากับ 1.5300 บาทต่อหน่วย ช่วง Off Peak เท่ากับ 1.3005 บาทต่อหน่วย หลัง COD ประกอบด้วย PE ซึ่งแบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท ในสัดส่วน 50 : 50 เท่ากับ 4.2850 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.3712 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.6454 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.0000 บาทต่อหน่วย
4.4 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 และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์ Make-up ได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในเดือนนั้นๆ จนครบแล้ว (3) กรณีที่มี Dispatch Shortfall กฟผ. สามารถสะสมไว้ในบัญชี และมีสิทธิ์ Make-up หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่รับประกันซื้อจนครบแล้วตลอดอายุสัญญา และ (4) ในเดือนสุดท้ายของ Relevant Period ที่ 3 และปีสุดท้ายของ PPA หากมี Supply Excess PE Account และ Supply Excess 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 ของจำนวนเงินที่เหลือใน Excess Revenue Account
4.5 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Security) ประกอบด้วย (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 8.61 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 21.63 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 19.33 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 14 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 6.51 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security ส่วนแรก FCD Additional Security คือ หลักประกันจำนวน 1,300 ล้านบาท หรือสัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการ เพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 4,130 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่งหนังสือค้ำประกันหรือ Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD และส่วนที่สอง PFAD Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 4,130 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่ง Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน PFAD
4.6 เหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) กรณีเกิด FM ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติ ตามพันธะใน PPA ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืน ในภายหลังด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูกกระทบ มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้และต้องจ่าย 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
4.7 การบอกเลิกสัญญา (1) หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน (2) หากเกิดขึ้นหลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกเข้าซื้อโครงการหรือไม่ก็ได้ โดยหากเลือกซื้อ กฟผ. ต้องจ่ายค่าซื้อโครงการตามราคาที่คู่สัญญาตกลงกันแต่ไม่เกินมูลค่า Shareholder Loan Amount กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ และ (3) หากเกิดขึ้นหลัง PFAD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ
4.8 การยุติข้อพิพาท หากมีข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนดให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) และหากมีข้อพิพาทเกี่ยวกับ Billing, Invoice หรือ Statement ให้ยุติข้อพิพาทโดยการไกล่เกลี่ยโดยคณะกรรมการที่เป็นผู้แทนของคู่สัญญาทั้งสองฝ่ายก่อน หากไม่สำเร็จให้ยุติปัญหา โดยอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ PPA นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
5. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการเซกอง 4A และ 4B
5.1 อายุสัญญาโครงการ 27 ปี นับจากวัน COD
5.2 กำหนดวัน SFCD คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 18 เดือน นับจากวันลงนาม หรือวันที่ 1 มกราคม 2569 หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวัน SED คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 53 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 สิงหาคม 2573 และกำหนดวัน SCOD คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 82 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2576 โดยมีเงื่อนไขการจ่ายค่าปรับกรณีงานก่อสร้างล่าช้า เช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
5.3 เงื่อนไขการเดินระบบ และพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการ น้ำงึม 3 โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) Test Energy เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) PE แบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท ในสัดส่วน 50 : 50 ก่อน COD เท่ากับ 3.3567 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.0742 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 4.4756 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.4322 บาทต่อหน่วย (3) SE ก่อน COD เท่ากับ 1.2890 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 1.7186 บาทต่อหน่วย และ (4) EE ก่อน COD เท่ากับ 1.0742 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 1.4322 บาทต่อหน่วย โดยการจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้ามีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
5.4 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย (1) หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 5.75 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 14.44 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 12.91 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 14 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 4.35 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 3,650 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่ง Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD
5.5 การบอกเลิกสัญญา (1) หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน และ (2) หากเกิดขึ้น หลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ ทั้งนี้ ในส่วนของรายละเอียดด้านเหตุสุดวิสัย การยุติข้อพิพาท และกฎหมายที่ใช้บังคับสัญญา มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
6. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2566 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยและประเทศเพื่อนบ้าน ได้พิจารณาร่าง PPA ของโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B โดยมีมติเห็นชอบร่าง PPA ของทั้งสองโครงการ โดยมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA ดังกล่าว รวมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และ กพช. เพื่อพิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว
มติของที่ประชุม
1. รับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 7 การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบ แนวทางการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 ซึ่งกระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะจัดทำนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 เสนอต่อ กพช. และมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ให้แล้วเสร็จภายในปี 2564 ทั้งนี้ ในช่วงเปลี่ยนผ่านนโยบายดังกล่าว กกพ. จะยังคงใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าไปพลางก่อน ต่อมา เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 กพช. ได้มีมติเห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 และกรอบแนวทาง การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติฯ ทั้งนี้ หาก กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าควรกำหนดให้มีมาตรการหรือการดำเนินการเฉพาะอันก่อให้เกิดประโยชน์ต่อประชาชนเพิ่มเติม ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ และต่อมา เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 กพช. ได้มอบหมายให้ กกพ. ศึกษาการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน และสรุปผลนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
2. กกพ. ได้กำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 โดยมีการดำเนินการ ดังนี้
2.1 จัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยออกประกาศ กกพ. เรื่อง กรอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า (Electricity Tariff Regulatory Framework) พ.ศ. 2564 ซึ่งประกาศ ลงราชกิจจานุเบกษาให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 25 ตุลาคม 2564 สรุปสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 และ (2) กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2565 - 2568 ที่สอดคล้องกับนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการของ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้แก่ 1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าควรสะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) ที่เหมาะสม สอดคล้องกับการเปลี่ยนแปลงสภาพเศรษฐกิจ สังคม สิ่งแวดล้อม เทคโนโลยี และลักษณะการใช้ไฟฟ้าของประเทศ โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพ เสถียรภาพ และความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศโดยรวม 2) อัตราค่าไฟฟ้า ต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed Revenue) ของการไฟฟ้า ซึ่งคิดจากต้นทุนในการบริการที่คำนึงถึง การรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และผลตอบแทนที่เหมาะสม โดยจำแนกตามประเภทผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า และ 3) กำหนดแนวทางการดำเนินงานสำหรับการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส (ไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย) โดยมีการตรวจสอบความซ้ำซ้อนการใช้สิทธิของผู้ใช้ไฟฟ้าประกอบการดำเนินงาน เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารายหนึ่งจะได้รับสิทธิ 1 สิทธิ ต่อครัวเรือนต่อบิลเดือน และต่อหนึ่งหมายเลขผู้ใช้ไฟฟ้า ให้ได้รับการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส ให้มีการลงทะเบียน ผู้มีสิทธิในบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และพิจารณาคุณสมบัติผู้ที่สมควรได้รับความช่วยเหลือ โดยให้การไฟฟ้าประชาสัมพันธ์ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับสิทธิตามมาตรการค่าไฟฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย ในปัจจุบัน ที่ประสงค์จะรับสิทธิช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยสำหรับปี 2566 เป็นต้นไป ลงทะเบียนในบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ นอกจากนี้ ให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส (ไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย) ไปพิจารณารวมกับความต้องการรายได้ (Revenue Requirement) ในการพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้าตามแนวทางที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558
2.2 ศึกษาทบทวนหลักเกณฑ์ และข้อเสนอการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2564 – 2568 โดยเมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน 2565 กกพ. ได้เห็นชอบข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 – 2568 จากการรับฟังความคิดเห็นหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สรุปได้ดังนี้ (1) การทบทวนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนหน่วยสุดท้ายที่เหมาะสม พบว่าต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ที่คำนวณค่าพลังไฟฟ้า (Demand Charge) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) ในภาพรวมจะอยู่ในระดับที่สูงกว่าโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน (2) ทบทวนอัตราค่าบริการรายเดือน ให้สะท้อนต้นทุนคงที่ของการไฟฟ้า ที่เปลี่ยนแปลงไปในปัจจุบัน ซึ่งสามารถปรับอัตราค่าบริการรายเดือนลดลงได้ในบางกลุ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้า (3) ข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 – 2568 ได้แก่ 1) ให้คงอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า และอัตราค่าพลังไฟฟ้า สำหรับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งระดับส่ง และอัตราค่าไฟฟ้าในระดับขายปลีกในระดับเดียวกับปัจจุบัน 2) ปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนให้สะท้อนต้นทุนที่เปลี่ยนแปลงไปตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 เป็นต้นไป สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มบ้านอยู่อาศัยอัตราปกติที่ใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 150 หน่วยต่อเดือน และอัตรา TOU ที่แรงดันต่ำกว่า 22 กิโลโวลต์ (kV) และ 12 kV จากเดิม 38.22 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 24.62 บาทต่อรายต่อเดือน กิจการขนาดเล็ก อัตราปกติ และ TOU ที่แรงดันต่ำกว่า 22 kV และ 12 kV จากเดิม 46.16 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 33.29 บาทต่อรายต่อเดือน และสูบน้ำเพื่อการเกษตร อัตรา TOU ทุกระดับแรงดัน จากเดิม 228.17 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 204.07 บาทต่อรายต่อเดือน และ 3) ปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าให้จำแนกองค์ประกอบค่าไฟฟ้าตามนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าฐาน ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และค่าใช้จ่ายตามนโยบายรัฐ (Policy Expense: PE) ตั้งแต่บิลค่าไฟฟ้าประจำเดือน พฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป (4) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง และอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป มีสาระสำคัญ ดังนี้ 1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าขายส่งฐาน ค่า Ft และ PE ในระดับขายส่ง โดยการจำแนกค่า PE ที่อยู่ในค่าไฟฟ้าฐานเดิมออกไปเป็นค่า PE ส่งผลให้ค่าพลังงานไฟฟ้าในค่าไฟฟ้าฐานซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มลดลงเท่ากับ 0.0354 บาทต่อหน่วยขายส่ง ทั้งนี้ ให้มีการชดเชยรายได้จากการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ไปยังการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 2 แห่ง มีฐานะการเงินเป็นไปตามหลักเกณฑ์ ที่กำหนด ผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(1) ซึ่งหักจากอัตราค่าบริการเป็นรายปี โดยให้ กฟน. นำส่งเงินเข้ากองทุน และให้ กฟภ. ขอเบิกจ่ายจากกองทุนตามประกาศที่ กกพ. กำหนด 2) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าขายปลีกฐาน ค่า Ft และ PE ในระดับขายปลีก โดยให้คงอัตรา ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าเท่าเดิม การจำแนกค่า PE ที่อยู่ในค่าไฟฟ้าฐานออกไปเป็นค่า PE ส่งผลให้ค่าพลังงานไฟฟ้าในค่าไฟฟ้าฐานซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มลดลงในทุกประเภทอัตราค่าไฟฟ้า เท่ากับ 0.1430 บาทต่อหน่วยขายปลีก รวมทั้งให้ทบทวนคำนิยามผู้ใช้ไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัยและองค์กรไม่แสวงหากำไร ของ กฟน. และ กฟภ. ให้เป็นหลักการเดียวกัน และปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนตามที่กำหนด 3) กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ายานยนต์ไฟฟ้าสาธารณะ (Public EV Charger) ประกอบด้วย อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม (ไม่รวมค่า Ft ค่า PE และค่าบริการรายเดือน) เท่ากับ 2.9162 บาทต่อหน่วย และไม่มีค่าความต้องการพลังไฟฟ้า เพื่อให้สะท้อนต้นทุนค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยที่ กฟน. และ กฟภ. ซื้อจาก กฟผ. รวมทั้งไม่เกิดภาระค่าใช้จ่ายกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายและผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น 4) กำหนดสูตรการคำนวณค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft และค่า PE กำหนดรายได้ที่พึงได้รับของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สำหรับปี 2565 – 2568 และกรอบค่าใช้จ่ายดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ รวมทั้งกำกับการดำเนินงานตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้าและรายได้ที่พึงได้รับของการไฟฟ้า และ 5) เห็นควรชะลอการจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐานสำหรับการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าครั้งนี้ เนื่องจากปัจจุบันยังไม่มีการติดตั้งมิเตอร์เพื่อคำนวณค่าใช้จ่าย ที่ชัดเจนทั้งหมด และขอให้พิจารณากำหนดนโยบายให้การไฟฟ้าติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะให้ครบถ้วน เพื่อจำแนกค่าใช้จ่ายได้ชัดเจนก่อนดำเนินการในระยะต่อไป และ (5) กกพ. ได้มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ศึกษาและเตรียมการเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้าในระยะต่อไป ดังนี้ 1) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) อยู่ระหว่างจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าเสนอ กกพ. พิจารณา คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในปี 2566 และ 2) อัตราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจำหน่าย (Wheeling Charge) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเติมเงิน (Pre-Paid) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ให้ความร่วมมือในการเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าแบบชั่วคราว (Temporary Demand Response Programs) และอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน อยู่ระหว่างการศึกษาเพื่อพัฒนานโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต
3. กกพ. ได้มีข้อเสนอแนะต่อการดำเนินการตามนโยบายและการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 ดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบภาคนโยบายต่อข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตรา ค่าไฟฟ้า จากการปรับปรุงข้อมูลและหลักเกณฑ์ต่างๆ ให้ใกล้เคียงกับสภาพเศรษฐกิจและสังคมปัจจุบัน ได้แก่ 1) เห็นควรให้คงอัตราค่าไฟฟ้าเท่าเดิม สำหรับค่าพลังงานไฟฟ้า และค่าพลังไฟฟ้า ในการกำหนดค่าไฟฟ้าขายปลีก และคงอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง เพื่อลดผลกระทบที่จะเกิดขึ้นกับผู้ใช้ไฟฟ้าในวงกว้าง 2) ชะลอการจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐาน และให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะที่ครบถ้วน เพื่อจำแนกค่าใช้จ่ายได้อย่างชัดเจน เหมาะสมในทางปฏิบัติในระยะต่อไป และ 3) กำหนดให้การดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส โดยการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยติดต่อกันไม่น้อยกว่า 3 เดือน ที่การไฟฟ้าได้ตรวจสอบสิทธิของผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ให้มีความซ้ำซ้อน และผู้ใช้ไฟฟ้าได้มีการลงทะเบียนผู้มีสิทธิในบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป และให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสเป็นส่วนหนึ่งของความต้องการรายได้ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในการพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้าตามนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 และ (2) ข้อเสนอต่อการปรับอัตราค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤติราคาพลังงาน โดย กกพ. ได้กำหนดโครงสร้างอัตรา ค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 และวันที่ 1 เมษายน 2564 และให้การไฟฟ้าเตรียมความพร้อมเพื่อประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวแล้ว แต่เนื่องจากสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงานที่ผันผวนและสูงขึ้นตั้งแต่ปลายปี 2564 ส่งผลต่อต้นทุนการให้บริการไฟฟ้าของประเทศที่เปลี่ยนแปลงอย่างชัดเจน ดังนั้น หากมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ที่จำแนกค่า PE ออกจากค่าไฟฟ้าฐานและค่า Ft ในเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป ในขณะที่สถานการณ์ราคาพลังงานยังไม่เข้าสู่สภาวะปกติ จะส่งผลต่อการปรับโครงสร้างราคาไฟฟ้าของประเทศในระยะยาว และอาจทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าเกิดความสับสนในการจำแนกใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าที่มีการเพิ่มรายการค่า PE ในสถานการณ์ปัจจุบันได้ ทั้งนี้ ตามที่คาดการณ์ว่าการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยจะเริ่มเข้าสู่สภาวะปกติในช่วงเดือนเมษายน 2567 ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 ที่มอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงานเพิ่มเติม ซึ่งมีผลกระทบ ต่อต้นทุนการให้บริการของรัฐอย่างมีนัยสำคัญ ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรเสนอให้พิจารณาเลื่อนการบังคับใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ออกไปเป็นภายในปี 2567
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า ควรพิจารณาเห็นชอบตามข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า จากการปรับปรุงข้อมูลและหลักเกณฑ์ต่างๆ ให้ใกล้เคียงกับสภาพเศรษฐกิจและสังคมปัจจุบัน และเห็นสอดคล้องกับข้อเสนอแนะของ กกพ. ในการคงอัตราค่าไฟฟ้าเท่าเดิม ชะลอการจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐานเนื่องจากยังไม่มีการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะอย่างครบถ้วน การดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส โดยให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้านั้นเป็นส่วนหนึ่งของความต้องการรายได้ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมถึงประเด็นผลกระทบในการนำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่จำแนกค่า PE ออกจากค่าไฟฟ้าฐานและค่า Ft ในเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป อย่างไรก็ดี มติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้กำหนดการพิจารณา ค่า PE เป็นองค์ประกอบเพิ่มเติมในอัตราค่าไฟฟ้า เพื่อใช้สนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ และต้องกระจายภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ซึ่งในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่นำเสนอแม้จะมีแนวทางการประเมินค่า PE อย่างชัดเจนแล้ว แต่อาจจำเป็นต้องพิจารณาแนวทางการกระจายภาระต้นทุน อันเกิดจากการผลิตไฟฟ้า รวมถึงการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม เพื่อสอดรับกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เพิ่มขึ้น ทั้งในระบบผลิตไฟฟ้า และระดับผู้ใช้ไฟฟ้า (Prosumer) โดยคำนึงถึงผู้ใช้ไฟฟ้าส่วนใหญ่ที่เป็นผู้มีรายได้น้อยที่ยังต้องใช้บริการพลังงานไฟฟ้าจากระบบไฟฟ้าที่อาจมีภาระต้นทุนเพิ่มขึ้น นอกจากนี้ ควรเร่งเตรียมการเพื่อรองรับ การเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้าตามนโยบายที่ กพช. กำหนด ซึ่งบางส่วนมีความจำเป็นต่อการประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบันและอนาคต เช่น การวางยุทธศาสตร์เชิงรุกในการให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชน การจัดเตรียมข้อมูลเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และการพัฒนาอุตสาหกรรมไฟฟ้าเพื่อบูรณาการกับฐานระบบข้อมูลของศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2564 – 2568 ซึ่งสอดคล้องกับนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 และวันที่ 1 เมษายน 2564
2. เห็นชอบข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ต่อการดำเนินการตามนโยบายและการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 พร้อมรับข้อเสนอแนะของฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานไปดำเนินการ
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ต่อมา เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับปี 2565 – 2573 ในปริมาณรวม 5,203 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2569 ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอน ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบหมายให้ กบง. พิจารณา โดยเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบปรับปรุงกรอบหลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2565 – 2573 ด้านคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของโครงการ และเห็นชอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวม ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ
2. กกพ. ได้ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 (2) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง บนพื้นดิน พ.ศ. 2565 จำนวน 4 ฉบับ ลงวันที่ 30 กันยายน 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติมฉบับที่ 2 ถึงฉบับที่ 4 ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 วันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 และวันที่ 1 มีนาคม 2566 ตามลำดับ (3) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับขยะอุตสาหกรรม พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2565 และ (4) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม (ปี 2569) พ.ศ. 2565 ลงวันที่ 20 ตุลาคม 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติมฉบับที่ 2 พ.ศ. 2566 เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2566 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 กบง. ได้รับทราบรายงานผลการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ที่สะท้อนถึงความสนใจและศักยภาพของผู้ประกอบการในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน จึงมีความเห็นให้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ให้สามารถรองรับการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่มีปริมาณมากเพิ่มเติมได้ เพื่อเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดและสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกและมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ได้ตามแผนที่กำหนด พร้อมทั้งนำเสนอแนวทางการดำเนินการต่อ กบง. เพื่อพิจารณา
3. เมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2566 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ประชุมหารือในประเด็นศักยภาพพลังงานหมุนเวียนคงเหลือสำหรับส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม เพื่อประกอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมสำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ด้วยการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ โดย พพ. พิจารณาแล้วเห็นควรปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ให้สอดคล้องกับศักยภาพ เชิงพื้นที่ของพลังงานแสงอาทิตย์ 184,178.46 เมกะวัตต์ พลังงานลม 7,835 เมกะวัตต์ ชีวมวล 1,085 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 1,140 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม 212 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม ให้พิจารณาตามกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าสูงสุดรายภาคแบ่งตามศักยภาพเชื้อเพลิงที่ กพช. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 และเห็นควรปรับเป้าหมายของพลังงานก๊าซชีวภาพจากแผนเดิมให้คงเหลือ 200 เมกะวัตต์ และพลังงานชีวมวลจากแผนเดิมให้คงเหลือ 390 เมกะวัตต์
4. สนพ. ได้รับแจ้งสรุปรายละเอียดข้อมูลการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับพลังงานหมุนเวียนกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม พร้อมทั้งปัญหา อุปสรรค และข้อเสนอแนะจากประธาน กกพ. สรุปได้ดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าสำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าจำนวน 629 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 17,011.93 เมกะวัตต์ จากเป้าหมายรับซื้อ 5,203 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าที่ผ่านเกณฑ์ด้านคุณสมบัติจำนวน 548 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 13,855.74 เมกะวัตต์ และที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติจำนวน 81 โครงการ ปริมาณ พลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 3,156.19 เมกะวัตต์ และมีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าที่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อม ทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ ตามเกณฑ์ผ่านหรือไม่ผ่าน (Pass/Fail Basis) จำนวน 317 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 7,639.08 เมกะวัตต์ และที่ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ จำนวน 231 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 6,216.66 เมกะวัตต์ โดยปัจจุบันอยู่ระหว่างการพิจารณาอุทธรณ์เกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ ตามเกณฑ์ผ่านหรือไม่ผ่าน และประเมินความพร้อมตามเกณฑ์คะแนนคุณภาพ (Scoring) (2) การรับซื้อไฟฟ้าสำหรับขยะอุตสาหกรรม มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าจำนวน 27 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 207.70 เมกะวัตต์ จากเป้าหมายรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ โดยภาคตะวันออก มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าสูงสุดในปริมาณรวม 108.70 เมกะวัตต์ รองลงมา คือ ภาคกลาง 77 เมกะวัตต์ ภาคใต้ 17 เมกะวัตต์ และภาคเหนือ 5 เมกะวัตต์ ส่วนภาคตะวันตก และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ไม่มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้า ทั้งนี้ มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าที่ผ่านเกณฑ์ด้านคุณสมบัติจำนวน 26 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 202.70 เมกะวัตต์ และมีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าที่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ ตามเกณฑ์ผ่านหรือไม่ผ่าน รวมกับผู้ที่ผ่านการพิจารณาอุทธรณ์ของ กกพ. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2566 จำนวน 24 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 186.70 เมกะวัตต์ โดยปัจจุบันอยู่ระหว่างการประเมินความพร้อมตามเกณฑ์คะแนนคุณภาพ และ (3) ข้อเสนอแนะจากการดำเนินการ มีดังนี้ 1) ผลการรับซื้อไฟฟ้าปรากฏว่ามีปริมาณเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่าเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้า แสดงให้เห็นว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนครั้งนี้เหมาะสม ไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในภาพรวม สอดคล้องกับเป้าหมายความ เป็นกลางทางคาร์บอน และเป็นประโยชน์กับประเทศในด้านพลังงานและเศรษฐกิจ 2) ผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้า ที่ไม่ผ่านการพิจารณาความพร้อมด้านคุณสมบัติและด้านเทคนิคขั้นต่ำเป็นจำนวนมากรายที่มีข้อผิดพลาด และเอกสารประกอบคำเสนอขายไฟฟ้าไม่ครบถ้วนสมบูรณ์ หรือตกหล่นเล็กน้อย ที่ไม่เป็นไปตามระเบียบกำหนด ดังนั้น หากมีนโยบายรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ควรเปิดโอกาสให้กลุ่มผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าในรอบแรกที่ไม่ผ่านเกณฑ์ด้านคุณสมบัติและเทคนิคดังกล่าวสามารถปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้าให้ครบถ้วน เนื่องจากโครงการมีความพร้อม มีความตั้งใจและลงทุนจัดเตรียมข้อมูลเพื่อพัฒนาโครงการแล้ว และ 3) การกระจุกตัวของโครงการในบางพื้นที่ทำให้จำเป็นต้องปรับปรุงหรือเสริมระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับพลังงานหมุนเวียน เช่น กรณีพลังงานลมที่มีศักยภาพพื้นที่จำกัด เป็นต้น ดังนั้น หากมีนโยบายรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม ควรกำหนดให้การพิจารณาคำเสนอขายไฟฟ้าเพิ่มเติมนี้ดำเนินการหลังการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในปริมาณ 5,203 เมกะวัตต์ แล้วเสร็จก่อน
5. การบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มเติมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ เพื่อรองรับปริมาณเสนอขายไฟฟ้าที่มีจำนวนมากได้เพิ่มเติมนั้น พิจารณาบนหลักการคำนวณ ค่าปริมาณพลังงานไฟฟ้าจากโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้สำเร็จตามแผน และนำมาจัดสรรให้กับประเภทเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนที่จะพิจารณาขยายการรับซื้อ เพื่อให้ปริมาณพลังงานไฟฟ้ายังคงเพียงพอตามแผน PDP2018 Rev.1 และแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ โดยมีการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ไม่สามารถดำเนินการได้สำเร็จตามแผนรวมทั้งสิ้น 1,140 เมกะวัตต์ ได้แก่ การรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากต่างประเทศ ปี 2571 ปริมาณ 700 เมกะวัตต์ โครงการ SPP Hybrid Firm 183 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 135 เมกะวัตต์ ชีวมวล 95 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าขยะชุมชน Quick Win 26.5 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ จากหลักการดังกล่าว สามารถจัดทำแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) โดยมีสาระสำคัญของการปรับปรุงแผน คือ ปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า และเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปีของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องกับศักยภาพและสถานการณ์ปัจจุบัน โดยมีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดรวมทั้งสิ้น 12,704 เมกะวัตต์
6. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 มีดังนี้
6.1 รับซื้อไฟฟ้าสำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ขนาดกำลังผลิตตามสัญญาไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ และสำหรับขยะอุตสาหกรรม ขนาดกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ในรูปแบบสัญญา Non-Firm อายุสัญญารับซื้อไฟฟ้า 20 - 25 ปี อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ทั้งนี้ จะยังไม่รับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงานเพิ่มเติม เนื่องจากเป็นการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ที่มีการนำเทคโนโลยีกักเก็บพลังงานมาผสมผสาน ให้โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนมีความสามารถในการพร้อมจ่ายและรองรับความต้องการ ในแต่ละช่วงเวลาได้ ซึ่งอยู่ในช่วงเริ่มต้นของการทดสอบและคาดว่าจะสามารถจัดหาได้ครบตามเป้าหมายแล้ว
6.2 เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 - 2573 รวมทั้งสิ้น 3,668.5 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน 2,632 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,000 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 6.5 เมกะวัตต์ และขยะอุตสาหกรรม 30 เมกะวัตต์ กรณีที่มีเป้าหมายคงเหลือจากการรับซื้อไฟฟ้า ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ฉบับปรับปรุงเพิ่มเติม ให้นำเป้าหมายคงเหลือมารวมในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมด้วย ยกเว้นก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ทั้งนี้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมาย การรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนน ความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวัน SCOD และศักยภาพระบบไฟฟ้า โดยไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง หลักการตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 ที่ได้รายงาน ให้ กพช. รับทราบเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565
6.3 การรับซื้อไฟฟ้าให้ยึดหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการและเงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการตามหลักการเช่นเดียวกับที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 สำหรับกลุ่ม ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 สำหรับขยะอุตสาหกรรม และที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 ทั้งนี้ กำหนดให้เพิ่มเติมเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอที่สำคัญ ดังนี้ (1) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องเป็นผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ซึ่งเป็นการรับซื้อตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ฉบับปรับปรุงเพิ่มเติม ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 (2) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมต้องใช้หนังสือแสดงผลการตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมที่ได้ใช้เป็นเอกสารประกอบการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 (3) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมสามารถเปลี่ยนแปลงปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายได้ แต่ต้องไม่สูงเกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย ตามคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ทั้งนี้ ไม่สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิง ที่ตั้งโครงการ จุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้า ระดับแรงดันที่เชื่อมต่อ และรูปแบบการเชื่อมต่อตามที่ระบุในหนังสือแสดงผลการตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมได้ และ (4) ผู้ยื่นข้อเสนอ ในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมต้องไม่เกี่ยวข้องทั้งทางตรงและทางอ้อม หรือมีสถานะเป็นผู้เรียกร้อง ผู้ร้องเรียน ผู้อุทธรณ์ ผู้ฟ้องร้อง หรือผู้ร้องสอด ให้หน่วยงานภาครัฐ คณะกรรมการ คณะอนุกรรมการ คณะทำงาน หรือเจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบ และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ กกพ. ในข้อ 2 ซึ่งหมายรวมถึง กพช. กกพ. และกระทรวงพลังงาน ต้องรับผิดในทางวินัย ทางแพ่ง ทางอาญา หรือทางปกครอง จากการที่ได้ปฏิบัติหน้าที่ดังกล่าว โดยผู้ยื่นข้อเสนอ ในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจะต้องยืนยันความไม่เกี่ยวข้องหรือยืนยันสถานะดังกล่าวตลอดเวลา
6.4 การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมตามข้อ 6.2 ให้เริ่มดำเนินการเมื่อสำนักงาน กกพ. ประกาศรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 เสร็จสิ้น โดยมีแนวทางดำเนินการ ดังนี้ (1) ให้ความสำคัญเป็นลำดับแรกกับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ที่ผ่านเกณฑ์การพิจารณาความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ แต่ไม่ได้รับการคัดเลือก ภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ทั้งนี้ กำหนดให้ กกพ. พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผลการประเมินความพร้อม ตามเกณฑ์คะแนนคุณภาพที่ได้จัดทำไว้โดยไม่ต้องปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้า และมีปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวม ไม่เกิน 600 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานลม และไม่เกิน 1,580 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน โดยให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) พลังงานลม และ 2) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้รับการพิจารณาคัดเลือกเป็นรายสุดท้ายภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และยินยอมปรับลดปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่ให้เกินกว่ากรอบเป้าหมายที่คงเหลือนั้น ให้ กกพ. สามารถปรับเพิ่มปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายให้กับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้ารายดังกล่าวได้ไม่เกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตาม คำเสนอขายไฟฟ้าเดิม ถ้าหากโครงข่ายระบบไฟฟ้ามีศักยภาพที่สามารถรองรับได้ (2) การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือหลังหักปริมาณที่ได้รับซื้อไปแล้วในข้อ 6.4 (1) ให้ดำเนินการในลำดับถัดมา โดยเปิดโอกาสให้ผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 หรือไม่ได้รับการคัดเลือกในการรับซื้อตามข้อ 6.4 (1) สามารถปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้แล้วให้ครบถ้วนได้ ภายใต้หลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่ กกพ.กำหนด รวมถึงเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอในข้อ 6.3 ทั้งนี้ ให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 2) พลังงานลม 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน และ 4) ขยะอุตสาหกรรม สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในข้อ 2 สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิงเป็นพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เพื่อเข้ารับการพิจารณาคัดเลือกในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมส่วนที่เหลือนี้ได้ และ (3) การรับซื้อไฟฟ้าจะพิจารณาตามศักยภาพของโครงข่ายระบบไฟฟ้าที่สามารถรองรับได้ โดยการประเมินความสามารถระบบไฟฟ้าให้ดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 6.4 (1) ให้แล้วเสร็จ ก่อนที่จะประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 6.4 (2) ต่อไป ทั้งนี้ หากมีข้อจำกัดในด้านศักยภาพของโครงข่ายไฟฟ้าในการรองรับ และไม่สามารถดำเนินการปรับปรุงให้สามารถเชื่อมโยงเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ ภาครัฐขอสงวนสิทธิ์ในการไม่ตอบรับข้อเสนอขายไฟฟ้า
6.5 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ให้ยึดกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าสูงสุดรายภาค ที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 โดยการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมกำหนดให้ความสำคัญ เป็นลำดับแรกกับขยะอุตสาหกรรมที่กำจัดยาก ซึ่งมีกระบวนการกำจัดที่ซับซ้อนกว่าการเผาไหม้โดยตรง และมีระบบควบคุมมลพิษทางอากาศที่สามารถป้องกันได้อย่างมีประสิทธิภาพ และขยะอุตสาหกรรมที่เป็นแหล่งทรัพยากรธรรมชาติทดแทน (Reuse/Recycle) ตามนโยบายกำจัดของเสียของกระทรวงอุตสาหกรรมที่มุ่งเน้นอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมและพลังงาน รวมถึงการป้องกันรักษาสิ่งแวดล้อมให้มีคุณภาพดีอย่างยั่งยืน
6.6 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจากแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานสะอาดฯ ให้ยึดใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ตามที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบไว้ ดังนี้ (1) กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง สำหรับกำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาด ใช้อัตราตามที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) อัตรา FiT เท่ากับ 2.0724 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 20 ปี 2) พลังงานลม เท่ากับ 3.1014 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี และ 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เท่ากับ 2.1679 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี ทั้งนี้ สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ ให้ได้รับอัตรา FiT Premium 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ และ (2) ขยะอุตสาหกรรม กำลังการผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ ใช้อัตราตามที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้แก่ อัตรา FiTF เท่ากับ 3.39 บาทต่อหน่วย FiTV,2560 เท่ากับ 2.69 บาทต่อหน่วย และ FiT เท่ากับ 6.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiTv จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) ทั้งนี้ ให้ได้รับอัตรา FiT Premium 8 ปีแรก 0.70 บาทต่อหน่วย และ FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) ตลอดอายุโครงการ 0.50 บาทต่อหน่วย
7. ประโยชน์ที่ประเทศจะได้รับจากการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม (1) ช่วยเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในระบบไฟฟ้าของประเทศ และช่วยลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ให้บรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน ภายในปี ค.ศ. 2050 และการปลดปล่อยคาร์บอนสุทธิเป็นศูนย์ (Net-Zero Carbon Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 ซึ่งได้กำหนดเป้าหมายให้มีการพัฒนาพลังงานหมุนเวียน ในระดับไม่ต่ำกว่าร้อยละ 50 ภายในปี ค.ศ. 2050 นอกจากนี้ยังช่วยให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมาย การลดก๊าซเรือนกระจกร้อยละ 20 – 25 ภายในปี ค.ศ. 2030 ตามที่ได้นำเสนอการมีส่วนร่วมในการลดก๊าซ เรือนกระจกและการดำเนินงานด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศภายหลังปี ค.ศ. 2020 (Nationally Determined Contribution: NDC) ซึ่งต่อมามีการพิจารณาปรับเพิ่มเป็นร้อยละ 30 – 40 ได้ (2) การที่มีผู้ประกอบการจำนวนมากให้ความสนใจยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยมีปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวมกันเกินกว่าเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้า สะท้อนให้เห็นว่าประเทศไทยยังคงมีศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนอีกมาก ซึ่งการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าให้สามารถรองรับการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่มีปริมาณมากเพิ่มเติมได้นั้น จะช่วยให้ประเทศไม่เสียโอกาสในการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนที่มีอัตรารับซื้อในระดับที่เหมาะสมสามารถแข่งขันได้ ไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในภาพรวม และช่วยเสริมสร้างเสถียรภาพทางด้านราคาค่าไฟฟ้าของประเทศได้ในระยะยาว อีกทั้งจะช่วยสนับสนุนแนวนโยบายการบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 และ (3) การเพิ่มการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นการเสริมสร้างศักยภาพของประเทศในการรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดของผู้ประกอบการ ภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม โดยเฉพาะธุรกิจส่งออกที่มีความจำเป็นต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขของมาตรการ ปรับราคาคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดน (Carbon Border Adjustment Mechanism: CBAM) เพื่อหลีกเลี่ยงไม่ให้เกิดการกีดกันทางการค้าระหว่างประเทศ และเสริมสร้างความสามารถในการแข่งขันทางด้านเศรษฐกิจและการลงทุนด้วยการดึงดูดการลงทุนจากต่างประเทศ
8. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดให้สำเร็จได้ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ฉบับปรับปรุงเพิ่มเติม และฉบับปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2 เพื่อสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกได้ร้อยละ 30 - 40 ตามแผน NDC และเข้าสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอนตามเป้าหมายที่กำหนดนั้น การไฟฟ้าทั้งสามแห่งจะต้องเร่งดำเนินการก่อสร้างและปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้เพียงพอ และครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบต่างๆ เพื่อให้การผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ สามารถเชื่อมต่อเข้ากับระบบไฟฟ้าได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2)
2. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 - 2573 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา
3. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการก่อสร้างและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) โดยใช้งบประมาณของโครงการที่คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติแล้วและมีวัตถุประสงค์ เพื่อรองรับพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งดำเนินการเพิ่มศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ (หากจำเป็น) ทั้งนี้ มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินโครงการก่อสร้างหรือปรับปรุงระบบจำหน่ายไฟฟ้าหรือส่วนที่เกี่ยวข้องซึ่งได้รับอนุมัติไว้แล้วที่ช่วยสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมถึงจัดทำแผนพัฒนาระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อขออนุมัติต่อไป
4. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 59) วันอังคารที่ 14 กุมภาพันธ์ 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 59)
วันพุธที่ 14 กุมภาพันธ์ 2566
1. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. มาตรการบริหารจัดการด้านน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ (โครงการฯ) เพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จัดทำคำขอรับงบประมาณเพื่อใช้สำหรับการดำเนินมาตรการดังกล่าว โดยยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ต่อเนื่องในช่วงเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนมีนาคม 2566 คราวละ 3 เดือน รวมจำนวน 4 ครั้ง โดยครั้งล่าสุดเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2565 กบง. เห็นชอบการขยายระยะเวลาโครงการฯ ในเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมีนาคม 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่จะเริ่มให้สิทธิ และมอบหมายให้ ธพ. จัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการ เงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น 357,500,000 บาท รวมทั้งมอบหมายให้ ธพ. ประสานบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคา LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ซึ่ง ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 ซึ่งเมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2565 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการและอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น และให้กระทรวงพลังงาน (พน.) ดำเนินการตามความเห็นของสำนักงบประมาณ โดยใช้งบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็นคงเหลือที่ได้รับการจัดสรรตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2565 เป็นลำดับแรก โดยมีงบประมาณที่ได้รับอนุมัติเพิ่ม 234,301,200 บาท รวมเป็นงบประมาณทั้งสิ้น 309,113,702 บาท โดยกรมบัญชีกลางเป็นผู้อนุมัติและดำเนินการแทน ธพ. ผ่านวิธีการ เบิกจ่ายเงินงบประมาณแทนกัน
2. ช่วงเดือนตุลาคม 2565 (วันที่ 25 ตุลาคม 2565) ถึงเดือนธันวาคม 2565 มีการใช้สิทธิส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน จำนวน 4,182,197 ราย ใช้งบประมาณ 227,687,497.89 บาท โดยเงินเหลือจ่าย 74,812,502.11 บาท นำไปใช้สำหรับดำเนินโครงการในเดือนมกราคม 2566 ทั้งนี้ ระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2566 มีจำนวนผู้ใช้สิทธิ 4,318,458 ราย ใช้งบประมาณ 235,013,836.10 บาท จึงมีเงินเหลือสำหรับดำเนินโครงการอีก 74,099,866.01 บาท จนถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 โดยกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมีนาคม 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่จะเริ่มให้สิทธิ และเนื่องจากการใช้สิทธิในเดือนมกราคม 2566 สูงเป็นประวัติการณ์ โดยคาดว่างบประมาณที่เหลืออยู่จะไม่เพียงพอต่อการช่วยเหลือตลอดระยะเวลาโครงการ พน. จึงเตรียมจัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็นอีก 17,322,800 บาท สำหรับผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ 314,960 ราย รวมคาดการณ์การใช้งบประมาณ 326,436,502.11 บาท สำหรับผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ 5,935,209 ราย
3. โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อยผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2566 หรือเมื่อเริ่มมีการให้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 แล้วแต่เงื่อนไขใดถึงก่อน จากนั้น พน. จะต้องจัดทำโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม สำหรับผู้รับสิทธิกลุ่มใหม่เสนอขออนุมัติจาก ครม. เพื่อให้การช่วยเหลือเป็นไปอย่างต่อเนื่อง อย่างไรก็ดี ปัจจุบันการตรวจสอบคุณสมบัติผู้เข้าร่วมโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ยังไม่แล้วเสร็จ กระทรวงการคลังจึงเลื่อนการประกาศผลการลงทะเบียนโครงการออกไปก่อนโดยไม่มีกำหนด จึงยังไม่มีความชัดเจนว่าโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ สำหรับกลุ่มปัจจุบันจะสิ้นสุดลงเมื่อใด ทั้งนี้ หากไม่เร่งดำเนินการขยายระยะเวลาโครงการฯ ซึ่งจะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2566 อาจทำให้การให้ความช่วยเหลือไม่เป็นไปอย่างต่อเนื่อง พน. จึงจำเป็นต้องขอขยายระยะเวลาโครงการฯ ออกไปก่อนอีก 3 เดือน ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการฯ ดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่ จะเริ่มให้สิทธิ โดยการขอขยายระยะเวลาโครงการฯ มีรายละเอียด ดังนี้ (1) เหตุผลและความจำเป็น เนื่องจากระยะเวลาโครงการฯ จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2566 ขณะที่ราคาก๊าซ LPG ยังอยู่ในระดับสูง จึงต้องขอขยายระยะเวลาโครงการฯ ออกไปอีก 3 เดือน (เดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566) (2) ขอบเขตการดำเนินงาน ยกระดับความช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มเพิ่มขึ้นจาก 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยขยายระยะเวลาโครงการออกไปอีก 3 เดือน (3) ระยะเวลาดำเนินการเดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566 ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการฯ ดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่จะเริ่มให้สิทธิ (4) วงเงินงบประมาณ คาดว่าจะใช้งบประมาณ 393,192,745 บาท โดยคำนวณจากการใช้สิทธิในเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ซึ่งมีอัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 20.45 และการใช้สิทธิในเดือนมกราคม 2566 เพียงเดือนเดียวสูงเป็นประวัติการณ์ จึงคาดว่าจะมีผู้ใช้สิทธิระหว่างเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 ประมาณ 5,935,209 ราย และคาดว่าในช่วงเดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566 จะมีอัตราการเติบโตเฉลี่ยของผู้ใช้สิทธิร้อยละ 1.2045 คิดเป็นจำนวนผู้ใช้สิทธิประมาณ 7,148,959 ราย ใช้งบประมาณ 393,192,745 บาท (5) การขอรับจัดสรรงบประมาณ โดย พน. นำเรื่องเสนอ ครม. พิจารณาเห็นชอบในหลักการเกี่ยวกับการขยายระยะเวลาโครงการฯ โดยใช้แหล่งเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่าย เพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ทั้งนี้ เนื่องจากวงเงินที่จะขอรับจัดสรรเกินกว่า 100 ล้านบาท เมื่อสำนักงบประมาณ (สงป.) ได้รับเรื่องจาก พน. แล้ว จะเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และหากเห็นชอบ สงป. จะแจ้งให้ พน. เสนอขออนุมัติต่อ ครม. ตามระเบียบว่าด้วยการบริหารงบประมาณรายจ่ายกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น พ.ศ. 2562 ข้อ 9(3) โดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินโครงการได้ภายในวันที่ 1 เมษายน 2566 ทั้งนี้ หากเริ่มมีการให้สิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกับผู้รับสิทธิกลุ่มใหม่ ซึ่งจะทำให้โครงการเดิมสิ้นสุดลง ในการนี้ พน. จะจัดทำโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม สำหรับผู้รับสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่ โดยเสนอขออนุมัติต่อ ครม. เพื่อสมทบเงินส่วนเพิ่ม โดยมีกรอบเป้าหมายวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม เท่ากับ 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ทั้งนี้ ธพ. จะหารือกับกระทรวงการคลัง เพื่อประมาณการจำนวนผู้ใช้สิทธิจากผู้รับสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่และเงินส่วนเพิ่ม รวมถึงแนวทาง การดำเนินโครงการโดยใช้แหล่งเงินงบประมาณจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็นต่อไป
4. การช่วยเหลือส่วนลดราคา LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ซึ่ง ปตท. ดำเนินการอยู่ จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2566 ขณะที่ราคา LPG ยังอยู่ในระดับสูง ประกอบกับกระทรวงการคลังเลื่อนการประกาศผลการตรวจสอบคุณสมบัติผู้ร่วมโครงการลงทะเบียนสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ออกไปไม่มีกำหนด จึงต้องประสานขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาช่วยเหลือออกไปจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566 ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่ จะเริ่มให้สิทธิ อย่างไรก็ดี การช่วยเหลือส่วนลดราคา LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ไม่ควรดำเนินการต่อในระยะยาวเมื่อมีการเริ่มให้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 แล้ว เนื่องจากมีความซ้ำซ้อนกับการให้ความช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ประกอบกับอาจไม่สามารถระบุตัวตนของร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ใช้ก๊าซหุงต้มที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่ ที่ชัดเจนได้ เพราะการประกอบอาชีพดังกล่าวไม่ได้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของหน่วยงานรัฐ อีกทั้งการเปิดรับลงทะเบียนใหม่ต้องใช้ระยะเวลาอย่างน้อย 6 เดือน ขณะที่ผู้ที่ได้ลงทะเบียนไปแล้วอาจเปลี่ยนอาชีพในภายหลัง จึงยากแก่การตรวจสอบและมีความเสี่ยงที่จะมีการใช้เงินผิดวัตถุประสงค์ของโครงการ
5. ประธานฯ ได้ขอให้ ธพ. เร่งประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการพิจารณานำเสนอต่อ ครม. เพื่อขอความเห็นชอบในหลักการการขยายระยะเวลาโครงการฯ ในปัจจุบัน รวมทั้งขอความเห็นชอบในหลักการโครงการใหม่ไปในคราวเดียวกัน เพื่อประกอบการพิจารณาของ กกต. ได้อย่างสมบูรณ์ขึ้น โดยผู้แทน ธพ. ได้รับไปดำเนินการและแจ้งว่า เนื่องจากต้องเร่งนำเรื่องเสนอต่อ ครม. เพื่อพิจารณาให้ทันตามกรอบระยะเวลาดำเนินโครงการที่กำหนด จึงขอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับรองมติการประชุมในที่ประชุม เพื่อให้ ธพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบแนวทางมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการ ดังนี้
2.1 นำเรื่องเสนอต่อคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการเกี่ยวกับการขยายระยะเวลาโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ออกไปอีก 3 เดือน (เดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566) ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิ แก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่จะเริ่มให้สิทธิ โดยใช้แหล่งเงินงบประมาณจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้สำหรับดำเนินโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน สำหรับผู้ใช้สิทธิจำนวน 7,148,959 ราย รวมเงินงบประมาณ 393,192,745 บาท และจัดทำคำขอรับงบประมาณเสนอสำนักงบประมาณตามขั้นตอนต่อไป
2.2 เมื่อมีการเริ่มให้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ให้นำเรื่องเสนอต่อ ครม. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม สำหรับผู้รับสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่ ระหว่างเดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566 เพื่อให้วงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มรวมเป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยใช้แหล่งเงินงบประมาณจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ทั้งนี้ ให้ ธพ. หารือกับกระทรวงการคลังเพื่อประมาณการจำนวนผู้ใช้สิทธิจากผู้รับสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่และเงินส่วนเพิ่ม รวมทั้งแนวทางการดำเนินโครงการตามที่กระทรวงการคลังเห็นสมควร และให้จัดทำคำขอรับงบประมาณเสนอสำนักงบประมาณตามขั้นตอนต่อไป
ทั้งนี้ มอบหมายให้ ธพ. ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการพิจารณานำเสนอต่อ ครม. เพื่อขอความเห็นชอบในหลักการตามข้อ 2.1 และข้อ 2.2 ไปในคราวเดียวกัน
3. มอบหมายให้ ธพ. ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ซึ่ง ปตท. ดำเนินการอยู่ ออกไปจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566 ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่ จะเริ่มให้สิทธิ
เรื่องที่ 2 มาตรการบริหารจัดการด้านน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบ ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมีค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมรายผลิตภัณฑ์ ดังนี้ น้ำมันเบนซิน อยู่ที่ 2.45 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 อยู่ที่ 2.15 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 อยู่ที่ 3.65 บาทต่อลิตร น้ำมันดีเซล B7 อยู่ที่ 1.65 บาทต่อลิตร น้ำมันดีเซล B10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซล B20 อยู่ที่ 1.70 บาทต่อลิตร ต่อมา เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 กบง. ได้เห็นชอบให้ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร และได้เห็นชอบขยายระยะเวลาการขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงออกไปอีก 6 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 20 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 รวมเป็นเวลา 18 เดือน เพื่อช่วยบรรเทาความเดือนร้อนแก่ประชาชนและภาคธุรกิจจากสถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและราคาไบโอดีเซลที่ปรับตัวสูงขึ้น
2. ช่วงปลายปี 2564 ถึงปี 2565 สถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นตามการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจและการขยายตัวของอุปสงค์น้ำมันจากการผ่อนคลายสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ในหลายประเทศทั่วโลก โดยในช่วงต้นปี 2565 ราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นจากสถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน ส่งผลให้ราคาพลังงาน ในตลาดโลกอยู่ในระดับสูงและมีความผันผวนอย่างรุนแรง โดยในช่วงไตรมาส 2 ของปี 2565 ราคาน้ำมันดีเซลขึ้นไปแตะระดับสูงสุดในรอบ 14 ปี นับตั้งแต่ปี 2551 โดยอยู่ที่ประมาณ 180 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ก่อนจะเริ่มปรับตัวลดลงสู่ระดับ 110 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ในช่วงเดือนธันวาคม 2565 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2566 เนื่องจากตลาดกังวลต่อการหดตัวของเศรษฐกิจโลกซึ่งจะกดดันปริมาณความต้องการใช้น้ำมันโลก
3. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้เห็นชอบปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลลง เพื่อช่วยบรรเทาความเดือดร้อนแก่ประชาชนและภาคธุรกิจภายใต้สถานการณ์ราคาพลังงานที่ยังคงผันผวนทั่วโลก จำนวน 6 ครั้ง โดยครั้งที่ 1 ช่วงวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 20 พฤษภาคม 2565 ลดภาษีลิตรละ 3 บาท เป็นเวลา 3 เดือน รัฐสูญรายได้ 18,000 ล้านบาท ครั้งที่ 2 ถึงครั้งที่ 5 ช่วงวันที่ 21 พฤษภาคม 2565 ถึงวันที่ 20 มกราคม 2566 ลดภาษีลิตรละ 5 บาท รวมเป็นเวลา 8 เดือน รัฐสูญรายได้ 80,000 ล้านบาท ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2566 ครม. เห็นชอบขยายเวลามาตรการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลออกไปอีก เพื่อช่วยแบ่งเบาภาระค่าครองชีพของประชาชน และภาระของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หลังมาตรการเดิมสิ้นสุดลงในวันที่ 20 มกราคม 2566 ซึ่งเป็นการต่ออายุมาตรการเป็นครั้งที่ 6 โดยขยายระยะเวลาออกไปอีก 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 20 พฤษภาคม 2566 โดยอัตราภาษีสรรพสามิตกลุ่มน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 1.34 บาทต่อลิตร นอกจากนี้ ครม. ได้มีมาตรการบริหารราคาน้ำมันดีเซลโดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ และภาษีสรรพสามิต ในช่วงไตรมาส 1 ของปี 2565 โดยตรึงราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ มีอัตราชดเชยเฉลี่ยรายเดือนอยู่ที่ประมาณ 2 ถึง 7 บาทต่อลิตร ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีฐานะติดลบประมาณ 8,224 ล้านบาท และในช่วงไตรมาส 2 ถึงไตรมาส 3 ของปี 2565 ครม. มีมติเห็นชอบในหลักการสำหรับมาตรการบริหารราคาน้ำมันดีเซลโดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ และภาษีสรรพสามิต ไม่ให้เกิน 35 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ มีอัตราชดเชยเฉลี่ยสูงสุดในเดือนมิถุนายน 2565 อยู่ที่ 10 บาทต่อลิตร และทยอยลดการชดเชยลงอย่างต่อเนื่องตามราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง จนในเดือนกุมภาพันธ์ 2566 สามารถจัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้เฉลี่ยที่ 6 บาทต่อลิตร ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีรายรับประมาณ 516 ล้านบาทต่อวัน หรือ 14,455 ล้านบาทต่อเดือน ทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีฐานะติดลบน้อยลง จากสูงสุดติดลบ 88,788 ล้านบาท มาอยู่ที่ติดลบ 65,896 ล้านบาท ในเดือนกุมภาพันธ์ 2566 ประกอบกับในช่วงปลายปี 2565 กองทุนน้ำมันฯ ดำเนินการกู้เงินจากสถาบันการเงินได้ประมาณ 30,000 ล้านบาท และในปี 2566 มีแผนจะดำเนินการกู้เงินอีกประมาณ 120,000 ล้านบาท เพื่อเสริมสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ
4. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ติดตามค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงหลังการ ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 4 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2566 พบว่า ค่าการตลาดน้ำมันกลุ่มดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 1.30 บาทต่อลิตร ในขณะที่ค่าการตลาดน้ำมันกลุ่มเบนซินเฉลี่ยรายไตรมาสปรับตัวสูงขึ้นต่อเนื่อง โดยไตรมาส 4 ปี 2564 เฉลี่ยอยู่ที่ 2.66 บาทต่อลิตร ในช่วงไตรมาส 1 ถึงไตรมาส 4 ปี 2565 เฉลี่ยอยู่ที่ 2.81, 2.47, 3.17 และ 3.22 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และในเดือนมกราคม 2566 เฉลี่ยอยู่ที่ 3.25 บาทต่อลิตร โดยผู้ค้าน้ำมันให้เหตุผลว่าต้นทุนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ซื้อจากโรงกลั่นอยู่ในระดับสูงกว่าราคาอ้างอิงของ สนพ. ส่งผลให้ไม่สามารถปรับลดค่าการตลาดน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลลงตามที่ภาครัฐขอความร่วมมือได้ ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกที่มีแนวโน้มปรับตัวลดลงในช่วงที่ผ่านมา และ ครม. ได้ขยายเวลามาตรการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่ 1.34 บาทต่อลิตร ออกไปอีกจนถึงวันที่ 20 พฤษภาคม 2566 ประกอบกับกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีรายรับประมาณ 516 ล้านบาทต่อวัน หรือ 14,455 ล้านบาทต่อเดือน ทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีฐานะติดลบน้อยลง ฝ่ายเลขานุการ จึงขอเสนอปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยอยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมีค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอล เท่ากันอยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ การปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงส่งผลให้กองทุนน้ำมันมีรายรับในส่วนของน้ำมันดีเซลลดลงประมาณ 37.23 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 1,117 ล้านบาทต่อเดือน หรือแนวทางที่ 2 ปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ที่เหมาะสมเฉลี่ยอยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมีค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 1.90 บาทต่อลิตร และกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลอยู่ที่ 2.20 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ การปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ส่งผลให้กองทุนน้ำมันมีรายรับในส่วนของน้ำมันดีเซลลดลงประมาณ 31.30 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 939 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยอยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2566 เป็นต้นไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นไปตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563
กบง.ครั้งที่ 2/2566 (ครั้งที่ 58) วันพุธที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2566 (ครั้งที่ 58)
วันพุธที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566
1. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
3. การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
4. แผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575
5. ผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
6. การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
7. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤติพลังงาน
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ 1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ 2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวลและสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป ต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 ได้เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กพช. ทราบ นอกจากนี้ ได้มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด รวมทั้งมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่าโดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว ซึ่ง กบง. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 ได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือน เมษายน 2566 โดยให้คณะอนุกรรมการฯ สามารถปรับรายละเอียดมาตรการ และประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้ติดตามแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือน เมษายน 2566 และรายงาน กบง. ทราบด้วย และ กบง. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 ได้รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
2. จากการดำเนินมาตรการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เพื่อลดการนำเข้า Spot LNG สำหรับการผลิตไฟฟ้าของปี 2565 สามารถสรุปผลการดำเนินการ ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ได้ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. กฟผ. และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป้าหมาย 1.64 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 1.263 ล้านตัน LNG (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติ ในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เป้าหมาย 0.33 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.47 ล้านตัน LNG (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า แม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 0.28 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.285 ล้านตัน LNG (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. เป้าหมาย 0.054 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.0067 ล้านตัน LNG (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (5.1) การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี (Glow) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค (EPEC) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG) และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) โดยผลการดำเนินงานรวมอยู่ในมาตรการข้อ (1) และ (5.2) การปรับแผน การนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship สำหรับโรงไฟฟ้าบางปะกง โดย กฟผ. รายงานว่าได้แจ้ง แผนรับน้ำมันเตาของเดือนกุมภาพันธ์ถึงเดือนเมษายน 2566 เดือนละ 30 ล้านลิตร ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ทราบ โดย ปตท. นำเข้าและส่งมอบแบบ Ship to Ship ปัจจุบัน อยู่ระหว่างรอ ปตท. ยืนยันแผนส่งมอบ ซึ่งล่าสุด สำนักงาน กกพ. รายงานว่า เนื่องจากต้นทุนนำเข้าน้ำมันดังกล่าวมีราคาสูงเมื่อเทียบกับ LNG ซึ่งคณะอนุกรรมการ บริหารสถานการณ์ในช่วงวิกฤติราคาพลังงาน (Execution Operation Team: EOT) เมื่อวันที่ 13 มกราคม 2566 ได้มีมติให้ส่งน้ำมันแบบ Direct Ship เพื่อนำเข้าน้ำมันมาเติม Stock ตาม PPA ไม่ใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนการนำเข้า Spot LNG ในช่วงนี้ (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (6.1) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 เป้าหมาย 43.0 GWh ผลการดำเนินงาน 183 GWh (6.2) โครงการเทินหินบุน เป้าหมาย 9.6 GWh ผลการดำเนินงาน 1.694 GWh (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 88.6 GWh ผลการดำเนินงาน 19.865 GWh (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. และ ปตท. เป้าหมาย 100,000 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 147,024 ตันเทียบเท่า LNG (9) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2565 พพ. ได้มีการจัดกิจกรรมการประกาศเจตนารมณ์เครือข่ายอนุรักษ์พลังงาน Energy Beyond Standards ของหน่วยงานภาครัฐและเอกชน 70 หน่วยงาน (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 8,800 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 10,374 ตันเทียบเท่า LNG (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. โดยปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศขั้นตอนการรับแจ้ง การประกอบกิจการพลังงานที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
3. การดำเนินมาตรการดังกล่าว ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 สามารถสรุปประเด็นด้านปัญหา ผลกระทบ และมีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาตามมติ กกพ. พบว่า ผลการใช้น้ำมันดีเซล/น้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าไม่เป็นไปตามแผน เนื่องจากการบริหาร LNG Inventory ไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และการประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าคลาดเคลื่อน ส่งผลให้มีการลดการใช้น้ำมันซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่ถูกกกว่า หรือกรณีที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงแต่โรงไฟฟ้าไม่ได้เติม Stock น้ำมันไว้ มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยโรงไฟฟ้าควรแจ้งยืนยันแผนการใช้น้ำมันล่วงหน้า โดยอาจให้ กฟผ. แจ้งข้อมูลแผนการใช้น้ำมันฯ ต่อคณะ EOT โดยเร็ว และขอความอนุเคราะห์คณะ EOT พิจารณาแผนการใช้น้ำมันดีเซล/น้ำมันเตา ทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในโรงไฟฟ้าล่วงหน้าอย่างน้อย 30 - 45 วัน และกรณีที่ผู้ค้าไม่อาจส่งน้ำมันฯ ให้โรงไฟฟ้าตามแผน กฟผ. ควรรีบแจ้งมายัง ธพ. เพื่อประสานและกำกับให้เกิดการปฏิบัติตามแผนโดยเร็ว (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด พบว่า การผลิตก๊าซส่วนเพิ่มในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงเดือนกันยายน 2565 จากแปลง G1/61 ต่ำกว่าแผน เนื่องจากเป็นช่วงเปลี่ยนผ่านของผู้รับสัมปทาน มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดย ชธ. ควรเร่งรัดการลงทุนของผู้รับสัญญาในแปลง G1/61 เพื่อเพิ่มกำลังผลิตให้เป็นไปตามเป้าหมายโดยเร็ว (3) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น พบว่า ราคารับซื้อไม่จูงใจและเงื่อนไขการรับซื้อมีผลกระทบกับการซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาหลัก ส่งผลให้โรงไฟฟ้ายังต้องเดินเครื่องโดยใช้ก๊าซธรรมชาติ/น้ำมันเชื้อเพลิง และต้นทุน การผลิตไฟฟ้าโดยรวมไม่ลดลงตามแผน มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยควรพิจารณาเรื่องราคารับซื้อหรือเงื่อนไขการรับซื้อที่จูงใจมากขึ้น โดย สำนักงาน กกพ. อาจนำข้อเสนอนี้ไปพิจารณาและดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ตามที่เห็นสมควร (4) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป.ลาว พบว่ากระบวนการพิจารณาในส่วนของหน่วยงานภาครัฐ ทำให้ กฟผ. เริ่มกระบวนการรับซื้อมีความล่าช้า มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยหากภาครัฐเห็นควรให้มีการเจรจารับซื้อในระยะยาวหรือตลอดอายุสัญญาของการซื้อขายไฟฟ้าโครงการเทินหินบุน อาจจะต้องพิจารณาปรับปรุงโควตา MOU ระหว่างประเทศไทย และ สปป.ลาว ในการเพิ่มปริมาณรับซื้อต่อไป (5) มาตรการประหยัดพลังงาน พบว่าได้งบประมาณในการดำเนินโครงการ ไม่ต่อเนื่อง ทำให้ไม่สามารถก่อให้เกิดผลประหยัดอย่างเป็นรูปธรรมชัดเจน และรวดเร็วได้มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดย พพ. อาจประสานสมาคมธนาคาร เกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการร่วมมือทางด้านการเงินเพื่อสนับสนุนการลงทุนทางด้านอนุรักษ์พลังงาน (6) การออกตลาดสำหรับการจัดหา LNG พบว่า สภาวะตลาดซื้อ/ขาย LNG มีความผันผวนสูง ทำให้ไม่สามารถคาดการณ์ราคาในการออกตลาดเพื่อจัดหา LNG ได้อย่างมีประสิทธิภาพ มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยเห็นควรให้ สำนักงาน กกพ. ดำเนินการพิจารณาเกี่ยวกับการจัดหาและนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามกฎหมาย ระเบียบและมติของคณะกรรมการต่าง ๆ ในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ สำหรับการดำเนินงานในอนาคต เห็นควรมีการพิจารณาสัญญาที่จะมีการจัดทำในอนาคตในส่วนของเงื่อนไขที่จะถูกกำหนดในสัญญาในการจัดหาและการจำหน่ายพลังงาน และสัญญาอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้กรณีที่เกิดสถานการณ์ฉุกเฉิน ภาครัฐหรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจะได้สามารถนำมาบังคับให้ภาคส่วนต่างๆ ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ทั้งในด้านการปรับเปลี่ยนการใช้เชื้อเพลิง เพื่อผลิตไฟฟ้า การลดการใช้พลังงาน การเพิ่มการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนการดำเนินการอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ได้อย่างทันท่วงที นอกจากนี้ ควรเตรียมการเรื่องความเพียงพอของโครงสร้างพื้นฐานเพื่อความมั่นคง ด้านพลังงาน เช่น การเพิ่มปริมาณการเก็บสำรอง LNG ของ LNG Receiving Terminal และ Facilities ต่าง ๆ รวมถึงการปรับปรุงกฎหมาย/ระเบียบให้มีความยืดหยุ่นในการบังคับใช้ช่วงสถานการณ์ฉุกเฉิน นอกจากนี้ยังควรพิจารณาหาแนวทางเพื่อให้สามารถใช้ Demand Response เพื่อใช้บริหารสถานการณ์
4. ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 สามารถสรุปผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) จากการดำเนินงานตามมาตรการได้ประมาณ 78,969 ล้านบาท โดยมีผลประโยชน์ทางการเงินในแต่ละมาตรการ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. 35,113.72 ล้านบาท (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด 19,850.41 ล้านบาท (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 อยู่ที่ 15,227.50 ล้านบาท (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 297.85 ล้านบาท (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 อยู่ที่ 1,405.59 ล้านบาท และรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุน 8.61 ล้านบาท (6) นำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า 124.86 ล้านบาท (7) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม 6,338.90 ล้านบาท และ (8) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 601.49 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภา ทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2564 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) ออกมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าคิดเป็นร้อยละ 97 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 28,526.78 ล้านบาท และปรับค่า Ft เพื่อให้อัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนการเปลี่ยนแปลง ของต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า (2) กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแผน PDP 2018 และนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (3) ปรับปรุงระบบการอนุญาตแบบครบวงจร (One Stop Service : OSS) (4) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำกับอัตราค่าบริการพลังงานให้มี ความโปร่งใส และได้มาตรฐานสากลมากยิ่งขึ้น (5) ปรับปรุงกฎระเบียบข้อกำหนดต่างๆ เพื่อเปิดให้บริการสถานี LNG และเปิดให้ใช้ระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (6) พัฒนางานกำกับกิจการไฟฟ้ารองรับเทคโนโลยีด้านพลังงานและรูปแบบการดำเนินธุรกิจที่เปลี่ยนแปลงไปอย่างรวดเร็วผ่านโครงการ RE 100 Package Energy Regulatory Commission Sandbox : ERC Sandbox Third Party Access : TPA Code และหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา Wheeling Charge (7) คุ้มครองผู้ใช้พลังงาน โดยกำกับติดตามเร่งรัดการคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามประกาศหลักเกณฑ์ที่กำหนด ปัจจุบันมีผู้ลงทะเบียนแล้ว 8.49 ล้านราย วงเงิน 16,413 ล้านบาท มีการคืนเงินประกันแล้ว 8.03 ล้านราย วงเงิน 15,327 ล้านบาท และ (8) พัฒนาระบบการบริหารงานให้มีธรรมาภิบาลตามเกณฑ์ การประเมินคุณธรรมและความโปร่งใสในการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐ (Integrity & Transparency Assessment: ITA) ของสำนักงานคณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการทุจริตในภาครัฐ และพัฒนาระบบงานเข้าสู่มาตรฐาน ISO 9001: 2015
3. ในปีงบประมาณ 2565 กกพ. และสำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนด ดังนี้ (1) การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าเพื่อให้มีการชดเชยแก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าในการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง จำนวน 12,327 ล้านบาท และอุดหนุนให้แก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส จำนวน 2,032 ล้านบาท (2) เพื่อการพัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า โดยทบทวนและปรับปรุงประกาศ หลักเกณฑ์ และคู่มือที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกับระเบียบ กกพ. ว่าด้วยกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า พ.ศ. 2563 ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 โดยได้อนุมัติรวมจำนวน 4,640 โครงการ งบประมาณรวม 1,950.70 ล้านบาท (3) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย ภายใต้กรอบวงเงินรวม 1,920 ล้านบาท และ (4) เพื่อส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า ปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 กกพ. ได้อนุมัติกรอบวงเงินจำนวน 600 ล้านบาท
4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 และรายงานของผู้สอบบัญชี ทั้งนี้ สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดย สำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้รวมทั้งสิ้น 17,915,157,291.20 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 17,353,231,274.15 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 943,332,236.26 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 573,653,938.15 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 369,678,298.11 บาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง จำนวน 601,170,043.80 บาท ซึ่งรวมเงินงบประมาณที่เหลือจ่ายของปี 2557 ถึง 2564 ด้วย
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 3 การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 บับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1) ขนาดท่อ 36 นิ้ว ระยะทาง 74 กิโลเมตร ภายใต้กรอบวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2568 เพื่อให้แล้วเสร็จตามกำหนดการจ่ายก๊าซธรรมชาติ ให้โครงการโรงไฟฟ้าพระนครใต้ส่วนเพิ่มที่จะเข้าระบบในปี 2569 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 มกราคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจากมีการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการในส่วนของการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากผลการรับฟังความคิดเห็น ของประชาชน และสมมติฐานการประเมินต้นทุนของโครงการที่ปรับเปลี่ยนตามสถานการณ์เศรษฐกิจโลก ที่เปลี่ยนแปลงไป อาทิ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา และราคาเหล็กตลาดโลก
2. ความจำเป็นของการขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจาก ปตท. ได้ลงพื้นที่เพื่อรับฟังความคิดเห็นของประชาชนต่อแนวทางที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการ พบว่าแนวทางเลือกที่เหมาะสม ที่ประชาชนยอมรับเป็นการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปตามแนวสายส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ซึ่งเปลี่ยนแปลงไปจากแผนเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท โดยแนวทางดังกล่าว มีข้อจำกัดด้านพื้นที่ในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่ต้องวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่จำกัด ทำให้จำเป็นต้องเปลี่ยนวิธีการวางท่อ จากเดิมใช้วิธีการเจาะลอด (Horizontal Directional Drilling: HDD) ซึ่งต้องใช้พื้นที่ในการดำเนินการมาก เป็นใช้วิธีดันลอดระยะยาว (Direct Pipe: DP) ซึ่งเป็นวิธีก่อสร้างที่ใช้พื้นที่น้อย สามารถดำเนินการในพื้นที่จำกัดได้ อีกทั้งการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าซึ่งเป็นพื้นที่ของเอกชนจำเป็นต้องระมัดระวังเรื่องการรั่วไหลของสารเบนทอไนท์ ซึ่งวิธีดันลอดระยะยาวเป็นวิธีที่มีโอกาสรั่วไหลของเบนทอไนท์ต่ำมาก นอกจากนี้ สถานการณ์เศรษฐกิจโลกที่เปลี่ยนแปลงไปจากช่วงศึกษาและประเมินกรอบวงเงินงบประมาณในการลงทุนโครงการ ส่งผลให้ต้นทุนการดำเนินโครงการเพิ่มสูงขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ผันผวนและเงินบาทมีแนวโน้มอ่อนค่าลงต่อเนื่อง จากสมมติฐานอัตราแลกเปลี่ยนในช่วงศึกษาโครงการที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ เป็นประมาณ 35 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในปี 2565 นอกจากนี้ อีกปัจจัย ที่เปลี่ยนแปลงไปจากสมมติฐานในการประเมินกรอบเงินลงทุนโครงการคือ ราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น และมีแนวโน้มที่จะปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินโครงการแล้วเสร็จตามกำหนด ปตท. จึงได้ศึกษาและประเมินกรอบวงเงินลงทุนโครงการใหม่ตามปัจจัยต่างๆ ที่ส่งผลกระทบต่อการดำเนินการโครงการ พบว่ากรอบวงเงินลงทุนที่เหมาะสมของโครงการอยู่ที่ประมาณ 13,700 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่ากรอบวงเงินลงทุนเดิมที่ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบไว้ที่ 11,000 ล้านบาท โดยเพิ่มขึ้นรวม 2,700 ล้านบาท รายละเอียดดังนี้ (1) ค่าก่อสร้าง เพิ่มขึ้น 2,840 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 4,020 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 6,860 ล้านบาท (2) ค่าท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้น 570 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 1,675 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,245 ล้านบาท (3) ค่าที่ดิน ลดลง 765 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 3,265 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,500 ล้านบาท และ (4) ค่าที่ปรึกษา ค่าบริหารโครงการ และอื่นๆ เพิ่มขึ้น 55 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 2,040 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,095 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาให้ความเห็นต่อการทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ โดย เมื่อวันที่ 21 มิถุนายน 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2565 โดยมีความเห็น ดังนี้ (1) การเสนอปรับเงินลงทุนมีเหตุผลและความจำเป็นจากปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อด้วยวิธี Direct Pipe ตามข้อจำกัดของวิธีการก่อสร้าง ประกอบกับสมมติฐานทางการเงินที่เปลี่ยนแปลงไปเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งพบว่าอัตราแลกเปลี่ยนและราคา ท่อเหล็กในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวขึ้นจนส่งผลกระทบต่อเงินลงทุนการดำเนินโครงการ (2) การออกแบบท่อแบบ Sour Service เป็นการออกแบบที่เกินกว่าความจำเป็น จึงเห็นควรให้ปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อเป็นแบบ Non-Sour Service ซึ่งจะทำให้เงินลงทุนสามารถปรับลดลงจาก 13,700 ล้านบาท เหลือ 13,590 ล้านบาท หรือลดลง 110 ล้านบาท (3) การขอปรับกรอบวงเงินลงทุนส่งผลให้เงินลงทุนเพิ่มสูงขึ้นที่ 13,590 ล้านบาท เกินกรอบที่ ครม. ได้อนุมัติไว้เดิมที่ 11,000 ล้านบาท จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และ ครม.เพื่อพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของ ปตท. เรื่อง ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ จากเดิมวงเงิน 11,000 ล้านบาท เป็นวงเงิน 13,590 ล้านบาท เสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2566 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งผลการจัดทำผลกระทบ จากการปรับเพิ่มเงินลงทุนของโครงการฯ พบว่า การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนจากเดิม 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท จะส่งผลให้อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ ทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) รอบการกำกับปี 2565 ถึง ปี 2569 สำหรับพื้นที่ 3 (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง) เพิ่มขึ้นประมาณ 0.0027 บาทต่อล้านบีทียู และส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 0.0016 สตางค์ต่อหน่วย คำนวณโดยใช้สมมุติฐานการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) ที่ กกพ. มีมติเห็นชอบเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2565
4. กบง. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 ได้พิจารณาเรื่อง การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ โดยมีมติเห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของ ปตท. ที่ กพช. ได้อนุมัติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป และฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า การขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการของ ปตท. สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไปจากแนวทางเลือกในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป จากเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท เป็นการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่ที่จำกัดแทน จึงต้องใช้วิธี Direct Pipe ซึ่งมีต้นทุนค่าก่อสร้างสูงกว่าการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท รวมทั้งค่าเงินบาทที่อ่อนค่าลง จากเดิมที่ได้ประเมินในการขออนุมัติโครงการปี 2564 ที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ มาอยู่ที่ประมาณ 33 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในเดือนมกราคม 2566 ประกอบกับราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวสูงขึ้นและมีแนวโน้มปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยขอให้ ปตท. บริหารจัดการโครงการอย่างมีประสิทธิภาพภายใต้วงเงินที่ขอทบทวนในครั้งนี้ และขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าว ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้อนุมัติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงาน ได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ได้มีมติเห็นชอบแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน (คณะกรรมการฯ) ซึ่งนายกรัฐมนตรีได้มอบหมายให้รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) เป็นประธานกรรมการฯ ซึ่งกระทรวงพลังงาน (พน.) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ ได้ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามข้อเสนอแนวทางดำเนินการปฏิรูปประเด็นที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ดังนี้ (1) คณะกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2564 ได้รับทราบผลการศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตแบตเตอรี่ เป็นอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ และมีมติเห็นชอบเป้าหมายเบื้องต้นของการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน คือ เพื่อให้ประเทศไทยเป็นฐานการผลิตแบตเตอรี่รายใหญ่ของอาเซียน เกิดอุตสาหกรรมใหม่ที่สร้างรายได้ให้กับประเทศ รองรับอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้าและการใช้งานในระบบไฟฟ้าของประเทศ สู่การพัฒนาอย่างยั่งยืน และเห็นชอบกรอบแนวทางการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน 4 ด้าน ได้แก่ ด้านที่ 1 การส่งเสริมการใช้ ด้านที่ 2 การส่งเสริมการผลิต ด้านที่ 3 การพัฒนา/ปรับปรุงมาตรฐานและกฎหมาย ที่เกี่ยวข้อง และด้านที่ 4 การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาและสร้างบุคลากร และมอบหมายให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันจัดทำรายละเอียดเป้าหมายการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน เพื่อเสนอคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน พิจารณาต่อไป ต่อมาสนพ. ได้ดำเนินโครงการศึกษาเพื่อจัดทำแผนปฏิบัติการส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อ 1) กำหนดทิศทางการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ที่ชัดเจน 2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนาและจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ และ 3) จัดทำข้อเสนอแนะการปรับปรุงการวางแผนด้านพลังงาน ให้มีการนำระบบกักเก็บพลังงานมาใช้ในระบบโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศในระดับ G (Generation) - T (Transmission) – D (Distribution) - R (Retail) ซึ่งโครงการแล้วเสร็จในวันที่ 18 เมษายน 2565 (2) คณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2565 ได้รับทราบผลการจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 และมีมติเห็นชอบแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 ตามที่ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ นำเสนอ และให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ เสนอแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. สรุปแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575
2.1 เป้าหมาย คือ การพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ให้เป็นกลไกหนึ่งในการขับเคลื่อนเศรษฐกิจ ตามแนวทางของอุตสาหกรรม New S Curve ของประเทศไทย โดยมีทิศทางการส่งเสริม คือ การสร้าง Demand และ Ecosystem ในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรม และมุ่งสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) มีการวาง Positioning แบตเตอรี่ไทยให้มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์ (Zero Emission Battery) เพื่อไม่ส่งต่อภาระให้ผู้ใช้งาน (Demand) และเพิ่มความสามารถการแข่งขันใน Value Chain ของผู้ผลิตหรือผู้ประกอบการโดยที่ ราคาและคุณภาพ ยังเป็น Market Average และมีปัจจัยความสำเร็จ (Key Success) ของการส่งเสริมอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ ได้แก่ Scale เป็นการสร้าง Demand ขนาดใหญ่ที่จูงใจนักลงทุน และ Speed คือ ความรวดเร็วของภาครัฐในการกำหนดนโยบายและการสร้าง Ecosystem เพื่อดึงดูด นักลงทุนและเตรียมความพร้อมด้านต่าง ๆ ให้รองรับการพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่
2.2 แนวทางการส่งเสริมให้แบตเตอรี่เป็นอุตสาหกรรม New S Curve จะครอบคลุม 4 ยุทธศาสตร์ ดังนี้
2.2.1 การใช้ระบบกักเก็บพลังงาน มุ่งเน้นการส่งเสริมให้เกิดการใช้แบตเตอรี่ในประเทศ โดยใช้ Demand ภาครัฐในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ (Demand Driven) ประกอบด้วย 6 แนวทาง ครอบคลุมใน 2 ภาคส่วนคือ ภาคระบบโครงข่ายไฟฟ้า และภาคยานยนต์ไฟฟ้า ได้แก่ แนวทางที่ 1 การปรับรูปแบบสัญญาการซื้อขายไฟฟ้า (Exist Variable Renewable Energy (VRE) : Non-Firm Power Purchase Agreement (PPA) to Semi/Firm PPA) เป็นการส่งเสริมให้มีการปรับรูปแบบสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน (Variable Renewable Energy : VRE) ที่เป็นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทไม่บังคับปริมาณซื้อขายไฟฟ้า (Non-Firm PPA) จากผู้ผลิตรายเดิม ให้เป็นสัญญาการซื้อขายไฟฟ้าแบบกึ่งบังคับหรือบังคับปริมาณซื้อขายไฟฟ้า (Semi-Firm/Firm PPA) โดยการติดตั้งแบตเตอรี่ร่วมกับแหล่งผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเดิม แนวทางที่ 2 การส่งเสริมการติดตั้ง BESS ร่วมกับ VRE (New VRE Integration) เป็นการส่งเสริมให้มีการติดตั้งระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ร่วมกับแหล่งผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน (VRE) ในผู้ผลิตและผู้ใช้งานรายใหม่ แนวทางที่ 3 การใช้ BESS เพื่อชะลอการลงทุนขยายสายส่งและสายจำหน่ายไฟฟ้า(Transmissions Line and Distribution Line (T&D) Investment Deferral) เป็นการส่งเสริมให้นำแบตเตอรี่มาใช้เพื่อชะลอการลงทุนการขยายสายส่ง/สายจำหน่าย ในกรณีที่ระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเกิดปัญหาความแออัด และปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งได้จำกัดในบางช่วงเวลา แนวทางที่ 4 การรับซื้อบริการไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงจาก BESS (Battery Ancillary Services) เป็นการส่งเสริมการรับซื้อบริการไฟฟ้าที่เป็น Ancillary Services จากแบตเตอรี่ เพื่อใช้เสริมความมั่นคงในระบบโครงข่ายไฟฟ้า ทดแทนโรงไฟฟ้าแบบดั้งเดิม (โรงไฟฟ้าถ่านหิน และกังหันก๊าซ) แนวทางที่ 5 การเปลี่ยนยานยนต์ของภาครัฐ และสัมปทานภาครัฐเป็นยานยนต์ไฟฟ้า(Government Vehicles to Electric Vehicle (EV)) เป็นการเปลี่ยนยานยนต์ของภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ และรถขนส่งมวลชน รวมไปถึงรถส่งสินค้าที่เป็นสัมปทานของภาครัฐให้เป็นยานยนต์ไฟฟ้า (EV) และมีการใช้แบตเตอรี่ที่ผลิตในประเทศไทยร่วมด้วย และแนวทางที่ 6 การมอบสิทธิประโยชน์ต่างๆ สำหรับผู้ใช้ BESS ที่ผลิตในประเทศ (Direct Financial Support) เป็นการให้การสนับสนุนกับผู้ที่เลือกใช้แบตเตอรี่ที่ผลิตในประเทศ โดยการมอบสิทธิประโยชน์ต่าง ๆ ที่ผู้ใช้พึงจะได้ เช่น มาตรการทางภาษี/ส่วนลดไปที่ผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้า/ส่วนลดการการเดินระบบและซ่อมบำรุง (Operate and Maintenance (O&M)) เป็นต้น
2.2.2 การผลิตระบบกักเก็บพลังงาน เป็นการส่งเสริมให้เกิดความสามารถในการแข่งขันการผลิตของประเทศในห่วงโซ่มูลค่า และการผลิตแบตเตอรี่เพื่อความยั่งยืนในประเทศ ประกอบด้วย 3 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 การส่งเสริมความร่วมมือ Government to Government (G2G) และ Business to Business (B2B) เพื่อพัฒนาอุตสาหกรรม BESS กับกลุ่มประเทศในห่วงโซ่อุปทาน (G2G & B2B Battery Value Chain Matching) เป็นกลไกของภาครัฐในการสนับสนุนและส่งเสริมภาคเอกชนร่วมมือกับประเทศที่มีแหล่งห่วงโซ่อุปทานให้เกิดพันธมิตรทางธุรกิจ (Strategic Partnership) เพื่อส่งเสริมความมั่นคงของห่วงโซ่มูลค่าแบตเตอรี่ (Battery Value Chain) แนวทางที่ 2 การอำนวยความสะดวกให้ภาคเอกชนโดยจัดตั้ง One-Stop-Service (Ease of Doing Business) เป็นการส่งเสริมและสนับสนุนจุดแข็งของประเทศไทยในการเอื้อให้เกิดการดำเนินธุรกิจ (Ease of Doing Business) เป็นการอำนวยความสะดวกให้กับเอกชนทั้งไทยและต่างประเทศ โดยจัดตั้ง One-Stop-Service (OSS) ประสานเชื่อมโยงภาคเอกชนกับหน่วยงานภาครัฐ หรือผู้กำหนดนโยบายที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้ Flow ในการดำเนินธุรกิจมีคล่องตัวและรวดเร็วมากขึ้น และแนวทางที่ 3 การส่งเสริมโรงงานผลิต BESS ที่มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality support by Thai Government) เป็นการส่งเสริมโรงงานผลิตแบตเตอรี่ให้มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์
2.2.3 กฎหมาย และมาตรฐาน มุ่งเน้นการปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบต่าง ๆ และมาตรฐานของประเทศให้สามารถดึงดูดนักลงทุนให้เข้ามาดำเนินธุรกิจในประเทศ ได้เพิ่มขึ้น และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน ได้แก่ แนวทางที่ 1 การสร้างมาตรฐานสำหรับผู้ใช้งาน BESS ทางด้านคุณภาพและความปลอดภัย (Standard (Production, Safety, Utilization, Waste)) เป็นเรื่องของการสร้างมาตรฐานสำหรับผู้ใช้งานแบตเตอรี่ กำหนดให้แบตเตอรี่ที่นำมาใช้งานต้องผ่านการทดสอบมาตรฐานทั้งทางด้านคุณภาพและความปลอดภัย รวมไปถึงการออกข้อกำหนดหรือมาตรฐานในการใช้งานแบตเตอรี่สำหรับ applications ต่าง ๆ ตลอดจนการออกข้อกำหนดหรือมาตรฐานในการนำแบตเตอรี่กลับมาใช้ใหม่ การทิ้ง การ recycle และการกำจัดเพื่อความปลอดภัยและยั่งยืน แนวทางที่ 2 การแก้ไขปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบ มาตรการต่าง ๆ ของประเทศที่เป็นอุปสรรคต่อการแข่งขันธุรกิจ (Revision of Regulation) เป็นการเร่งปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบ มาตรการต่าง ๆ ของประเทศ ที่เป็นอุปสรรคต่อการดำเนินธุรกิจและการค้าระหว่างประเทศ เพื่อให้ประเทศสามารถดึงดูดนักลงทุนให้เข้ามาดำเนินธุรกิจในประเทศได้เพิ่มขึ้น และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน
2.2.4 การวิจัยและพัฒนาและสร้างบุคลากรรองรับ เป็นการส่งเสริมการวิจัย และพัฒนานวัตกรรม และเป็นการส่งเสริมศักยภาพบุคลากรภายในประเทศ ได้แก่ แนวทางที่ 1 การจัดทำ Ecosystem ให้เอื้อต่อการวิจัยและพัฒนา BESS (Readiness Deployment) เน้นการสร้าง Ecosystem ให้เอื้อต่อการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ แนวทางที่ 2 การกำหนดประเด็นวิจัยสู่การพัฒนา ในอนาคต (Next Generation of ESS) ในระดับ Technology Readiness Level 1-6 เช่น Alterative material & technology (Solid state, Li-S, Metal-Air), green hydrogen และ Second-life, recycling technologies etc. / techno-economic of ESS in the local context แนวทางที่ 3 การส่งเสริมให้เกิดการเคลื่อนย้ายบุคลากรที่มีองค์ความรู้ BESS ในประเทศ (Human Resource Transfer) เป็นการส่งเสริมศักยภาพบุคลากรภายในประเทศ เป็นมาตรการที่เน้นการเร่งสร้างบุคลากรที่มีศักยภาพให้ได้ทั้งเชิงปริมาณและคุณภาพตลอดห่วงโซ่มูลค่าของอุตสาหกรรม และแนวทางที่ 4 การร่วมมือระหว่างภาคเอกชนกับสถานศึกษาผลิตบุคลากรเพื่อรองรับการพัฒนา BESS (Capacity Building in High Value Battery Chain) เป็นการสนับสนุนและส่งเสริมให้เกิดการสร้างทักษะใหม่และการเสริมหรือพัฒนาทักษะของบุคลากรเดิม (New skill, Reskill & Upskill) ในอุตสาหกรรมยานยนต์และอุตสาหกรรมการผลิตเดิม รวมถึงบุคลากรของ 3 การไฟฟ้าฯ และสร้างบุคลากรให้มีทักษะในห่วงโซ่มูลค่าของแบตเตอรี่ที่มีมูลค่าสูง (High Value Battery Chain) เพื่อแสดงความพร้อมในการพัฒนากำลังคนสมรรถนะสูงรองรับภาคการผลิตและบริการในระยะยาว
2.2.5 ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการ การส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 ทำให้เกิดอุตสาหกรรมการผลิตแบตเตอรี่และอุตสาหกรรมต่อเนื่องในประเทศที่รองรับแนวทางของอุตสาหกรรมอนาคต (New S-Curve) เพิ่มความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ เกิดการพัฒนาเทคโนโลยีใหม่และนวัตกรรม เกิดการพัฒนาทักษะของบุคลากรและแรงงานในประเทศ เกิดการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านการวิจัย และพัฒนาของประเทศ เกิดการพัฒนาปรับปรุงมาตรฐานและกฎหมายของประเทศให้มีความทันสมัย มีการขยายตัวของอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้อง เพิ่ม/กระตุ้นให้เกิดการส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาด และทำให้ประเทศมีความพร้อมในการไปสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน ในปี 2050
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575
2. มอบหมายให้ คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน กำกับติดตาม การดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 และรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 5 ผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
สรุปสาระสำคัญ
1. ด้วย นายสุทธิพร ปทุมเทวาภิบาล (ผู้ร้อง) ได้ยื่นคำร้องขอให้ศาลรัฐธรรมนูญพิจารณาวินิจฉัย ตามรัฐธรรมนูญมาตรา 51 ว่า กระทรวงพลังงานกำหนดยุทธศาสตร์กระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2559 - 2563) และแผนพัฒนกำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ทำให้สัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าของรัฐลดลงต่ำกว่าร้อยละห้าสิบเอ็ด เป็นการกระทำที่ขัดหรือแย้งต่อรัฐธรรมนูญมาตรา 56 ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง โดยมีผู้ถูกร้องประกอบด้วยกระทรวงพลังงาน (พน.) (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) โดยเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2566 ศาลรัฐธรรมนูญวินิจฉัยว่าการกระทำของ พน. (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง วรรคสาม และวรรคสี่ ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง โดยคำวินิจฉัยดังกล่าว มีรายละเอียดในสาระสำคัญ ดังนี้
1.1 รัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2560 มาตรา 56 วรรคสอง เป็นบทบัญญัติที่มีหลักการมาจากรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2550 มาตรา 84(11) ซึ่งบัญญัติขึ้นในสถานการณ์ที่บ้านเมืองในขณะนั้นประสบปัญหาทางกฎหมายเกี่ยวกับการแปรรูปรัฐวิสาหกิจที่ยังไม่ชัดเจน จึงกำหนดหลักการที่คุ้มครองกรรมสิทธิ์ของรัฐที่มีอยู่เดิมในโครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน เพื่อมิให้รัฐกระทำการใดให้โครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานที่เป็นของรัฐตกเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชน หรือทำให้รัฐถือหุ้นน้อยกว่าเอกชน แต่ไม่ได้ห้ามให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการจัดหรือดำเนินการให้มีสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน ดังนั้น การให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นกรณีที่รัฐดำเนินการให้มีพลังงานไฟฟ้าที่เป็นสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานอย่างเพียงพอและทั่วถึงสอดคล้องกับเจตนารมณ์ของรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 และสอดคล้องกับพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยเอกชนที่ได้รับอนุญาตต้องจัดให้มีโรงงานไฟฟ้า แหล่งผลิตไฟฟ้า หรือระบบโครงข่ายไฟฟ้าที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้า ทรัพย์สินที่เอกชนจัดหามาประกอบกิจการจึงเป็นทรัพย์สินของเอกชน แม้การผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนจะมีสัดส่วน หรือกำลังการผลิตเกินกว่าร้อยละห้าสิบเอ็ด แต่มิใช่โครงสร้างหรือโครงข่ายพื้นฐานของกิจการไฟฟ้าที่เป็นสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง โดยไม่ทำให้สัดส่วนความเป็นเจ้าของในโครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐลดน้อยลง แต่อย่างใด อีกทั้งการที่รัฐอนุญาตให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วม ในการผลิตไฟฟ้าไม่มีผลกระทบต่อความมั่นคงของรัฐ เนื่องจากรัฐยังคงไว้ซึ่งเอกสิทธิ์หรืออำนาจในการควบคุมสั่งการให้เอกชนผลิตไฟฟ้าเพื่อรักษาความมั่นคงของรัฐได้ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
1.2 การที่รัฐให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าไม่ได้มีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ที่เรียกเก็บจากประชาชน เนื่องจากตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสามและวรรคสี่ มีเจตนารมณ์เพื่อคุ้มครองประโยชน์ของประชาชน โดยรัฐต้องดูแลเพื่อให้ได้รับประโยชน์ตอบแทนอย่างเป็นธรรม คำนึงถึง การลงทุนของรัฐ ประโยชน์ที่รัฐและเอกชนจะได้รับ และค่าบริการที่จะเรียกเก็บจากประชาชนประกอบกัน และต้องดูแลมิให้มีการเรียกเก็บค่าบริการจนเป็นภาระแก่ประชาชนเกินสมควร ซึ่งอัตราค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องจ่ายในหนึ่งหน่วยสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงและคำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุน ไม่ว่าจะเป็น การลงทุนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) หรือการลงทุนของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยอัตราค่าบริการดังกล่าวต้องเพียงพอที่จะทำให้การจัดทำสาธารณูปโภคมีประสิทธิภาพ สร้างแรงจูงใจให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพ และมีความเป็นธรรมกับทุกฝ่ายที่เกี่ยวข้อง ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 65(1) ถึง (4) อีกทั้งการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าเดิมที่หมดอายุและรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น รัฐอาจต้องใช้งบประมาณจำนวนมากกว่าสองแสนล้านบาทต่อปี ซึ่งกระทบต่อหนี้สาธารณะของประเทศ จึงมีความจำเป็นต้องให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการไฟฟ้าเพื่อให้ประเทศมีพลังงานไฟฟ้าอย่างเพียงพอและทั่วถึงโดยคำนึงถึงการลงทุนของรัฐ ประโยชน์ที่รัฐและเอกชนจะได้รับและค่าบริการที่เรียกเก็บจากประชาชนประกอบกันด้วย นอกจากนั้น ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) สูงกว่าความเป็นจริง เนื่องจากสมมติฐานหรือตัวแปรที่ใช้ในการพยากรณ์เปลี่ยนแปลงไป เช่น สถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (Covid-19) ตั้งแต่ปี 2562 ถึงปัจจุบัน ส่งผลให้ปริมาณการใช้ไฟฟ้าลดลง และจากข้อมูลความสัมพันธ์ระหว่างกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ค่าไฟฟ้า และราคาก๊าซธรรมชาติ พบว่าต้นเหตุที่ทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นไม่ได้มีสาเหตุจากกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เพิ่มขึ้น แต่เป็นปัจจัยจากราคา ก๊าชธรรมชาติที่สูงขึ้นทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้น จึงเห็นได้ว่าอัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนไม่ได้แปรผันโดยตรงกับการเปิดโอกาสให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าและขายให้แก่รัฐแต่อย่างใด
1.3 กิจการพลังงานไฟฟ้าเป็นกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐอันจำเป็นต่อการดำรงชีวิตของประชาชนและส่งผลต่อความมั่นคงของรัฐ รัฐจำเป็นต้องดำเนินกิจการพลังงานไฟฟ้า เพื่อประโยชน์ส่วนรวมของประเทศชาติและความผาสุกของประชาชนโดยรวม การผลิตไฟฟ้าที่เปิดโอกาส ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมเพื่อให้การประกอบกิจการพลังงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีความมั่นคง มีปริมาณเพียงพอและทั่วถึงในราคาที่เป็นธรรมและมีคุณภาพที่ได้มาตรฐาน ตอบสนองต่อความต้องการภายในประเทศและการพัฒนาประเทศ จำเป็นต้องพิจารณาความมั่นคงของรัฐและประโยชน์ส่วนรวม ของประชาชน โดยมีข้อแนะนำว่ารัฐโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องดำเนินการกำหนดกรอบหรือเพดานของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชน ในระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศ และกำหนดปริมาณไฟฟ้าสำรองอันเกี่ยวกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนอันส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับความเป็นจริงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลา หากกำหนดกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงเกินสมควร และก่อให้เกิด ความเสียหายแก่ประโยชน์สาธารณะอาจถูกดำเนินการโดยองค์กรอื่นหรือศาลอื่นได้
1.4 อาศัยเหตุผลข้างต้นดังกล่าว จึงวินิจฉัยว่าการกระทำของ พน. (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง วรรคสามและวรรคสี่ ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง
2. พน. ได้มีการพิจารณาแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญ ดังนี้
2.1 การดำเนินการเกี่ยวกับการกำหนดกรอบหรือเพดานของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชน ในระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศ
2.1.1 พน. ดำเนินการจัดทำ PDP โดยมีหลักการที่สำคัญ 3 ด้าน ได้แก่ ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) และด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) เพื่อใช้เป็นแผนหลักในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ สามารถรองรับการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศและการขยายตัวของประชากรได้ โดยคำนึงถึงความมั่นคงการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเพื่อลดความเสี่ยงจากการพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง ศักยภาพการผลิตไฟฟ้าเชิงพื้นที่ ทั้งในด้านเชื้อเพลิง ความพร้อมของโครงสร้างพื้นฐาน และการยอมรับของประชาชนในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า รวมถึงเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม ลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ และเพื่อสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดการปลดปล่อย ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ตามที่ให้สัตยาบันไว้กับประชาคมโลกได้ นอกจากนี้ พน. ยังได้พิจารณาถึงปัจจัย ด้านต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมและสอดคล้องกับความก้าวหน้าของการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้า เพื่อไม่ให้เกิดภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้าและเป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาเศรษฐกิจของประเทศ
2.1.2 การจัดหากำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP นั้น พน. ได้มีการจัดสรรให้กับผู้ผลิตไฟฟ้า แต่ละรายไว้อย่างชัดเจน โดยกำลังผลิตไฟฟ้าที่ให้ กฟผ. เป็นผู้พัฒนา กฟผ. สามารถดำเนินการตามขั้นตอนเพื่อขออนุมัติการลงทุนและเริ่มพัฒนาโครงการได้ทันที ส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าที่ให้ภาคเอกชนเป็นผู้พัฒนานั้น จะเปิดให้มีการแข่งขันภายใต้ระเบียบ หลักเกณฑ์ และขั้นตอนการคัดเลือกที่กำหนดโดย กกพ. เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมแก่ทุกฝ่าย ซึ่งการที่ พน. เปิดให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า ไม่ได้มีผลทำให้ความมั่นคง ด้านการผลิตไฟฟ้าของประเทศลดลง และไม่ได้มีผลทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของประเทศเพิ่มขึ้น หรือแตกต่างจากการที่รัฐดำเนินการเอง เนื่องจากภาครัฐมีกลไกหรือเงื่อนไขที่กำหนดไม่ให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า และผลตอบแทนของโรงไฟฟ้ารัฐและเอกชนมีกำไรสูงเกินไปจนเป็นการเอาเปรียบผู้ใช้ไฟฟ้าได้ เช่น การประมูลแข่งขันราคาโดยผู้ที่เสนอราคาไฟฟ้าต่ำที่สุดเท่านั้นที่จะได้รับการคัดเลือก การที่รัฐกำหนดราคารับซื้อให้สะท้อนต้นทุนเทคโนโลยีและการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพด้วยผลตอบแทนที่เหมาะสมและไม่สูงเกินควร เป็นต้น รวมทั้งภาครัฐได้กำหนดให้โรงไฟฟ้าเอกชนต้องอยู่ภายใต้การควบคุมและกำกับดูแลของรัฐผ่านทางสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ที่เข้มงวดโดยกำหนดทั้งหน้าที่และความรับผิดชอบของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่การพัฒนาโครงการไปจนถึงเมื่อดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ พร้อมทั้งกำหนดบทปรับและเงื่อนไขการผิดสัญญาในเรื่องสำคัญต่างๆ ไว้อย่างชัดเจน ทำให้รัฐไม่ต้องรับภาระความเสี่ยงใดๆ ในการผลิตไฟฟ้า และเป็นผลให้ประเทศได้ประโยชน์สูงสุดจากความสามารถในการจัดหาโรงไฟฟ้าที่มีเทคโนโลยีที่ดี คุณภาพดี และมีประสิทธิภาพสูงได้ในราคาที่ต่ำกว่ารัฐดำเนินการเองได้ ในขณะเดียวกันรัฐยังสามารถจัดสรรเงินงบประมาณที่เหลือจากการที่รัฐไม่ลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าเอง ไปใช้ในการพัฒนาประเทศด้านอื่นๆ ที่ไม่มีผู้ใดสนใจลงทุนหรือด้านที่รัฐจำเป็นต้องเป็นผู้ดำเนินการเท่านั้น ได้ตามหน้าที่ของรัฐที่กำหนดไว้ในรัฐธรรมนูญ
2.1.3 นอกจากนี้ โรงไฟฟ้าทั้งหมดไม่ว่าจะเป็นโรงไฟฟ้าของรัฐหรือโรงไฟฟ้าของเอกชน ทั้งในประเทศและต่างประเทศ ต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดเกี่ยวกับระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Code) ที่การไฟฟ้ากำหนด และอยู่ภายใต้การควบคุมของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) ซึ่งเป็นกิจการภายใต้กิจการระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ทำหน้าที่ในการวางแผนสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อให้ระบบไฟฟ้าของประเทศไทย มีความมั่นคง เชื่อถือได้ และมีคุณภาพ ด้วยต้นทุนที่เหมาะสมในการจำหน่ายไฟฟ้า ทั้งนี้ กฟผ. เป็นรัฐวิสาหกิจและเป็นหน่วยงานเดียวของประเทศที่ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการระบบส่งไฟฟ้าและกิจการควบคุมระบบไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ซึ่งเป็นกฎหมายที่ตราขึ้นเพื่อประโยชน์ในการกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีความมั่นคง มีปริมาณเพียงพอและทั่วถึงในราคาที่เป็นธรรมและมีคุณภาพที่ได้มาตรฐาน ตอบสนองต่อความต้องการภายในประเทศและต่อการพัฒนาประเทศอย่างยั่งยืนในด้านสังคม เศรษฐกิจ และสิ่งแวดล้อม
2.1.4 พน. จึงมีความเห็นว่า การจัดสรรกำลังการผลิตไฟฟ้าภายใต้ PDP ควรต้องพิจารณาตามความเหมาะสมในด้านต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการดำเนินงาน และความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพื่อประโยชน์ของประเทศชาติโดยภาพรวมเป็นหลักสำคัญ จึงได้กำหนดแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ ดังต่อไปนี้ (1) ควรให้ กฟผ. แบ่งแยกบัญชีของกิจการผลิตไฟฟ้า (Generation) กิจการระบบส่งไฟฟ้า (Transmission) และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) พร้อมทั้งแยกบัญชีของโรงไฟฟ้าแต่ละแห่งออกจากกันอย่างชัดเจน เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงของแต่ละกิจการและโรงไฟฟ้า สามารถพิจารณาต้นทุน ผลตอบแทน และประสิทธิภาพของแต่ละกิจการได้อย่างโปร่งใส เป็นธรรม และตรวจสอบได้ รวมทั้งเป็นการส่งเสริมให้เกิดการปรับปรุงประสิทธิภาพในการดำเนินงาน และเกิดการแข่งขันที่เท่าเทียมในกิจการผลิตไฟฟ้าต่อไป (2) ควรให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Internal PPA) ระหว่างสายงานผลิตไฟฟ้าและสายงานระบบส่ง สำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ทั้งโรงไฟฟ้าเก่าและโรงไฟฟ้าใหม่ โดยให้มีการกำหนดหน้าที่และความรับผิดชอบของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่การพัฒนาโครงการไปจนถึงเมื่อดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ พร้อมทั้งบทปรับและเงื่อนไขการผิดสัญญาในเรื่องสำคัญต่างๆ อย่างชัดเจน และให้มีการบังคับใช้และกำกับดูแลให้เป็นไปในลักษณะเดียวกันกับสัญญา PPA ของโรงไฟฟ้าเอกชน ทุกประการ โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล หากในกรณีที่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. มีบทปรับเกิดขึ้น กฟผ. จะต้องรับผิดชอบบทปรับด้วยการส่งคืนโดยนำไปลดค่าไฟฟ้าผันแปรอัตโนมัติ (Ft) ที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป ไม่สามารถนำมาส่งผ่านเป็นค่าไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ เนื่องจากในปัจจุบันแม้ว่า กฟผ. จะได้เริ่มจัดทำสัญญา Internal PPA สำหรับการซื้อขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. ให้มีโครงสร้างแบบเดียวกับสัญญา PPA ของโรงไฟฟ้าเอกชนแล้วก็ตาม แต่สัญญา Internal PPA ยังมีเงื่อนไขที่สำคัญหลายประการแตกต่างไปจากของเอกชน เช่น ไม่มีกำหนดแผนการพัฒนาโรงไฟฟ้าที่ต้องปฏิบัติตาม ไม่มีการวางหลักประกัน ไม่มีการจัดหาประกันภัย ไม่มีการรับผิดชดใช้ค่าเสียหาย ไม่มีการจัดหาเชื้อเพลิงสำรอง ไม่มีบทปรับ รวมถึงไม่มีการนำเงื่อนไขในสัญญาไปบังคับใช้จริง โดยเป็นเพียงเอกสารที่จำลองขึ้นเพื่อส่งเสริมให้ กฟผ. มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานให้ใกล้เคียงกับเอกชนให้ได้มากที่สุดเท่านั้น ทำให้ กฟผ. ไม่มีภาระผูกพันตามสัญญาและไม่มีแรงจูงใจในการพัฒนาประสิทธิภาพให้ดียิ่งขึ้นแต่อย่างใด (3) สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ดำเนินการโดย กฟผ. ควรให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Internal PPA) เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของเอกชน โดยให้มีการกำหนดเงื่อนไขสำคัญต่างๆ ในการพัฒนาและดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า รวมถึงการจ่ายค่าไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าหรือปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตและจ่ายเข้าระบบได้จริง และอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสม เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าเอกชน เนื่องจากในปัจจุบันโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. จะได้รับเงินลงทุนบวกผลกำไรคืนในอัตราส่วนผลตอบแทนต่อเงินลงทุน (Return on Invested Capital : ROIC) ตามที่ภาครัฐกำหนด ไม่ว่าจะผลิตไฟฟ้าได้หรือไม่ กล่าวคือ ได้รับประกับผลตอบแทนโดยไม่มีความเสี่ยงด้านเชื้อเพลิงใดๆ (4) ควรให้ กฟผ. ดำเนินการแยกศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) เป็นนิติบุคคลใหม่ ที่เป็นอิสระจากกิจการผลิตไฟฟ้า ทำหน้าที่ในการควบคุมสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่เชื่อมต่ออยู่กับระบบโครงข่ายของประเทศตามหลักการประสิทธิภาพและต้นทุนการผลิตไฟฟ้า รวมถึงการดูแลด้านความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ เพื่อให้เกิดความโปร่งใส เป็นธรรม สามารถรองรับการบริหารจัดการระบบไฟฟ้าที่มีแนวโน้มซับซ้อนยิ่งขึ้นในอนาคตได้ โดยการแยก System Operator ออกเป็นหน่วยงานควบคุมระบบอิสระนั้น เป็นโครงสร้างสากลที่เป็นที่ยอมรับทั่วโลก และไม่ได้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าแต่อย่างใด ทั้งนี้ เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศและเป็นต้นทุนหลักของค่าไฟฟ้า จึงควรให้ ปตท. ดำเนินการจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) ซึ่งมีหน้าที่ในการบริหารโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของประเทศ เป็นนิติบุคคลใหม่ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจจัดหา ค้าส่ง และจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้เกิดความโปร่งใสและเป็นธรรมในการให้บริการเช่นเดียวกัน และ (5) ควรมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการตามข้อ (1) ถึง (4) ให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน
2.2 การดำเนินการเกี่ยวกับการกำหนดปริมาณไฟฟ้าสำรองอันเกี่ยวกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนอันส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับความเป็นจริงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลา โดยในการจัดทำ PDP พน. ได้มีการวางแผนจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ได้พิจารณาให้สอดคล้องกับอัตราเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ และกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) เป็นเกณฑ์ที่ใช้วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพื่อให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดและมีเผื่อสำรองไว้สำหรับรองรับการหยุดซ่อมบำรุงหรือเหตุฉุกเฉินที่อาจเกิดได้ในระบบผลิตหรือระบบส่งไฟฟ้า ซึ่งในการจัดทำแผน PDP พน. ได้มีการวางแผนจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ได้พิจารณาให้สอดคล้องกับอัตราเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ และกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ปริมาณไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด เนื่องจากระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยมีองค์ประกอบจากโรงไฟฟ้าที่มีความเสถียรเป็นส่วนใหญ่ ได้แก่ โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ และโรงไฟฟ้าถ่านหิน ส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนซึ่งไม่มีความเสถียรนั้นแม้ว่าจะมีอยู่บ้างแต่ก็ยังถือว่าเป็นสัดส่วนที่น้อย ทั้งนี้ ปริมาณกำลังไฟฟ้าสำรองอาจแตกต่างจากแผน เนื่องจากการใช้ไฟฟ้าไม่เป็นไปตามค่าพยากรณ์ที่จัดทำไว้ ณ ช่วงจัดทำแผน ซึ่งอาจเกิดจากเศรษฐกิจที่ไม่เติบโตตามที่คาดการณ์ หากพบว่าสภาวะเศรษฐกิจเปลี่ยนแปลงไปจากในช่วงของการจัดทำแผน PDP อย่างมีนัยสำคัญ พน. จะดำเนินการทบทวนค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าและจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป ซึ่งโดยปกติจะทำการทบทวนทุกๆ 3-5 ปี อย่างไรก็ดี กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ไม่ใช่ปัจจัยหลักที่มีผลทำให้ค่าไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นหรือลดลงแต่อย่างใด โดยปัจจัยสำคัญที่มีผลกระทบโดยตรงต่ออัตราค่าไฟฟ้ามาจากราคาก๊าซธรรมชาติ เพราะเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศและค่าเชื้อเพลิงเป็นองค์ประกอบใหญ่ของค่าไฟฟ้าโดยคิดเป็นสัดส่วนประมาณร้อยละ 70 ของค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า และในปัจจุบัน พน. อยู่ระหว่างดำเนินการจัดทำ PDP ฉบับใหม่ ซึ่งจะมีการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นจำนวนมาก เพื่อให้สอดคล้องกับทิศทางพลังงานโลกที่มุ่งเน้นการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดเพื่อลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ภายใต้กรอบนโยบายพลังงานที่สนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี 2593 (ค.ศ. 2050) และเป้าหมายการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emission) ภายในปี 2608 (ค.ศ. 2065) ตามที่รัฐบาลไทยได้แสดงเจตนารมณ์ไว้ต่อประชาคมโลก ทำให้เกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) จำเป็นต้องเพิ่มสูงขึ้นกว่าร้อยละ 15 ตามสัดส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีมากขึ้นในระบบไฟฟ้า อย่างไรก็ดี พน. พิจารณาแล้วเห็นว่า ประเทศไทยควรปรับเปลี่ยนเกณฑ์วัดความมั่นคงระบบไฟฟ้าจากเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) มาเป็นดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation : LOLE) เพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานที่จะเริ่มมีมากขึ้นในอนาคต และเพื่อให้การประเมินและการวางแผนความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้น เนื่องจากเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองไม่ได้พิจารณาถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่ครอบคลุมตลอดทุกช่วงเวลา และไม่สามารถพิจารณาความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภทได้ ในขณะที่ PDP ฉบับใหม่จะต้องมีการกำหนดให้มีการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์เพิ่มเข้ามาเป็นจำนวนมาก โดยถึงแม้จะมีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่สูงแต่ก็อาจจะทำให้เกิดความเสี่ยงที่จะทำให้เกิดไฟฟ้าดับในบางช่วงเวลาได้ เช่น ช่วงเวลากลางคืนที่โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ LOLE จะมีการพิจารณาความมั่นคงของระบบที่ครอบคลุมตลอดทุกช่วงเวลา คำนึงถึงสมรรถนะการทำงานของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าคำนึงถึงความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภท คำนึงถึงลักษณะของความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Profile) ซึ่งจะสะท้อนถึงคุณลักษณะของระบบตลอดทุกช่วงเวลา ดังนั้น การวางแผนโดยการใช้เกณฑ์ LOLE จึงมีความเหมาะสมกับสถานการณ์ระบบไฟฟ้าในปัจจุบันมากกว่าการใช้เกณฑ์ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองขั้นต่ำ อีกทั้งยังช่วยให้การวัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในประเทศไทยมีความสอดคล้องกับการผลิตและการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปในปัจจุบัน รวมถึงรองรับการเพิ่มสัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้อย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งจะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้ประเทศได้อย่างยั่งยืน
3. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้รับทราบ คำวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ และได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญตามที่ พน. เสนอ โดยมีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการ โดยภาครัฐ ตามแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญ และมอบหมายให้ กกพ. กฟผ. และ ปตท. ดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป (2) เห็นชอบให้ยกเลิกการใช้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และให้เปลี่ยนมาใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ กบง. มีความเห็นเพิ่มเติมว่าไม่ขัดข้องในการเปลี่ยนมาใช้ดัชนี LOLE เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า แต่ควรพิจารณากำหนดค่าเกณฑ์ LOLE อย่างรอบคอบ รวมทั้งควรมีการประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจต่อประชาชนเกี่ยวกับการใช้เกณฑ์ LOLE
มติของที่ประชุม
1. รับทราบคำวินิจฉัยศาลรัฐธรรมนูญ
2. เห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป
3. เห็นชอบให้ยกเลิกการใช้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และให้เปลี่ยนมาใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า
เรื่องที่ 6 การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ ในช่วงปี 2564 ถึงปี 2565 สรุปการดำเนินงานที่สำคัญได้ ดังนี้ (1) การแยกธุรกิจบริหารจัดการโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) เป็นนิติบุคคล โดยบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ปรับโครงสร้างแยกสายงานระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติออกจากหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติแล้วเสร็จตั้งแต่เดือนเมษายน 2561 (2) เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปี 2565 ถึงปี 2567 รวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการ และกำกับดูแลต่อไป (3) เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 รวมทั้งกรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามที่ กกพ. เสนอ และ (4) เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์ LNG Benchmark สำหรับการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญา ระยะกลาง สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) ตามที่ กกพ. เสนอ นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 กบง. ได้เห็นชอบนิยามกรอบระยะเวลาของสัญญา LNG และหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น สำหรับกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้ กกพ. ใช้ในการกำกับดูแลการจัดหา LNG ต่อไป
2. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (Covid-19) และความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศ ส่งผลให้ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG ที่มีการปรับตัวสูงขึ้นมาก ส่งผลต่อการขับเคลื่อนนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ กระทรวงพลังงานได้ประชุมร่วมกับ LNG Shipper เพื่อรับฟังความเห็นเกี่ยวกับปัญหาและอุปสรรคจากการดำเนินงาน และได้นำผลการหารือมาจัดทำข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สรุปได้ 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 พบว่า จากสถานการณ์ราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลให้ Shipper รายใหม่ในกลุ่ม Regulated Market ไม่สามารถแข่งขันกับ Shipper รายเดิมที่ใช้ราคา Pool Gas ได้ ส่วนที่ 2 หลักเกณฑ์และการกำกับดูแล มีประเด็น ดังนี้ (1) ความไม่ชัดเจนของปริมาณ Take or Pay ที่ Shipper รายเดิมทำไว้กับผู้ผลิต หรือ LNG Supplier ทำให้ขาดข้อมูลที่มีความน่าเชื่อถือและตรวจสอบได้ จึงควรกำหนดหน่วยงานที่มีหน้าที่ตรวจสอบข้อมูล Take or Pay ของ Shipper รายเดิมให้ชัดเจน อีกทั้งควรจำกัดขอบเขตและปริมาณของ Old Supply (2) หลักเกณฑ์ด้านราคา LNG นำเข้าไม่สอดคล้องกับสภาวะตลาดที่มีความผันผวนและเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว รวมถึงขั้นตอนและระยะเวลาการพิจารณาจากภาครัฐมีความล่าช้า และเป็นอุปสรรคต่อการจัดหา LNG ส่งผลให้ Shipper เกิดความเสี่ยงจากการถูกผู้ค้าทิ้งการเสนอราคา (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 1) ควรมีผู้ให้บริการในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เป็นหน่วยงานอิสระ โดยภาครัฐควรกำหนดกรอบเวลาที่ต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จอย่างชัดเจน 2) ควรกำหนดหลักเกณฑ์ให้สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ของ LNG Terminal 3) การบริหารจัดการท่อควรมีความยืดหยุ่น เช่น การเปิดให้ Shipper สามารถโอนสิทธิซื้อขายก๊าซ และความสามารถในการจัดส่งระหว่างกันในระบบท่อได้ในภาวะปกติ เป็นต้น 4) มีการกำหนดหลักเกณฑ์การบริหารปริมาณในระบบท่อส่งก๊าซ (การปรับ Imbalance และ Overused) ให้ยืดหยุ่นสอดคล้องกับสถานการณ์การใช้ก๊าซที่มีความผันผวน รวมถึงให้ TSO ทำหน้าที่เป็นผู้จัดหาก๊าซในการรักษาสมดุลในระบบท่อส่งก๊าซ 5) การกำหนดบทปรับตาม TPA Code หรือสัญญาควรมีความสมดุลระหว่างผู้ใช้บริการกับผู้ให้บริการ 6) มีการกำหนดหลักเกณฑ์ด้านราคาซื้อขาย และวิธีการดำเนินการที่ชัดเจน ทั้งหลักเกณฑ์สำหรับผู้ให้บริการในระบบท่อส่งก๊าซ และหลักเกณฑ์สำหรับ Shipper ควรมีการปรับปรุง TPA Code ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ และควรเปิดให้มี TPA Code สำหรับระบบท่อในทะเล (4) การบริหารจัดการสถานีบริการแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (LNG Terminal) 1) ควรมีการกำหนดหลักเกณฑ์การซื้อขาย LNG ที่อยู่ใน LNG Terminal ระหว่าง Shipper ที่ชัดเจน ทั้งด้านราคาและวิธีการดำเนินการ 2) ทบทวน TPA Code รวมถึงเงื่อนไขร่างสัญญาการใช้บริการที่สอดคล้องกันให้มีความเหมาะสม ไม่สร้างภาระให้กับผู้ใช้บริการเกินความจำเป็น (5) โครงสร้างราคาก๊าซไม่ส่งเสริมให้ Shipper รายใหม่สามารถแข่งขันกับ Shipper รายเดิมได้ และ (6) ควรมีการตรวจสอบสภาพตลาดเป็นระยะ และปรับปรุงหลักเกณฑ์ให้สอดคล้องกับสภาพตลาดแต่ละระยะ ได้อย่างรวดเร็ว เพื่อส่งเสริมและรักษาให้มี Shipper หลายรายคงอยู่ในตลาด
3. ข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 มีดังนี้
3.1 รูปแบบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ให้โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ คุณภาพ และราคา (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้า ของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPPs) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPPs) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPPs) รวมถึงผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและ NGV ที่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ และ (2) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณและคุณภาพ (Partially Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ไม่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ โดยแบ่งการดำเนินการในแต่ละส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ธุรกิจต้นน้ำ (1) ให้ PTT Shipper บริหารจัดการ Old Supply ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ (อ่าวไทยและบนบก) ก๊าซจากเมียนมา และการนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี รวม 4 สัญญา ซึ่งได้ทำสัญญาไว้ก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 (2) Shipper ที่มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจากลูกค้าของตนเอง ทั้งในกลุ่ม Regulated และ Partially Regulated Market สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น กลาง หรือยาว รวมถึงจัดหาในรูปแบบตลาดจร (Spot LNG) เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม หรือภาคธุรกิจอื่นๆ (3) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแล และกำหนดหลักเกณฑ์ให้มีการจัดหา LNG ตามปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ทั้งนี้ ราคาการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด และ (4) มอบหมายให้ ปตท. ทำหน้าที่แยกก๊าซธรรมชาติที่มาจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่อ่าวไทย ผ่านโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) โดยก๊าซธรรมชาติที่ออกจาก GSP ให้ถือเป็นส่วนหนึ่งของ Old Supply ส่วนที่ 2 ธุรกิจกลางน้ำ (1) ให้ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่จัดหาได้ให้กับ Pool Manager เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ และซื้อก๊าซธรรมชาติออกจาก Pool Gas ตามปริมาณที่จัดหาและนำเข้า Pool Gas (2) มอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของประเทศ (Pool Manager) โดยให้จัดตั้งเป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. มีการจัดทำกระบวนการแบ่งขอบเขตงาน ที่ชัดเจน (Ring Fenced) และมีบทบาทหน้าที่ ดังนี้ 1) ทำสัญญาเพื่อรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ในราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาโดย Shipper นั้นๆ รวมถึงอัตราค่าผ่านท่อในทะเลสำหรับกรณีก๊าซอ่าวไทย อัตราค่าผ่านท่อเพื่อนำส่งก๊าซมายังประเทศไทยสำหรับกรณีการนำเข้าก๊าซจากเมียนมา และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าและค่าบริการสถานี LNG สำหรับกรณีการจัดหาในรูปแบบ LNG 2) ทำการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยของกลุ่ม Regulated Market (ราคา Pool Gas) และ 3) ทำสัญญาเพื่อขายก๊าซธรรมชาติให้กับ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน (ราคา Pool Gas) ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper นั้นๆ จัดหาและนำเข้า Pool Gas (3) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper ในกลุ่ม Regulated Market กับ Pool Manager (4) กำหนดให้ LNG Receiving Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธาน (บนบก) จะต้องเปิดให้บุคคลที่ 3 สามารถมาใช้และเชื่อมต่อได้ (5) มอบหมายให้ กกพ. เร่งดำเนินการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ ใน TPA Regime/TPA Code/TSO Framework/TSO Code ของ LNG Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2566 และ (6) ให้จัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลใหม่ โดยให้มีหน้าที่รวมไปถึงการบริหารจัดการการจัดส่งก๊าซธรรมชาติ บริการจัดการและรักษาสมดุลของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Balancing) และควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. โดยในกรณีที่มีความจำเป็นต้องใช้ Bypass Gas ในการควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ให้ TSO ปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด ทั้งนี้ ให้ดำเนินการจัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลใหม่ให้แล้วเสร็จภายในปี 2566 และส่วนที่ 3 ธุรกิจปลายน้ำ (1) ให้ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Pool Manager ในราคา Pool Gas ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่ Shipper นั้นๆ จัดหาและนำเข้า เพื่อนำไปจำหน่ายให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ (2) Shipper ในกลุ่ม Partially Regulated Market ให้ขาย LNG ให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติได้โดยตรง และ (3) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ที่เป็นโรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPPs SPPs และ VSPPs รวมถึง NGV ให้จัดอยู่ในกลุ่ม Regulated Market ส่วนผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มอื่นๆ สามารถเลือกที่จะอยู่ในกลุ่ม Regulated หรือ Partially Regulated Market ก็ได้
3.2 ให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่พิจารณาการดำเนินการให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
3.3 การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติ เก่า/ใหม่ (Old/New Supply /Demand) ประกอบด้วย (1) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้ Old Supply คือ ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ (ทั้งจากแหล่งก๊าซธรรมชาติอ่าวไทยและบนบก) ก๊าซจากเมียนมา และการนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี รวม 4 สัญญา ได้แก่ สัญญากับ Qatar (2 ล้านตันต่อปี) Shell (1 ล้านตันต่อปี) BP (1 ล้านตันต่อปี) และ Petronas (1.2 ล้านตันต่อปี) ซึ่งได้ทำสัญญาไว้กับ supplier ก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 และ New Supply คือ ปริมาณ LNG นำเข้าที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Old Supply ซึ่งรวมถึงการนำเข้า LNG ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี ของ ปตท. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2565 และ (2) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจากความต้องการก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้ Old Demand คือ ความต้องการใช้ของโรงแยกก๊าซ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีสัญญาผูกพันรูปแบบ Firm กับ ปตท. และโรงไฟฟ้าที่มีสัญญากับ ปตท. อยู่ในปัจจุบัน และเริ่มมีการใช้ก๊าซธรรมชาติตามสัญญาแล้วก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้แก่ IPPs SPPs และ VSPPs รวมถึงภาคอุตสาหกรรมและ NGV ซึ่งมีสัญญาผูกพันแล้ว และ SPP Replacement ในส่วนที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ และใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas และ New Demand ได้แก่ ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้า และภาคอุตสาหกรรมที่จะลงนามสัญญาใหม่ และที่มีการลงนามสัญญาอยู่ในปัจจุบันแต่ยังไม่มีการเริ่มใช้ ก๊าซธรรมชาติก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 รวมถึงสัญญาที่มีการเริ่มใช้ก๊าซธรรมชาติไปแล้วแต่เป็นปริมาณ ความต้องการใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ในส่วน Old Supply ของ PTT Shipper ทั้งนี้ ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยสามารถซื้อก๊าซจาก Shipper รายใดก็ได้ภายใต้การกำกับของ กกพ.
3.4 การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ประกอบด้วย (1) ปริมาณการนำเข้า LNG โดย 1) ให้ ปตท. กฟผ. และ Shipper ทุกรายจัดส่งข้อมูล Demand และ Supply รวมถึงภาระ Take or Pay ตลอดอายุสัญญาของสัญญาทั้งหมดของตนเอง อย่างชัดเจน โปร่งใส และสามารถตรวจสอบได้ ให้แก่ กกพ. ตามระเบียบหรือหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ 2) มอบหมายให้ กกพ. สนพ. ชธ. ร่วมกันพิจารณา Demand และ Supply ก๊าซธรรมชาติของประเทศ และนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ของประเทศ รวมถึงปริมาณการนำเข้า LNG ที่ไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล และ (2) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยเพื่อความมั่นคงของระบบพลังงานของประเทศ มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและบริหารจัดการการใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งรวมถึงการกำหนดปริมาณ การเรียกใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่เหมาะสม และปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ต้องทำการสำรองไว้ (Swing Gas) โดยข้อมูลที่เกี่ยวข้องมอบหมายให้ ชธ. รวบรวม ตรวจสอบ และแจ้งให้ กกพ. ทราบ ทั้งนี้ ให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การใช้ Bypass Gas ได้ในกรณีมีความจำเป็น เช่น การทดสอบระบบ การควบคุมคุณภาพ ก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในเกณฑ์ที่กำหนด และกรณีที่อาจกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงาน เป็นต้น
3.5 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติและการกำหนดราคา LNG นำเข้า ประกอบด้วย (1) การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ 1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคา Pool Gas ค่าบริการ ในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก 2) ราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG 3) ราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติในทะเล 4) ราคาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ เพื่อนำส่งมายังประเทศไทย 5) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้าเป็นราคา LNG ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า และค่าบริการสถานี LNG 6) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น (ไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ ในทะเล) และ 7) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) การกำหนดราคา LNG นำเข้า ประกอบด้วย 1) ให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ที่เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ที่ให้ ปตท. ดำเนินการเพื่อจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ 2) การกำหนดหลักเกณฑ์การจัดหา LNG สำหรับทุก Shipper ในกลุ่ม Regulated Market มีดังนี้ 2.1) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (10 ปีขึ้นไป) และ/หรือสัญญาระยะกลาง (5 ปีขึ้นไป แต่ไม่ถึง 10 ปี) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 ให้มีความสอดคล้องกับสภาวะตลาดทุกเดือน และภายหลังจากที่ การเจรจาราคาและเงื่อนไขหลักได้ข้อยุติ ให้นำเสนอต่อ กกพ. พิจารณาก่อนลงนามสัญญาซื้อขาย LNG และ 2.2) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นและสัญญา Spot โดยการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น (ต่ำกว่า 5 ปี) จะต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยค่าคงที่ (X) (JKM ± X) หรือราคาอ้างอิงก๊าซธรรมชาติ (Gas Link) หรืออ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil Link) หรืออ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ (Hybrid) ขึ้นอยู่กับสภาวะตลาด ทั้งนี้ ประมาณการมูลค่านำเข้า LNG ด้วยราคาอ้างอิงที่เสนอโดยรวมตลอดอายุสัญญาจะต้องไม่เกินประมาณการมูลค่านำเข้าด้วยราคา JKM ± X โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาความเหมาะสมของค่าคงที่ (X) และเป็น ผู้กำกับดูแลและพิจารณาความคุ้มค่าที่เป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศต่อไป ด้านการจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot จะต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยค่าคงที่ (X) (JKM ± X) โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณา ความเหมาะสมของค่าคงที่ (X) ทั้งนี้ ให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับปริมาณและช่วงเวลาที่จะสามารถนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นหรือ Spot LNG ได้ หากมีความจำเป็นต้องนำเข้าสัญญาระยะสั้นหรือ Spot LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้างต้น จะต้องได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. เป็นรายครั้งไป และ 3) การจัดหา LNG สำหรับ Partially Regulated Market ให้ Shipper สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมถึงจัดหา Spot LNG ได้ ภายใต้การกำกับดูแลด้านปริมาณและคุณภาพการให้บริการของ กกพ.
3.6 มอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ตามหลักการประสิทธิภาพ (Heat Rate) เพื่อใช้สำหรับโรงไฟฟ้าในส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงและขายไฟเข้าระบบ (Regulated Market)
3.7 มอบหมายให้ ปตท. เสนอแนวทางและรายละเอียดการปรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติ (Changeover Day: C-Day) ต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับให้เกิดความเป็นธรรมต่อไป
3.8 มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการเปิด TPA ให้บุคคลที่ 3 สามารถเข้าใช้และเชื่อมต่อกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลได้ เพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นการลด การผูกขาด สร้างแรงจูงใจในการเพิ่มประสิทธิภาพในการดำเนินการของผู้ประกอบการ และเปิดโอกาสให้ผู้ใช้พลังงานมีความสามารถในการเข้าถึงทรัพยากรของประเทศได้อย่างเท่าเทียมกันต่อไปในอนาคต
3.9 ให้บรรดาคำสั่ง มติ ประกาศและการปฏิบัติงานทั้งหลายที่ดำเนินการภายใต้แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่มีผล ใช้บังคับอยู่ในวันที่ข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใช้บังคับ ยังคงมีผลใช้บังคับต่อไปจนกว่าจะได้มีคำสั่ง มติ หรือประกาศใดๆ ที่ออกบังคับใช้แทน
4. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาและมีมติเห็นชอบการทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมมีข้อสังเกตดังนี้ (1) ขอให้พิจารณาการดำเนินการตามข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ในประเด็นการให้ Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่จัดหาได้เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ ต้องมีการกำกับดูแลไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต้นทุนของผู้ประกอบการกลุ่มอุตสาหกรรม และ (2) ให้สำนักงาน กกพ. ไปหารือกับฝ่ายเลขานุการฯ เกี่ยวกับ การปรับปรุงข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ เพื่อให้สามารถนำไปปฏิบัติได้จริง รวมทั้ง กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาเรื่องการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 แล้วไม่ขัดข้องต่อการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 แต่มีความเห็นเพิ่มเติม ดังนี้ (1) การจัดตั้ง Pool Manager ในระยะเริ่มต้นเห็นควรให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการไปก่อน โดยให้ กกพ. กำกับให้มีการแบ่งขอบเขตของกิจการที่ชัดเจน (Ring-fencing) รวมทั้งศึกษาถึงความเหมาะสมของความเป็นหน่วยงานอิสระ (Independent Pool Manager) เสนอต่อ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) การเปิด Third Party Access ให้บุคคลที่ 3 สามารถเข้าใช้และเชื่อมต่อระบบส่งท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลได้ เห็นควรให้เป็นนโยบายของภาครัฐ เพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นการลดการผูกขาด สร้างแรงจูงใจในการเพิ่มประสิทธิภาพ ในการดำเนินการของผู้ประกอบการ โดยมอบให้ กกพ.เป็นผู้กำกับดูแลการเข้าถึงและการเข้าใช้หรือเชื่อมต่อระบบโครงข่ายพลังงาน (Access & Use) ตามที่กำหนดไว้ในมาตรา 79 – 86 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ 2550 ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยให้นำความเห็นของที่ประชุมฯ ไปประกอบการพิจารณาต่อไป
2. มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้ติดตามการดำเนินการ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สามารถปฏิบัติได้ เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวได้ ให้ กบง. จัดทำข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใหม่ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีกครั้ง
เรื่องที่ 7 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤติพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 รวมทั้ง ขอความร่วมมือจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 มาช่วยสนับสนุนในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้ ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือนโดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป และ ส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง ต่อมา เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น และได้เห็นชอบแนวทางการจัดสรรเงินสนับสนุนของ ปตท. เป็นส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติให้กับ กฟผ. ในวงเงินรวมไม่ต่ำกว่า 4,300 ล้านบาท โดยสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ทั้งนี้ มอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของ กกพ. เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2566 ปตท. ได้มีหนังสือ ถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือ แก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 300 หน่วยต่อเดือน ประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566
2. แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤตพลังงาน มีการปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเมษายน 2566 ในรูปแบบความร่วมมือ ดังนี้ รูปแบบที่ 1 จัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ที่ไม่ผ่านกระบวนการแยกก๊าซของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Bypass Gas) ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 เพื่อทดแทนการใช้น้ำมันดีเซลหรือเชื้อเพลิงอื่นที่มีราคาสูงกว่าในการผลิตไฟฟ้า โดยให้คำนวณผลประหยัด (Saving) ที่เกิดขึ้นจากส่วนต่างราคาเชื้อเพลิงสูงสุดที่ Bypass Gas ทดแทน กับราคาก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทย ตามสูตรคำนวณดังนี้ ผลประหยัดที่เกิดขึ้นจากการเพิ่ม Bypass Gas
3. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤตพลังงาน และมีมติเห็นชอบปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงวิกฤตพลังงาน ตามรูปแบบที่ 1 และรูปแบบที่ 2 รวมทั้ง การจัดสรรวงเงินช่วยเหลือประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยมอบหมายให้ กกพ. ดูแลการดำเนินการต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมมีข้อสังเกตว่า จำนวนเงินที่เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอของ ปตท. จะต้อง ไม่ซ้ำซ้อนกับการให้ส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติที่เกิดจากมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานที่ กบง. ได้เห็นชอบไว้เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 และขอให้นำเงิน จำนวน 4,300 ล้านบาท ไปช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในการให้ความช่วยเหลือเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงวิกฤตพลังงาน วงเงินช่วยเหลือประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสามารถนำต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลงดังกล่าว ไปใช้ในการลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกำกับดูแลการดำเนินการต่อไป
กบง.ครั้งที่ 1/2566 (ครั้งที่ 57) วันพุธที่ 18 มกราคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2566 (ครั้งที่ 57)
วันพุธที่ 18 มกราคม 2566
1. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
2. รายงานผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
3. รายงานสถานการณ์และมาตรการด้านน้ำมันดีเซล
4. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 (มาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ) และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ติดตาม การดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กพช. ทราบ นอกจากนี้ ได้มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด รวมทั้งมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่าโดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว ต่อมา เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 กบง. ได้เห็นชอบ แผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยให้คณะอนุกรรมการฯ สามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ รวมทั้งให้ติดตามแผนดังกล่าวและรายงาน กบง. ทราบ
2. คณะอนุกรรมการฯ ได้ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยสามารถสรุปผลการดำเนินงานรายมาตรการ ได้ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป้าหมาย 898.8 ล้านลิตร ผลการดำเนินงาน 826 ล้านลิตร (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เป้าหมายเฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) ผลการดำเนินงานเฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 105 MMscfd (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 554.428 ล้านหน่วย (GWh) ผลการดำเนินงาน 521.815 GWh (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. เป้าหมาย 163.330 GWh ผลการดำเนินงาน 13.143 GWh (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (5.1) การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี (Glow) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค (EPEC) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG) และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) เป้าหมาย 20 ล้านลิตร โดยผลการดำเนินงานรวมอยู่ในมาตรการข้อ (1) และ (5.2) การปรับแผน การนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship สำหรับโรงไฟฟ้าบางปะกง เป้าหมาย 30 ล้านลิตร โดยเมื่อวันที่ 13 มกราคม 2566 คณะอนุกรรมการบริหารสถานการณ์ในช่วงวิกฤติราคาพลังงาน (Execution Operation Team: EOT) ได้มีมติให้ส่งน้ำมันแบบ Direct Ship เพื่อนำเข้าน้ำมันมาเติมสต็อคตามสัญญาซื้อขาย (PPA) โดยไม่ใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนการนำเข้า Spot LNG ในช่วงนี้ เนื่องจากต้นทุนการนำเข้าน้ำมันดังกล่าวมีราคาสูง เมื่อเทียบกับ LNG (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (6.1) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 เป้าหมาย 43 GWh ผลการดำเนินงาน 183 GWh และ (6.2) โครงการเทินหินบุน เป้าหมาย 9.6 GWh ผลการดำเนินงาน 1.694 GWh (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 88.62 GWh ผลการดำเนินงาน 19.865 GWh (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป้าหมาย 100,000 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 147,024 ตันเทียบเท่า LNG (9) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2565 พพ. ได้มีการจัดกิจกรรมการประกาศเจตนารมณ์เครือข่ายอนุรักษ์พลังงาน Energy Beyond Standards ของหน่วยงานภาครัฐและเอกชน 70 หน่วยงาน (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 8,800 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 10,374 ตันเทียบเท่า LNG และ (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. โดยปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศขั้นตอนการรับแจ้งการประกอบกิจการพลังงาน ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
3. การดำเนินมาตรการตามแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานฯ ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 สามารถประเมินผลประโยชน์ ทางการเงิน (Financial Benefit) ในช่วงเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ได้รวม 78,969 ล้านบาท จากมาตรการ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. 35,113.72 ล้านบาท (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด 19,850.41 ล้านบาท (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 อยู่ที่ 15,227.50 ล้านบาท (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 297.85 ล้านบาท (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 อยู่ที่ 1,405.59 ล้านบาท และรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุน 8.605 ล้านบาท (6) นำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า 124.86 ล้านบาท (7) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม 6,339 ล้านบาท และ (8) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 601.49 ล้านบาท
4. สรุปบทเรียนจากการดำเนินมาตรการตามแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานฯ ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ได้ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. ปัญหา คือ ผลการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าไม่เป็นไปตามแผน เนื่องจากการบริหารสต็อค LNG ไม่สอดคล้องกับสถานการณ์ และการประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าคลาดเคลื่อน รวมทั้งการจัดหาน้ำมันเพื่อเป็นเชื้อเพลิงในโรงไฟฟ้ามีปัญหาด้านภาษีสรรพสามิต ข้อเสนอแนะ คือ โรงไฟฟ้าควรแจ้งยืนยันแผนการใช้น้ำมันล่วงหน้า เพื่อให้ กฟผ. แจ้งข้อมูลแผนการใช้น้ำมัน ต่อคณะ EOT โดยเร็ว และขอให้คณะ EOT พิจารณาแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนการใช้ ก๊าซธรรมชาติในโรงไฟฟ้าล่วงหน้าอย่างน้อย 30 วัน ถึง 45 วัน ทั้งนี้ กรณีที่ต้องใช้น้ำมันต่ำกว่าที่โรงไฟฟ้า รับจากผู้ค้า กฟผ. อาจขอให้โรงไฟฟ้ายังคงรับน้ำมันตามแผนและนำไปเติมสต็อคให้ได้มากที่สุด และกรณีที่ผู้ค้าไม่อาจส่งน้ำมันให้โรงไฟฟ้าตามแผน กฟผ. ควรแจ้ง ธพ. เพื่อกำกับให้เกิดการปฏิบัติตามแผนโดยเร็ว (2) จัดหา ก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด ปัญหา คือ การผลิตก๊าซส่วนเพิ่มในช่วงเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2565 จากแปลง G1/61 ต่ำกว่าแผนที่ผู้รับสัญญาคาดการณ์ไว้ ข้อเสนอแนะ คือ ควรเร่งรัดการลงทุนของผู้รับสัญญาในแปลง G1/61 เพื่อเพิ่มกำลังผลิตให้เป็นไปตามเป้าหมายโดยเร็ว โดย ชธ. กำกับ และติดตามอย่างใกล้ชิด (3) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น ปัญหา คือ ปริมาณรับซื้อไฟฟ้า ไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากราคารับซื้อไม่จูงใจ และเงื่อนไขการรับซื้อมีผลกระทบกับการซื้อขายไฟฟ้า ตามสัญญาหลัก ข้อเสนอแนะ คือ ควรพิจารณาเรื่องราคารับซื้อหรือเงื่อนไขการรับซื้อที่จูงใจมากขึ้น (4) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว โครงการเทินหินบุน ปัญหา คือ การเริ่มกระบวนการรับซื้อ มีความล่าช้า เนื่องจากกระบวนการพิจารณาของหน่วยงานภาครัฐซึ่งมีการประชุมตามรอบที่กำหนด และ กฟผ. ต้องรอมติอย่างเป็นทางการก่อน ข้อเสนอแนะ คือ หากภาครัฐเห็นควรให้เจรจารับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุน ในระยะยาว อาจต้องพิจารณาปรับปรุงปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าที่กำหนดใน MOU ระหว่างประเทศไทย และ สปป. ลาว ต่อไป (5) มาตรการประหยัดพลังงาน ปัญหา คือ พพ. ได้รับงบประมาณในการดำเนินโครงการไม่ต่อเนื่อง ทำให้ไม่สามารถเกิดผลประหยัดอย่างเป็นรูปธรรม ข้อเสนอแนะ คือ ควรประชาสัมพันธ์มาตรการประหยัดพลังงานอย่างต่อเนื่อง โดย พพ. อาจประสานสมาคมธนาคารในการร่วมมือด้านการเงินเพื่อสนับสนุนการลงทุนด้านอนุรักษ์พลังงาน รวมทั้งประสานสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) ในการขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับโครงการ 20:80 (6) การออกตลาดสำหรับการจัดหา LNG ปัญหา คือ สภาวะตลาดซื้อขาย LNG ปี 2565 มีความผันผวนสูง ทำให้ไม่สามารถคาดการณ์ราคาในการออกตลาดเพื่อจัดหา LNG ได้อย่างมีประสิทธิภาพ ข้อเสนอแนะ คือ สำนักงาน กกพ. ควรดำเนินการตามกฎหมาย ระเบียบ และมติของคณะกรรมการต่างๆ ที่เกี่ยวข้องในการพิจารณาการจัดหาและนำเข้า LNG ซึ่งเป็นอำนาจของ กกพ. ทั้งนี้ สำหรับการดำเนินงานในอนาคต ควรพิจารณาเงื่อนไขสัญญาในการจัดหาและการจำหน่ายพลังงาน รวมทั้งสัญญาที่เกี่ยวข้องที่จะจัดทำในอนาคต ให้รองรับต่อการที่ภาครัฐจะสามารถนำมาบังคับใช้ตามแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินได้ในกรณีที่เกิดภาวะวิกฤต รวมทั้งควรเตรียมการด้านความเพียงพอของโครงสร้างพื้นฐานเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน และการปรับปรุงกฎหมาย ระเบียบ ให้มีความยืดหยุ่นในการบังคับใช้ช่วงสถานการณ์ฉุกเฉิน
5. คณะอนุกรรมการฯ ได้ทบทวนแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ในส่วนของมาตรการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทน การใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า เนื่องจากสำนักงาน กกพ. ได้รายงานว่าสถานการณ์ราคา Spot LNG ในช่วงที่ผ่านมามีแนวโน้มปรับตัวลดลง โดยสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการหารือร่วมกับ ปตท. และ กฟผ. ต่อการปรับลดปริมาณการใช้น้ำมันสำหรับผลิตไฟฟ้าในเดือนมีนาคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 เพื่อให้ การบริหารจัดการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ โดยคณะอนุกรรมการฯ จะรายงานผล การทบทวนค่าเป้าหมายของมาตรการดังกล่าวที่สอดคล้องกับสถานการณ์ราคาพลังงานต่อ กบง. ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
เรื่องที่ 2 รายงานผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
สรุปสาระสำคัญ
1. นายสุทธิพร ปทุมเทวาภิบาล (ผู้ร้อง) ได้ยื่นคำร้องขอให้ศาลรัฐธรรมนูญพิจารณาวินิจฉัย ตามรัฐธรรมนูญมาตรา 51 ว่า กระทรวงพลังงานกำหนดยุทธศาสตร์กระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2559 - 2563) และแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ทำให้สัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้า ของรัฐลดลงต่ำกว่าร้อยละห้าสิบเอ็ด เป็นการกระทำที่ขัดหรือแย้งต่อรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง โดยมีผู้ถูกร้องประกอบด้วย กระทรวงพลังงาน (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2)
2. เมื่อวันที่ 9 มกราคม 2566 ศาลรัฐธรรมนูญได้ประชุมปรึกษาคดีและมีมติโดยเสียงข้างมาก (7 ต่อ 2) วินิจฉัยว่า การกระทำของผู้ถูกร้องที่ 1 และผู้ถูกร้องที่ 2 ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า เป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง และศาลรัฐธรรมนูญมีมติโดยเสียงข้างมาก (6 ต่อ 3) วินิจฉัยว่า การกระทำของผู้ถูกร้องที่ 1 และผู้ถูกร้องที่ 2 ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า เป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสามและวรรคสี่ ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง ทั้งนี้ ศาลรัฐธรรมนูญมีมติเป็นเอกฉันท์ให้มีข้อแนะนำว่า รัฐโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ต้องดำเนินการกำหนดกรอบหรือเพดานของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนในระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศ และกำหนดปริมาณไฟฟ้าสำรองอันเกี่ยวกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนอันส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บ จากประชาชน ให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับความเป็นจริงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลา หากกำหนดกำลังไฟฟ้าสำรองสูงเกินสมควร และก่อให้เกิดความเสียหายแก่ประโยชน์สาธารณะ อาจจะถูกดำเนินการโดยองค์กรอื่นหรือศาลอื่นได้ ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ จะรายงานผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญให้ กพช. ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
เรื่องที่ 3 รายงานสถานการณ์และมาตรการด้านน้ำมันดีเซล
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกในปี 2565 ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากสถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน ส่งผลให้ราคาพลังงานในตลาดโลกอยู่ในระดับสูงและมีความ ผันผวนอย่างรุนแรง โดยในช่วงไตรมาส 2 ของปี 2565 ราคาน้ำมันดีเซลขึ้นไปแตะระดับสูงสุดในรอบ 14 ปี นับตั้งแต่ปี 2551 โดยอยู่ที่ประมาณ 180 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และในช่วงไตรมาส 3 และไตรมาส 4 ของปี 2565 ราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกเริ่มปรับตัวลดลงสู่ระดับ 110 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เนื่องจาก ตลาดกังวลต่อการหดตัวของเศรษฐกิจโลกและกดดันปริมาณความต้องการใช้น้ำมันโลก ขณะที่สถานการณ์ การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ในสาธารณรัฐประชาชนจีนยังไม่มีแนวโน้มดีขึ้น รวมทั้งยังมีการขยายมาตรการล๊อกดาวน์และใช้มาตรการเข้มงวดในเมืองสำคัญต่างๆ ตามนโนบายโควิดเป็นศูนย์ (Zero COVID) เพิ่มขึ้นด้วย
2. คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลลง เพื่อช่วยบรรเทา ความเดือดร้อนแก่ประชาชนและภาคธุรกิจภายใต้สถานการณ์ราคาพลังงานที่ยังคงผันผวนทั่วโลก จำนวน 6 ครั้ง โดยครั้งที่ 1 ช่วงวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 20 พฤษภาคม 2565 ลดภาษีลิตรละ 3 บาท เป็นเวลา 3 เดือน รัฐสูญรายได้ 18,000 ล้านบาท ครั้งที่ 2 ถึงครั้งที่ 5 ช่วงวันที่ 21 พฤษภาคม 2565 ถึงวันที่ 20 มกราคม 2566 ลดภาษีลิตรละ 5 บาท รวมเป็นเวลา 8 เดือน รัฐสูญรายได้ 80,000 ล้านบาท ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2566 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบขยายเวลามาตรการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลออกไปอีก เพื่อช่วยแบ่งเบาภาระ ค่าครองชีพประชาชน และภาระของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหลังมาตรการเดิมจะสิ้นสุดลงในวันที่ 20 มกราคม 2566 ซึ่งเป็นการต่ออายุมาตรการเป็นครั้งที่ 6 โดยขยายระยะเวลาออกไปอีก 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 20 พฤษภาคม 2566 โดยอัตราภาษีสรรพสามิตกลุ่มน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 1.34 บาทต่อลิตร
3. คณะรัฐมนตรีได้มีมาตรการบริหารราคาน้ำมันดีเซลโดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ และภาษีสรรพสามิต ในช่วงไตรมาส 1 ของปี 2565 โดยตรึงราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ มีอัตราชดเชยเฉลี่ยรายเดือนอยู่ที่ประมาณ 2 ถึง 7 บาทต่อลิตร ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมัน มีฐานะติดลบประมาณ 8,224 ล้านบาท และในช่วงไตรมาส 2 ถึงไตรมาส 3 ของปี 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบในหลักการสำหรับมาตรการบริหารราคาน้ำมันดีเซลโดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ และภาษีสรรพสามิต ไม่ให้เกิน 35 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ มีอัตราชดเชยเฉลี่ยสูงสุดในเดือนมิถุนายน 2565 อยู่ที่ 10 บาทต่อลิตร และทยอยลดการชดเชยลงอย่างต่อเนื่องตามราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง จนในเดือนธันวาคม 2565 สามารถจัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้เฉลี่ยอยู่ที่ 4 บาทต่อลิตร ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมัน มีฐานะติดลบน้อยลง จากสูงสุดติดลบ 88,788 ล้านบาท มาอยู่ที่ติดลบ 72,089 ล้านบาท ในเดือนมกราคม 2566
4. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกที่มีแนวโน้มปรับตัวลดลงในช่วงที่ผ่านมา โดยกองทุนน้ำมันฯ ยังคงมีภาระการชดเชยในระดับสูง คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) จึงเห็นควรให้ยังคงจัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของน้ำมันดีเซลเพื่อช่วยลดภาระของกองทุน ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลของประเทศไทยเริ่มอยู่ในระดับที่สูงกว่าประเทศเพื่อนบ้านโดยเฉพาะประเทศเวียดนาม ตั้งแต่ ต้นเดือนธันวาคม 2565 ประกอบกับคณะรัฐมนตรีได้ขยายระยะเวลาการปรับลดภาษีสรรพสามิต ดังนั้น กบน. จะเสนอแนวทางการบริหารอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ โดยพิจารณาปรับลดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลงในเดือน กุมภาพันธ์ 2566
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานสถานการณ์และมาตรการของน้ำมันดีเซล
เรื่องที่ 4 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2566 และมอบหมายให้ ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงผันผวนตามราคาน้ำมันดิบ เนื่องจากความกังวล ต่อภาวะเศรษฐกิจถดถอยซึ่งอาจกดกันต่อความต้องการใช้น้ำมันและก๊าซ LPG ของโลก และสภาพอากาศ ที่อุ่นขึ้นในภูมิภาคยุโรป นอกจากนี้ตลาดยังคงจับตามาตรการที่หลายประเทศทั่วโลกอาจออกมาควบคุม ผู้เดินทางจากสาธารณรัฐประชาชนจีน หลังประกาศเปิดประเทศตั้งแต่วันที่ 8 มกราคม 2566 เนื่องจากความกังวลต่อการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ในสาธารณรัฐประชาชนจีนที่ยังคงรุนแรง ส่งผลให้อุปสงค์การใช้น้ำมันเผชิญความไม่แน่นอน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เพื่อพิจารณาแนวทางบรรเทาผลกระทบอันอาจเกิดขึ้นกับผู้ใช้ก๊าซ พบว่าในเดือนธันวาคม 2565 ถึงเดือนมกราคม 2566 ราคา LPG ตลาดโลกลดลงประมาณ 26.54 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือลดลงร้อยละ 4 จาก 609.98 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน สู่ระดับ 583.44 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 16 มกราคม 2566 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.4283 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 23.7247 บาทต่อกิโลกรัม (678.69 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 24.1530 บาทต่อกิโลกรัม (698.26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 6.1284 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 6.5567 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 408 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 15 มกราคม 2566 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 116,883 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 72,089 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 44,794 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,252 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,064 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 813 ล้านบาทต่อเดือน
4. เนื่องจากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงผันผวน โดย ณ วันที่ 16 มกราคม 2566 อยู่ที่ 698 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 450 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ในขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 813 ล้านบาทต่อเดือน และฐานะกองทุนบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 44,794 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2566 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 813 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่ง หน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 2 ครั้ง ไปที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2566 ถึงวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2566 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 513 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2566 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 213 ล้านบาทต่อเดือน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 698 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 15 มกราคม 2566 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี ก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณติดลบ 44,794 ล้านบาท ทั้งนี้ หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 46,826 ล้านบาท หรือติดลบ 45,926 ล้านบาท ณ วันที่ 31 มีนาคม 2566 ตามลำดับ ทั้งนี้ การดำเนินการตามแนวทางที่ 1 จะช่วยลดผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชนแต่จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระเพิ่มขึ้น และเกิดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน ในขณะที่แนวทางที่ 2 จะทำให้ราคาขายปลีกสะท้อนต้นทุนการจัดหา และลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ที่เกิดจากการอุดหนุนราคา LPG รวมถึงลดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน แต่จะ ทำให้ค่าครองชีพของประชาชนเพิ่มสูงขึ้น อย่างไรก็ดี แม้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็น 438 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 กุมภาพันธ์ 2566 ถึงวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2566 และปรับขึ้นราคาขายส่งซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มจาก 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม ไปที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2566 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) โดยขอความร่วมมือจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) มาช่วยสนับสนุนในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยแบ่งจัดสรรเป็น (1) ส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป และ (2) ส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง พร้อมมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ทั้งนี้ ปตท. ได้พิจารณา เสนอรูปแบบการสนับสนุนที่เหมาะสมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 โดยการให้ส่วนลด ค่าก๊าซธรรมชาติกับ กฟผ. เป็นวงเงินประมาณ 4,300 ล้านบาท เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน
2. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2566 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้แจ้งผลการพิจารณากรณีศึกษามาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน ตามมติ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2565 ดังนี้
2.1 ประมาณการผู้ใช้ไฟฟ้าและหน่วยการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วยต่อเดือน ช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ดังนี้ (1) การไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) มีผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 1 หน่วย ถึง 150 หน่วย ประมาณ 14.72 ล้านราย การใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 1,074 ล้านหน่วย หรือเฉลี่ย 73 หน่วยต่อรายต่อเดือน ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 151 หน่วย ถึง 300 หน่วย ประมาณ 4.91 ล้านราย การใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 1,305 ล้านหน่วย หรือเฉลี่ย 266 หน่วยต่อรายต่อเดือน และผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 1 หน่วย ถึง 500 หน่วย ประมาณ 21.76 ล้านราย การใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 3,194 ล้านหน่วย หรือเฉลี่ย 147 หน่วยต่อรายต่อเดือน (2) กฟผ. มีผู้ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วย ต่อเดือน ประมาณ 3,680 ราย การใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 1.75 ล้านหน่วย หรือเฉลี่ย 0.44 หน่วยต่อรายต่อเดือน และ (3) กิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ มีผู้ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วยต่อเดือน ประมาณ 36,862 ราย การใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 7.74 ล้านหน่วย หรือเฉลี่ย 1.94 หน่วยต่อรายต่อเดือน
2.2 ประมาณการงบประมาณช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยกลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 500 หน่วยต่อเดือน ในลักษณะส่วนลดค่าไฟฟ้า 4 กรณีศึกษา ดังนี้ กรณีที่ 1 ช่วยเหลือเท่ากับมาตรการในเดือนกันยายน 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยมีส่วนลดค่าไฟฟ้า และผลต่างอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) เรียกเก็บและส่วนลด ดังนี้ (1) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 1 หน่วย ถึง 150 หน่วย และตั้งแต่ 151 หน่วย ถึง 300 หน่วย 92.04 สตางค์ต่อหน่วย และ 1.39 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ (2) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 301 หน่วย ถึง 350 หน่วย 51.50 สตางค์ต่อหน่วย และ 41.93 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ (3) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 351 หน่วย ถึง 400 หน่วย 30.90 สตางค์ต่อหน่วย และ 62.53 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ และ (4) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 401 หน่วย ถึง 500 หน่วย 10.30 สตางค์ต่อหน่วย และ 83.13 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ รวมงบประมาณที่ใช้ 9,710.26 ล้านบาท (เฉลี่ย 2,427.57 ล้านบาทต่อเดือน) จำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าได้รับประโยชน์ ประมาณ 21.80 ล้านราย กรณีที่ 2 ปรับปรุงการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่ม 151 หน่วย ถึง 500 หน่วย โดยมีส่วนลดค่าไฟฟ้า และผลต่างค่า Ft เรียกเก็บและส่วนลด ดังนี้ (1) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 1 หน่วย ถึง 150 หน่วย 92.04 สตางค์ต่อหน่วย และ 1.39 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ (2) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 151 หน่วย ถึง 300 หน่วย 67.04 สตางค์ต่อหน่วย และ 26.39 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ (3) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 301 หน่วย ถึง 350 หน่วย 34.33 สตางค์ต่อหน่วย และ 59.10 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ (4) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 351 หน่วย ถึง 400 หน่วย 20.60 สตางค์ต่อหน่วย และ 72.83 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ และ (5) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 401 หน่วย ถึง 500 หน่วย 6.87 สตางค์ต่อหน่วย และ 86.56 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ รวมงบประมาณที่ใช้ 8,094.20 ล้านบาท (เฉลี่ย 2,023.55 ล้านบาทต่อเดือน) จำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าได้รับประโยชน์ ประมาณ 21.80 ล้านราย กรณีที่ 3 ช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าเฉพาะกลุ่ม 300 หน่วยแรก โดยมีส่วนลดค่าไฟฟ้า และผลต่างค่า Ft เรียกเก็บและส่วนลด ดังนี้ (1) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 1 หน่วย ถึง 150 หน่วย 92.04 สตางค์ต่อหน่วย และ 1.39 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ (2) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 151 หน่วย ถึง 300 หน่วย 67.04 สตางค์ต่อหน่วย และ 26.39 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ และ (3) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 301 หน่วย ถึง 500 หน่วย ไม่มีส่วนลดค่าไฟฟ้า โดยมีผลต่างค่า Ft เรียกเก็บและส่วนลด 93.43 สตางค์ต่อหน่วย รวมงบประมาณที่ใช้ 7,472.22 ล้านบาท (เฉลี่ย 1,868.06 ล้านบาทต่อเดือน) จำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าได้รับประโยชน์ ประมาณ 19.66 ล้านราย และกรณีที่ 4 ช่วยเหลือครึ่งหนึ่งของกรณีที่ 1 โดยมีส่วนลดค่าไฟฟ้า และผลต่างค่า Ft เรียกเก็บและส่วนลด ดังนี้ (1) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 1 หน่วย ถึง 150 หน่วย และตั้งแต่ 151 หน่วย ถึง 300 หน่วย 46.02 สตางค์ต่อหน่วย และ 47.41 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ (2) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 301 หน่วย ถึง 350 หน่วย 25.75 สตางค์ต่อหน่วย และ 67.68 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ (3) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 351 หน่วย ถึง 400 หน่วย 15.45 สตางค์ต่อหน่วย และ 77.98 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ และ (4) ผู้ใช้ไฟฟ้าตั้งแต่ 401 หน่วย ถึง 500 หน่วย 5.15 สตางค์ต่อหน่วย และ 88.28 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ รวมงบประมาณที่ใช้ 4,855.14 ล้านบาท (เฉลี่ย 1,213.79 ล้านบาทต่อเดือน) จำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าได้รับประโยชน์ ประมาณ 21.80 ล้านราย ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแล้วเห็นควรให้การช่วยเหลือตามกรณีที่ 3 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยกลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน รวมงบประมาณการช่วยเหลือประมาณ 7,472.22 ล้านบาท เนื่องจากข้อจำกัดด้านวงเงินการช่วยเหลือของภาครัฐที่จำเป็นต้องจัดสรร ตามความจำเป็น และเพื่อเป็นกลไกในการกระตุ้นให้ประชาชนตระหนักและช่วยกันลดใช้พลังงานได้อีกทางหนึ่ง
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 เป็นการ ขอความร่วมมือ ปตท. สนับสนุนเพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว และให้ กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ซึ่ง ปตท. ได้เสนอแนวทางการจัดสรรเงินสนับสนุนที่ ปตท. สามารถดำเนินการได้ จึงเห็นสมควรพิจารณาเห็นชอบการดำเนินการตามแนวทางการจัดสรรเงินของ ปตท. วงเงินประมาณ 4,300 ล้านบาท เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางต่อไป สำหรับเงินส่วนต่างงบประมาณในการสนับสนุนค่าไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือกลุ่มเปราะบางตามกรณีที่ 3 เห็นควรให้กระทรวงพลังงานดำเนินการ ขอรับการจัดสรรจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่าย เพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็นต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการจัดสรรเงินสนับสนุนของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในวงเงินรวมไม่ต่ำกว่า 4,300 ล้านบาท เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ทั้งนี้ มอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็ว
2. เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบ จากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 แก่ผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน วงเงินงบประมาณรวมในกรอบไม่เกิน 7,500 ล้านบาท โดยใช้งบประมาณจาก 2 แหล่ง ดังนี้
2.1 งบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น วงเงินรวม 3,200 ล้านบาท
2.2 ปตท. จัดสรรเงินสนับสนุนตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 วงเงินรวมไม่ต่ำกว่า 4,300 ล้านบาท
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ดำเนินการขออนุมัติกรอบวงเงินตามมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้า เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น งบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็นจากคณะรัฐมนตรี ทั้งนี้ เพื่อให้การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ สามารถดำเนินการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าตามมาตรการช่วยเหลือดังกล่าว ตามระเบียบและขั้นตอนต่อไป
4. ขอความร่วมมือให้ ปตท. นำความเห็นของ กกพ. และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 ต่อแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ในประเด็นข้อจำกัดของการนำส่วนต่างต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลงจากกระบวนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ไปประกอบ การพิจารณาจัดสรรเงินสนับสนุนตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 ให้เต็มจำนวน 6,000 ล้านบาท เพื่อเป็นส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติในการลดต้นทุนค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง และนำมาลดภาระ ของรัฐบาลตามข้อ 2.1 ต่อไป
กบง.ครั้งที่ 18/2565 (ครั้งที่ 56) วันอังคารที่ 13 ธันวาคม 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 18/2565 (ครั้งที่ 56)
วันอังคารที่ 13 ธันวาคม 2565
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านน้ำมันเชื้อเพลิง
3. แนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV
4. การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
5. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. จากสถานการณ์ความตึงเครียดระหว่างประเทศยูเครนและสหพันธรัฐรัสเซียส่งผลให้เกิดวิกฤตราคาพลังงานทั่วโลก ซึ่งกระทบต่ออัตราเงินเฟ้อ ภาพรวมเศรษฐกิจ และค่าครองชีพของประชาชน โดยฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เพื่อพิจารณาแนวทางบรรเทาผลกระทบอันอาจเกิดขึ้นกับผู้ใช้ก๊าซ พบว่าในเดือนพฤศจิกายน 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ราคา LPG ตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 65.16 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 11 จาก 568.44 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน สู่ระดับ 633.60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 29 พฤศจิกายน 2565 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นเนื่องจากค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.4286 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 26.8906 บาทต่อกิโลกรัม (716.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 27.3192 บาทต่อกิโลกรัม (757.70 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 9.2943 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 9.7229 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 11 ธันวาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 127,337 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 83,713 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 43,624 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,497 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,538 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,041 ล้านบาทต่อเดือน
4. เนื่องจากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงผันผวน โดย ณ วันที่ 12 ธันวาคม 2565 อยู่ที่ 609.98 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 463 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ในขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 1,041 ล้านบาทต่อเดือน และฐานะกองทุนบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 43,624 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 45,000 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2566 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,041 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มจาก 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม ไปที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2566 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 750 ล้านบาทต่อเดือน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 609.98 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 12 ธันวาคม 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณติดลบ 43,624 ล้านบาท ทั้งนี้ หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 44,665 ล้านบาท หรือติดลบ 44,374 ล้านบาท ณ วันที่ 31 มกราคม 2566 ตามลำดับ ทั้งนี้ การดำเนินการตามแนวทางที่ 1 จะช่วยลดผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชนแต่จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระเพิ่มขึ้น และเกิดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน ในขณะที่แนวทางที่ 2 จะทำให้ราคาขายปลีกสะท้อนต้นทุนการจัดหา และลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ที่เกิดจากการอุดหนุนราคา LPG รวมถึงลดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน แต่จะทำให้ค่าครองชีพของประชาชนเพิ่มสูงขึ้น อย่างไรก็ดี แม้ปรับขึ้นราคาขายปลีก ก๊าซ LPG เป็น 423 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 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2566
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
เรื่องที่ 2 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤต 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 สำหรับภาวะวิกฤต 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 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมัน คงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารจัดการ อัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ต่อมา เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 10 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล รวมถึงมอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) นำเสนอการกำหนดสัดส่วนการผสม ไบโอดีเซลเพื่อทราบต่อไป
2. ราคาน้ำมันในช่วงเดือนพฤศจิกายน 2565 ปรับตัวลดลง หลังได้รับแรงกดดันจากแนวโน้ม การชะลอตัวลงของภาวะเศรษฐกิจโลกที่ส่งผลถึงความต้องการใช้น้ำมัน รวมถึงภาวะเงินเฟ้อที่อยู่ในระดับสูงส่งผลให้ธนาคารกลางทั่วโลกปรับขึ้นอัตราดอกเบี้ยนโยบายอย่างต่อเนื่อง นอกจากนี้ สถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด-19) ในสาธารณรัฐประชาชนจีน ส่งผลให้จีนขยายมาตรการล็อกดาวน์ในหลายเมืองเพื่อควบคุมการแพร่ระบาด ในขณะที่กลุ่มโอเปกพลัสยังคงข้อตกลงเดิมที่จะปรับลดการผลิตน้ำมันลง 2 ล้านบาร์เรลต่อวัน โดย ณ วันที่ 12 ธันวาคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 71.81 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ของน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 82.74 และ 102.05 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ทั้งนี้ ราคาน้ำมันตลาดโลกมีการปรับขึ้นลงราคาทุกวัน โดยตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 ถึงวันที่ 12 ธันวาคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้นจำนวน 9 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.06 ถึง 1.08 บาทต่อลิตร และปรับลงจำนวน 21 ครั้งอยู่ในช่วง 0.04 ถึง 1.14 บาทต่อลิตร รวมปรับลงทั้งสิ้น 6.19 บาทต่อลิตร ในขณะที่ราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ของน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลปรับลดลงรวม 4.83 และ 9.54 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งราคาที่ลดลงดังกล่าวสะท้อนไปสู่ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศและอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 ถึงปัจจุบัน ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และ 91E10 ลดลง 1.20 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จึงเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนเพิ่มขึ้น 2.11 บาทต่อลิตร ในขณะที่ราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วไม่มีการเปลี่ยนแปลง (อยู่ที่ 34.94 บาทต่อลิตร) โดยกองทุนน้ำมันฯ เปลี่ยนจากการชดเชยที่ 3.45 บาทต่อลิตร เป็นเรียกเก็บเงินเข้ากองทุน 5.82 บาทต่อลิตร
3. ราคาไบโอดีเซล (บี100) อ้างอิง ในช่วงวันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 9 ธันวาคม 2565 อยู่ที่ 36.39 บาทต่อลิตร ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากสัปดาห์ก่อนหน้า 2.36 บาทต่อลิตร ตามราคาตลาดโลกที่เพิ่มขึ้น ประกอบกับความต้องการใช้ในประเทศที่เพิ่มขึ้นจากการปรับสัดส่วนผสมน้ำมันดีเซลเป็นร้อยละ 7 (บี7) ส่งผลให้ราคาวัตถุดิบที่ใช้ในการผลิตไบโอดีเซลเพิ่มสูงขึ้น โดยปริมาณสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) เดือนตุลาคม 2565 อยู่ที่ระดับ 342,980 ตัน เพิ่มขึ้นจากเดือนกันยายน 2565 ประมาณ 613 ตัน ในขณะที่ปริมาณการผลิต และการใช้ไบโอดีเซลเดือนตุลาคม 2565 อยู่ที่ 4.23 และ 3.84 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ เพิ่มขึ้นจาก เดือนก่อนหน้า 0.86 และ 0.65 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ ทั้งนี้ การปรับเพิ่มสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากเดิมร้อยละ 5 (บี5) เป็นร้อยละ 7 (บี7) ตั้งแต่วันที่ 10 ตุลาคม 2565 เป็นต้นมา ได้ช่วยดูดซับน้ำมันปาล์มดิบเพิ่มขึ้นประมาณ 3 หมื่นตันต่อเดือน และช่วยบรรเทาสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบสะสมในระบบ โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) คาดการณ์ว่าระดับสต๊อคน้ำมันปาล์มดิบ ณ สิ้นปี 2565 จะอยู่ที่ประมาณ 2.64 แสนตัน ปรับตัวลดลงจากปลายเดือนตุลาคม 2565 ซึ่งอยู่ที่ 3.43 แสนตัน
4. หากกองทุนน้ำมันฯ ไม่มีการชดเชยราคา ในช่วงวันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 9 ธันวาคม 2565 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยจะอยู่ที่ 31.34 บาทต่อลิตร โดยปัจจุบัน กบน. ตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ 34.94 บาทต่อลิตร และกระทรวงการคลังปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล จาก 5.99 บาทต่อลิตร เป็น 1.34 บาทต่อลิตร ซึ่งจะสิ้นสุดในวันที่ 20 มกราคม 2566 ทั้งนี้ ปัจจุบันราคาไบโอดีเซลอยู่ที่ 36.39 บาทต่อลิตร ซึ่งสูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) เฉลี่ยซึ่งอยู่ที่ 24.59 บาทต่อลิตร ประมาณ 1.48 เท่า ซึ่งเป็นอัตราที่ต่ำกว่าที่ กบง. กำหนดในการปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลลงเป็นร้อยละ 5 (บี5) อย่างไรก็ดี แม้ว่าราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวลดลง แต่ยังคงมีความผันผวนและทรงตัวในระดับสูง ในขณะที่ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบสูงถึง 1.3 แสนล้านบาท จากการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันในประเทศในช่วงปีที่ผ่านมา ดังนั้น ในช่วงไตรมาส 1 ของปี 2566 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงมีข้อเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว โดยคงสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไว้ที่ร้อยละ 7 (บี7) ต่อไป เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงยังคงอยู่ในภาวะวิกฤตตามหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล และคงมาตรการขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันให้คง ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร เพื่อช่วยบรรเทาภาระและเพิ่มสภาพคล่องให้กับกองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 ดังนี้
1.1 กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซล หมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 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. .... ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ ตามข้อ 1.1
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 จากสถานการณ์ราคาพลังงานโลก ที่ปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ต้นปี 2564 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นต้นทุนของก๊าซ NGV ปรับตัวสูงขึ้น กระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ประชาชนและผู้ประกอบการที่ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงได้รับความเดือดร้อน ภาครัฐจึงได้พิจารณามาตรการช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงในรถยนต์ทั่วไปและรถโดยสารสาธารณะ โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม ต่อเนื่องมาเป็นระยะ ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 และขอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 ต่อมา เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 กบง. ได้มีมติให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปเพิ่มขึ้น 1 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 16.59 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 เป็นต้นไป โดยให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 3 เดือน ถึงวันที่ 15 ธันวาคม 2565 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 ธันวาคม 2565 ประมาณ 11,375 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 10,450 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 925 ล้านบาท)
2. ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามสูตรโครงสร้างราคา ณ เดือนพฤศจิกายน 2565 อยู่ที่ระดับ 29.51 บาทต่อกิโลกรัม โดยในช่วงไตรมาสแรกของปี 2566 คาดว่าราคาขายปลีกก๊าซ NGV จะอยู่ที่ประมาณ 28 บาทต่อกิโลกรัม และมีแนวโน้มปรับลดลงในปี 2566 ทั้งนี้ การตรึงราคาพลังงานเป็นเวลานานจะก่อให้เกิดการบิดเบือนโครงสร้างราคาพลังงานของประเทศ ผู้บริโภคไม่มีความตระหนักรู้ในราคาพลังงานที่แท้จริง นำไปสู่ การใช้พลังงานอย่างไม่มีประสิทธิภาพ และทำให้เกิดการแข่งขันทางการค้าที่ไม่เป็นธรรมทั้งต่อผู้ประกอบการ ในธุรกิจ NGV และผู้ประกอบการเชื้อเพลิงภาคขนส่งประเภทอื่นๆ ดังนั้น เพื่อลดการบิดเบือนโครงสร้างราคาพลังงาน และประชาชนทยอยปรับตัวต่อราคาพลังงานที่แท้จริง ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ใน 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 รถยนต์ทั่วไป ให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV 1 บาทต่อกิโลกรัม จาก 16.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 17.59 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 เป็นต้นไป และรถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. ให้คงราคาขายปลีก ก๊าซ NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2566 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือของ ปตท. ประมาณ 2,682 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 2,407 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 275 ล้านบาท) และแนวทางที่ 2 รถยนต์ทั่วไป ให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV 1 บาทต่อกิโลกรัม จาก 16.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 17.59 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 เป็นต้นไป และรถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. ให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV 1 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 14.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2566 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือของ ปตท. ประมาณ 2,659 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 2,407 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 252 ล้านบาท)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้
1. รถยนต์ทั่วไป ให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV จาก 16.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 17.59 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 เป็นต้นไป
2. รถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2566
เรื่องที่ 4 การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ ให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1) ขนาดท่อ 36 นิ้ว ระยะทาง 74 กิโลเมตร ภายใต้กรอบวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2568 เพื่อให้แล้วเสร็จตามกำหนดการจ่ายก๊าซธรรมชาติให้โครงการโรงไฟฟ้าพระนครใต้ส่วนเพิ่มที่จะเข้าระบบในปี 2569 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 มกราคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจากมีการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการในส่วนของการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากผลการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน และสมมติฐานการประเมินต้นทุนของโครงการที่ปรับเปลี่ยนตามสถานการณ์เศรษฐกิจโลกที่เปลี่ยนแปลงไป อาทิ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา และราคาเหล็กตลาดโลก
2. ความจำเป็นของการขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจาก ปตท. ได้ลงพื้นที่เพื่อรับฟังความคิดเห็นของประชาชนต่อแนวทางที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการ พบว่าแนวทางเลือกที่เหมาะสม ที่ประชาชนยอมรับเป็นการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปตามแนวสายส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ซึ่งเปลี่ยนแปลงไปจากแผนเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท โดยแนวทางดังกล่าว มีข้อจำกัดด้านพื้นที่ในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่ต้องวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่จำกัด ทำให้จำเป็นต้องเปลี่ยนวิธีการวางท่อ จากเดิมใช้วิธีการเจาะลอด (Horizontal Directional Drilling: HDD) ซึ่งต้อง ใช้พื้นที่ในการดำเนินการมาก เป็นใช้วิธีดันลอดระยะยาว (Direct Pipe: DP) ซึ่งเป็นวิธีก่อสร้างที่ใช้พื้นที่น้อย สามารถดำเนินการในพื้นที่จำกัดได้ อีกทั้งการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าซึ่งเป็นพื้นที่ของเอกชนจำเป็นต้องระมัดระวังเรื่องการรั่วไหลของสารเบนทอไนท์ ซึ่งวิธีดันลอดระยะยาวเป็นวิธีที่มีโอกาสรั่วไหลของเบนทอไนท์ ต่ำมาก นอกจากนี้ สถานการณ์เศรษฐกิจโลกที่เปลี่ยนแปลงไปจากช่วงศึกษาและประเมินกรอบวงเงินงบประมาณในการลงทุนโครงการ ส่งผลให้ต้นทุนการดำเนินโครงการเพิ่มสูงขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ผันผวนและเงินบาทมีแนวโน้มอ่อนค่าลงต่อเนื่อง จากสมมติฐานอัตราแลกเปลี่ยนในช่วงศึกษาโครงการที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ เป็นประมาณ 35 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในเดือนธันวาคม 2565 ประกอบกับราคาท่อเหล็กตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้นและมีแนวโน้มปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง จาก 1,350 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ในช่วงไตรมาสแรกของปี 2564 มาอยู่ที่ประมาณ 2,275 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ในเดือนตุลาคม 2565 ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินโครงการแล้วเสร็จตามกำหนด ปตท. จึงได้ศึกษาและประเมินกรอบวงเงินลงทุนโครงการใหม่ ตามปัจจัยข้างต้น พบว่ากรอบวงเงินลงทุนที่เหมาะสมของโครงการอยู่ที่ประมาณ 13,700 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่ากรอบวงเงินลงทุนเดิมที่ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบไว้ที่ 11,000 ล้านบาท โดยเพิ่มขึ้นรวม 2,700 ล้านบาท รายละเอียดดังนี้ (1) ค่าก่อสร้าง เพิ่มขึ้น 2,840 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 4,020 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 6,860 ล้านบาท (2) ค่าท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้น 570 ล้านบาท จากวงเงิน ที่เห็นชอบเดิม 1,675 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,245 ล้านบาท (3) ค่าที่ดิน ลดลง 765 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 3,265 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,500 ล้านบาท และ (4) ค่าที่ปรึกษา ค่าบริหารโครงการ และอื่นๆ เพิ่มขึ้น 55 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 2,040 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,095 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาให้ความเห็นต่อการทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ และนำกลับมาเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ ประกอบการนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา โดยเมื่อวันที่ 21 มิถุนายน 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2565 โดยมีความเห็น ดังนี้ (1) การเสนอปรับเงินลงทุนมีเหตุผลและความจำเป็นจากปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อด้วยวิธี Direct Pipe ตามข้อจำกัดของวิธีการก่อสร้าง ประกอบกับสมมติฐานทางการเงินที่เปลี่ยนแปลงไปเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งพบว่าอัตราแลกเปลี่ยน และราคาท่อเหล็กในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวขึ้นจนส่งผลกระทบต่อเงินลงทุนการดำเนินโครงการ (2) การออกแบบท่อแบบ Sour Service เป็นการออกแบบที่เกินกว่าความจำเป็น จึงเห็นควรให้ปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อเป็นแบบ Non-Sour Service ซึ่งจะทำให้เงินลงทุนสามารถปรับลดลงจาก 13,700 ล้านบาท เหลือ 13,590 ล้านบาท หรือลดลง 110 ล้านบาท (3) การขอปรับกรอบวงเงินลงทุนส่งผลให้เงินลงทุนเพิ่มสูงขึ้น ที่ 13,590 ล้านบาท เกินกรอบที่ ครม. ได้อนุมัติไว้เดิมที่ 11,000 ล้านบาท จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และ ครม.เพื่อพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม ซึ่งต่อมา ปตท. ได้ปรับรายละเอียดสาระสำคัญของการปรับลดวงเงินโดยการปรับเปลี่ยนวิธีการออกแบบท่อเป็น Non-Sour Service จาก 13,700 ล้านบาท เหลือ 13,590 ล้านบาท ตามความเห็น กกพ. ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาการขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ (ครั้งที่ 2) และมอบหมายให้ ปตท. จัดทำข้อมูลชี้แจงเพิ่มเติม ซึ่งเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2565 ปตท. ได้มีหนังสือชี้แจงรายละเอียดที่มาของต้นทุนค่าก่อสร้างแบบ Direct Pipe ที่สูง รายละเอียดค่าที่ปรึกษา ค่าบริหารโครงการ รวมทั้งรายละเอียดของเทคโนโลยีระบบป้องกันความปลอดภัยเพิ่มเติม โดยเรื่องทางเทคนิคและความปลอดภัยในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูง ปตท. ได้พิจารณาร่วมกับ กฟผ. ซึ่งเป็นเจ้าของเขตระบบแล้ว และเมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาการขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ (ครั้งที่ 3) ตามข้อมูลที่ ปตท. ชี้แจงเพิ่มเติม และได้เห็นชอบให้นำข้อเสนอขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการของ ปตท. จากเดิมวงเงิน 11,000 ล้านบาท เป็นวงเงิน 13,590 ล้านบาท เสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า การขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการของ ปตท. สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไปจากแนวทางเลือกในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป จากเดิม ที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท เป็นการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่ที่จำกัดแทน จึงต้องใช้วิธี Direct Pipe ซึ่งมีต้นทุนค่าก่อสร้างสูงกว่าการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท รวมทั้งค่าเงินบาท ที่อ่อนค่าลง จากเดิมที่ได้ประเมินในการขออนุมัติโครงการปี 2564 ที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ มาอยู่ที่ประมาณ 34 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในช่วงต้นปี 2565 และอยู่ที่ประมาณ 35 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในเดือนธันวาคม 2565 ประกอบกับราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวสูงขึ้นและมีแนวโน้มปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยขอให้ ปตท. บริหารจัดการโครงการอย่างมีประสิทธิภาพภายใต้วงเงินที่ขอทบทวนในครั้งนี้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้อนุมัติไว้ เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท และมอบหมายให้ ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 (มาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ) และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ติดตาม การดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กพช. ทราบ นอกจากนี้ ได้มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด รวมทั้งมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่าโดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว และเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2565 กบง. ได้รับทราบ ผลการติดตามการดำเนินมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ณ วันที่ 20 พฤศจิกายน 2565 และร่างมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานกาณ์วิกฤตราคาพลังงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566
2. คณะอนุกรรมการฯ ได้ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ในระหว่างวันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 4 ธันวาคม 2565 โดยสามารถสรุปผลการดำเนินงานรายมาตรการ ได้ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป้าหมาย 898.8 ล้านลิตร ผลการดำเนินงาน 614.5 ล้านลิตร (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เป้าหมายเฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) ผลการดำเนินงานเดือนตุลาคม 2565 เฉลี่ย 78 MMscfd เดือนพฤศจิกายน 2565 เฉลี่ย 181 MMscfd และระหว่างวันที่ 1 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 4 ธันวาคม 2565 เฉลี่ย 93 MMscfd (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 554.428 ล้านหน่วย (GWh) ผลการดำเนินงาน 379.63 GWh (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. เป้าหมาย 163.330 GWh ผลการดำเนินงาน 8.745 GWh (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมัน เพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (5.1) การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี (Glow) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์ แอนด์อิเล็คทริค (EPEC) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG) และโรงไฟฟ้าพลัง ความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) เป้าหมาย 20 ล้านลิตร โดยผลการดำเนินงานรวมอยู่ในมาตรการข้อ (1) และ (5.2) การปรับแผนการนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship สำหรับโรงไฟฟ้าบางปะกง เป้าหมาย 30 ล้านลิตร ผลการดำเนินงานอยู่ในขั้นตอนลงนามสัญญา จากนั้น กฟผ. จะแจ้งแผนรับน้ำมันเพื่อให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) นำเข้าน้ำมันเพื่อรองรับแผนการใช้ในเดือนมกราคม 2566 โดยมีปริมาณนำเข้าน้ำมันเดือนละ 15 ล้านลิตร เนื่องจากต้องใช้ระยะเวลาในการทดสอบคุณภาพน้ำมันให้ครบถ้วน ตามสัญญา (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (6.1) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 เป้าหมาย 43 GWh ผลการดำเนินงาน ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2565 อยู่ที่ 183 GWh โดยมีปริมาณมากตามปริมาณน้ำในเขื่อน ทั้งนี้ ในเดือนพฤศจิกายน 2565 และเดือนธันวาคม 2565 ไม่มีการรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม เนื่องจากเข้าสู่ ฤดูน้ำแล้งจึงมีปริมาณน้ำในเขื่อนน้อย และ (6.2) โครงการเทินหินบุน เป้าหมาย 9.6 GWh ผลการดำเนินงาน คู่สัญญาได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ในสัญญาที่แก้ไขเพิ่มเติมแล้วเสร็จ โดยกำหนดซื้อขายไฟฟ้าระหว่างวันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 88.62 GWh ผลการดำเนินงาน ปัจจุบัน กกพ. ได้รับเอกสารประกอบการขออนุญาตผลิตไฟฟ้าทั้ง 3 รายการแล้ว ได้แก่ ใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน (ร.ง.4) ใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้า และใบอนุญาตให้ผลิตพลังงานควบคุม (พค.2) โดยเข้าสู่การพิจารณา ของ กกพ. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2565 (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. และ ปตท. เป้าหมาย 100,000 ตันเทียบเท่า LNG (เฉพาะส่วนที่ดำเนินการโดยข้อเสนอของ ปตท.) ผลการดำเนินงาน 72,359 ตันเทียบเท่า LNG (9) มาตรการ ขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยมีมาตรการย่อยประกอบด้วย การตั้งอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศในอาคารให้สูงขึ้นจากปกติ 2 องศาเซลเซียส (เป็น 27 องศาเซลเซียส) และปิดระบบแสงสว่างในพื้นที่ที่ไม่จำเป็น การกำหนดเวลาเปิดปิดไฟป้ายโฆษณาขนาดใหญ่ การปิดสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงหลังเวลา 23.00 น. (เปิดระหว่างเวลา 05.00 น. ถึงเวลา 23.00 น.) การกำหนดเวลาเปิดปิดภาคธุรกิจบริการที่ใช้พลังงานสูง เช่น ห้างสรรพสินค้า ร้านสะดวกซื้อ สถานบันเทิง การปิดระบบปรับอากาศก่อนห้างสรรพสินค้าปิดทำการ 30 นาที ถึง 60 นาที การปรับเปลี่ยนเครื่องจักรอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพการใช้พลังงานสูงของโรงงานอุตสาหกรรม โดยภาครัฐสนับสนุนการให้ข้อมูลและคำแนะนำ และอาจสนับสนุนเงินลงทุนบางส่วนแก่โรงงานอุตสาหกรรม และมาตรการประหยัดพลังงานอื่นๆ ที่เหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM (Japan-Korea Marker) สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้นำเสนอ เป็นมาตรการภาคบังคับ โดยเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2565 พพ. ได้มีการจัดกิจกรรมการประกาศเจตนารมณ์เครือข่ายอนุรักษ์พลังงาน Energy Beyond Standards ของหน่วยงานภาครัฐและเอกชน 70 หน่วยงาน (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 8,800 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 5,828 ตันเทียบเท่า LNG โดยมี SPP เข้าร่วมจำนวน 10 ราย และ (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. โดยปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศขั้นตอนการรับแจ้งการประกอบกิจการพลังงานที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
3. แผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในช่วงเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 และมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานฯ ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนพฤศจิกายน 2565 สามารถประเมินผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) ได้รวมประมาณ 68,923 ล้านบาท จากมาตรการแต่ละลำดับ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. 30,958.61 ล้านบาท (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติ ในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด 18,673.74 ล้านบาท (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 14,154.62 ล้านบาท (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 278.25 ล้านบาท (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ในส่วนของ (6.1) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 อยู่ที่ 1,405.59ล้านบาท (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม 3,400.94 ล้านบาท และ (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 330.547 ล้านบาท ทั้งนี้ มาตรการลำดับ (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ได้ประเมินรวมอยู่ในมาตรการข้อ (1) และในส่วนของมาตรการลำดับ (6.2) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว โครงการเทินหินบุน (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า (9) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจ และภาคอุตสาหกรรม และ (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ ยังไม่สามารถประเมินผลประโยชน์ทางการเงินได้ เนื่องจากยังอยู่ระหว่างขั้นตอนการเตรียมการดำเนินงาน
4. คณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยมีรายละเอียดมาตรการ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาตามมติ กกพ. เป้าหมาย 1,578 ล้านลิตร (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้าน ให้ได้มากที่สุด เป้าหมายประมาณเดือนละ 16 MMscfd ถึง 100 MMscfd (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 เป้าหมาย 682.215 GWh (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น เป้าหมาย 100 GWh (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว เป้าหมาย 25.48 GWh เฉพาะในส่วนของโครงการเทินหินบุน (6) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า เป้าหมาย 247 GWh (7) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม เป้าหมาย 120,000 ตันเทียบเท่า LNG (เฉพาะส่วนที่ดำเนินการโดยข้อเสนอของ ปตท.) (8) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม เป้าหมาย 32,200 ตันเทียบเท่า LNG และ (9) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ เป้าหมาย 3,850 ตันเทียบเท่า LNG
5. การขอขยายระยะเวลาการยกเว้นการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายสำหรับการผลิตไฟฟ้า ซึ่งจะสิ้นสุดตามแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในวันที่ 31 ธันวาคม 2565 โดยมีรายละเอียดดังนี้ เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 กบง. ได้รับทราบการขอยกเว้นการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายสำหรับ การผลิตไฟฟ้าตามแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 โดย ธพ. ได้ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดชนิด และอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 5) พ.ศ. 2565 ยกเว้นการสำรองปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปที่จำหน่ายเพื่อใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้าและขายกระแสไฟฟ้าทั้งหมดให้แก่ กฟผ. ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 9 พฤษภาคม 2565 และจะยกเลิกต่อเมื่อสิ้นสุดแผนการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 (วันที่ 31 ธันวาคม 2565) หรือมีการเปลี่ยนแปลงตามนโยบายสถานการณ์ฉุกเฉิน โดยจะออกเป็นประกาศ ธพ. เพื่อยกเลิก ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2565 คณะอนุกรรมการบริหารสถานการณ์ในช่วงวิกฤติราคาพลังงาน (Execution Operation Team: EOT) ได้มีมติมอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. จัดทำแผนการใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า เพิ่มเติมสำหรับเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ในกรณีการใช้ น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลผลิตไฟฟ้าทดแทนก๊าซธรรมชาติให้มากที่สุด โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นหลัก (Max Oil) และเมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2565 กกพ. ได้รับทราบแผนการใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ตามที่ กฟผ. เสนอ และแผนบริหารจัดการการจัดหาและการใช้พลังงาน (Demand & Supply) ตามที่ ปตท. เสนอ ดังนั้น จึงเห็นควรเสนอพิจารณาขยายระยะเวลาการยกเว้น การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงเฉพาะปริมาณที่จำหน่ายเพื่อใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้าและขายกระแสไฟฟ้าทั้งหมดให้แก่ กฟผ. ต่อไปในปี 2566 จนกว่าจะมีการยกเลิกมาตรการการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนการใช้ ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าในช่วงสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความก้าวหน้าของมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 และผลประเมินผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) จากการดำเนินมาตรการเพื่อลดการนำเข้า Spot LNG ราคาสูงเพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้า
2. เห็นชอบแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน สามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ
3. มอบหมายให้หน่วยงานผู้รับผิดชอบแต่ละมาตรการ ดำเนินการตามมาตรการให้บรรลุเป้าหมายในการลดการนำเข้า LNG Spot ราคาสูง โดยการดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมาย ระเบียบ และมติของคณะกรรมการที่เกี่ยวข้องต่อไป
4. เห็นชอบการขยายระยะเวลาการยกเว้นการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงเฉพาะปริมาณที่จำหน่าย เพื่อใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้าและขายกระแสไฟฟ้าทั้งหมดให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 เป็นต้นไป จนกว่าจะมีการยกเลิกมาตรการการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าในช่วงสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการออกประกาศ ธพ. ว่าด้วยกำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง และแจ้งมติดังกล่าวต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ให้ยื่นขอความเห็นชอบเปลี่ยนแปลงปริมาณการค้าตามขั้นตอนต่อไป
5. มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ติดตามแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 และรายงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
กบง.ครั้งที่ 17/2565 (ครั้งที่ 55) วันพฤหัสบดีที่ 24 พฤศจิกายน 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 17/2565 (ครั้งที่ 55)
วันพฤหัสบดีที่ 24 พฤศจิกายน 2565
1. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
2. แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน
3. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 (มาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ) โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานอย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กบง. ทราบ ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2565 กบง. ได้รับทราบการดำเนินงานของคณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมคณะอนุกรรมการฯ เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2565 ที่ได้ปรับรายละเอียดมาตรการ และประมาณการเป้าหมายช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 และขอให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พิจารณานำเสนอคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาความเหมาะสมของมาตรการและดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ต่อไป ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ และมอบหมายให้ กบง. โดยคณะอนุกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กพช. ทราบ นอกจากนี้ ได้มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหาร จัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมาย และระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด รวมทั้งมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่าโดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชน เป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว
2. คณะอนุกรรมการฯ ได้ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ในระหว่างวันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 20 พฤศจิกายน 2565 โดยสามารถสรุปผลการดำเนินงานรายมาตรการ ได้ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป้าหมาย 898.8 ล้านลิตร ผลการดำเนินงาน 493.20 ล้านลิตร (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เป้าหมายเฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) ผลการดำเนินงานเดือนตุลาคม 2565 เฉลี่ย 78 MMscfd และเดือนพฤศจิกายน 2565 เฉลี่ย 170 MMscfd (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 554.428 ล้านหน่วย (GWh) ผลการดำเนินงาน 290.86 GWh (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. เป้าหมาย 163.330 GWh ผลการดำเนินงาน ณ เดือนกันยายน 2565 อยู่ที่ 9.9 GWh (59.54 เมกะวัตต์) (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (5.1) การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี (Glow) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค (EPEC) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG) และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) เป้าหมาย 20 ล้านลิตร โดยผลการดำเนินงานรวมอยู่ในมาตรการข้อ (1) และ (5.2) การปรับแผนการนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship สำหรับโรงไฟฟ้าบางปะกง เป้าหมาย 30 ล้านลิตร ผลการดำเนินงานอยู่ในขั้นตอนลงนามสัญญากับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) จากนั้นจะนำเข้าประมาณเดือนธันวาคม 2565 เพื่อรองรับแผนการใช้ในเดือนมกราคม 2566 (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (6.1) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 เป้าหมาย 43 GWh ผลการดำเนินงาน ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2565 อยู่ที่ 183 GWh โดยมีปริมาณมากตามปริมาณน้ำ ในเขื่อน และ (6.2) โครงการเทินหินบุน เป้าหมาย 9.6 GWh ผลการดำเนินงานอยู่ระหว่างดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 88.62 GWh ผลการดำเนินงานอยู่ระหว่างการขอใบอนุญาตจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. และ ปตท. เป้าหมาย 100,000 ตันเทียบเท่า LNG (เฉพาะส่วนที่ดำเนินการโดยข้อเสนอของ ปตท.) ผลการดำเนินงาน 54,921 ตันเทียบเท่า LNG (9) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยมีมาตรการย่อยประกอบด้วย การตั้งอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศในอาคารให้สูงขึ้นจากปกติ 2 องศาเซลเซียส (เป็น 27 องศาเซลเซียส) และปิดระบบแสงสว่างในพื้นที่ที่ไม่จำเป็น การกำหนดเวลาเปิดปิดไฟป้ายโฆษณา ขนาดใหญ่ การปิดสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงหลังเวลา 23.00 น. (เปิดระหว่างเวลา 05.00 น. – 23.00 น.) การกำหนดเวลาเปิดปิดภาคธุรกิจบริการที่ใช้พลังงานสูง เช่น ห้างสรรพสินค้า ร้านสะดวกซื้อ สถานบันเทิง การปิดระบบปรับอากาศก่อนห้างสรรพสินค้าปิดทำการ 30 นาที ถึง 60 นาที การปรับเปลี่ยนเครื่องจักรอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพการใช้พลังงานสูงของโรงงานอุตสาหกรรม โดยภาครัฐสนับสนุนการให้ข้อมูลและคำแนะนำ และอาจสนับสนุนเงินลงทุนบางส่วนแก่โรงงานอุตสาหกรรม และมาตรการประหยัดพลังงานอื่นๆ ที่เหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM (Japan-Korea Marker) สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ โดยในวันอังคารที่ 6 ธันวาคม 2565 จะมีการจัดกิจกรรมการประกาศเจตนารมณ์เครือข่ายอนุรักษ์พลังงาน “Energy Beyond Standards” (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 8,800 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 3,467 ตันเทียบเท่า LNG โดยมี SPP เข้าร่วมจำนวน 10 ราย และ (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. โดยปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศขั้นตอนการรับแจ้งการประกอบกิจการพลังงานที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
3. การดำเนินการระยะต่อไป ได้แก่ การติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยคณะอนุกรรมการฯ จะติดตามผลการดำเนินงาน จากหน่วยงานที่รับผิดชอบอย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กบง. ทราบ รวมทั้งการกำหนดมาตรการบริหาร จัดการพลังงานฯ ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยคณะอนุกรรมการฯ อยู่ระหว่างการปรับปรุงข้อมูลจากหน่วยงานที่รับผิดชอบ และจะเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป โดยมีร่างมาตรการดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. เป้าหมาย 1,578 ล้านลิตร (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศ และเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด เป้าหมายประมาณเดือนละ 16 MMscfd ถึง 100 MMscfd (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 เป้าหมาย 682.215 GWh (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น เป้าหมาย 100 GWh (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว เป้าหมาย 25.48 GWh เฉพาะในส่วนของโครงการเทินหินบุน (6) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า เป้าหมาย 247 GWh (7) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม เป้าหมาย 120,000 ตันเทียบเท่า LNG (เฉพาะส่วนที่ดำเนินการโดยข้อเสนอของ ปตท.) (8) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม เป้าหมาย 32,200 ตันเทียบเท่า LNG (9) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ เป้าหมาย 3,850 ตันเทียบเท่า LNG และ (10) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจาก Solar Cell ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
เรื่องที่ 2 แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลมีนโยบายในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด ต่อประเทศ โดยจัดสรรให้เป็นวัตถุดิบสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นเชื้อเพลิงให้กับประเทศ และผลิตวัตถุดิบตั้งต้น (Feedstock) ให้กับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และอีกส่วนหนึ่งใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง ทั้งนี้ จากความต้องการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้น อย่างต่อเนื่องจึงต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ เช่น นำเข้าจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และนำเข้าในรูปแบบก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เป็นต้น นอกจากนี้ รัฐบาลมีนโยบายให้อัตราค่าไฟฟ้าเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ ดังนั้น จึงต้องกำหนดต้นทุนก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศเป็นราคาเดียวกันทั้งราคาในประเทศและราคานำเข้า (Pool Gas)
2. สถานการณ์ความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศในปัจจุบันส่งผลให้ราคาพลังงานโลก ผันผวนและมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG ซึ่งปรับเพิ่มขึ้นจากต้นปี 2564 ที่ราคาเฉลี่ยประมาณ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู มาอยู่ที่ราคาเฉลี่ยประมาณ 30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทยมีกำลังการผลิตที่ลดลง จึงจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูงเข้ามาทดแทนจำนวนมากซึ่งส่งผลกระทบต่อต้นทุนเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าของประเทศ ทั้งนี้ จากการที่สหภาพยุโรปปฏิบัติตามมาตรการคว่ำบาตรโดยลดการใช้ก๊าซธรรมชาติจากสหพันธรัฐรัสเซีย ซึ่งคิดเป็นร้อยละ 40 ของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในสหภาพยุโรป และทำให้สหภาพยุโรปต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงอื่นๆ ทดแทน ส่งผลทำให้แนวโน้มราคา LNG ในช่วงปี 2566 ถึงปี 2567 อยู่ที่ประมาณ 25 ถึง 33 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู
3. กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน โดยมุ่งเน้นในส่วนของการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
3.1 การบริหารก๊าซธรรมชาติเพื่อการผลิตไฟฟ้า โดยการคำนวณต้นทุนค่าไฟฟ้าที่ผ่านมา เป็นการคิดราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) จากราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทย (Gulf Gas) ที่ผ่านโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่นๆ ที่ถูกส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ แต่เนื่องจากก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเป็นทรัพยากรของประเทศ ดังนั้น การจัดลำดับความสำคัญของการใช้ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย เห็นควรให้ใช้เพื่อการผลิตไฟฟ้าสำหรับประชาชนทั้งประเทศเป็นลำดับแรก เพื่อบรรเทาภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนจากต้นทุนเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติที่ใช้ผลิตไฟฟ้าที่มี ราคาสูงจากวิกฤตราคาพลังงาน โดยเฉพาะประชาชนกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน รวมทั้งให้ศึกษาการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าในลักษณะอัตราก้าวหน้า (Progressive Rate) ที่เหมาะสม เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงานสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วย ซึ่งเป็นกลุ่มที่ใช้ไฟฟ้าสูง และคิดเป็นเพียงร้อยละ 9 ของจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ
3.2 การจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยจากการคำนวณส่วนต่างเบื้องต้นของมูลค่า C2+ ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 พบว่าจะเกิดส่วนต่างมูลค่าหลังหักค่าใช้จ่าย และผลตอบแทนจากการประกอบกิจการโรงแยกก๊าซธรรมชาติในระดับที่เหมาะสมในปี 2564 อยู่ที่ประมาณ 20,000 ล้านบาท จึงเห็นควรขอความร่วมมือจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในฐานะเป็นผู้ประกอบธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติและใช้ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) ในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อสนับสนุนการลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้า โดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้ ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน และส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุน LPG เพื่อเป็นเชื้อเพลิง ทั้งนี้ ในระยะถัดไปจำเป็นต้องมีการศึกษาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพื่อกำหนดแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย โดยให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติเสมือนเป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ กำหนดผลตอบแทนการลงทุนจากการประกอบกิจการอยู่ในระดับที่เหมาะสม เพื่อทำให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับผลิตไฟฟ้าและก๊าซหุงต้มที่ใช้ เป็นเชื้อเพลิงลดลง ทั้งนี้ ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยซึ่งมีปริมาณส่วนผสมของสารตั้งต้นปิโตรเคมียังได้รับ การจัดสรรเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติก่อน
3.3 การบริหารราคาก๊าซธรรมชาติในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน เนื่องจากปัจจุบันการใช้สูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) จะคำนวณจากการพยากรณ์ความต้องการพลังงานไฟฟ้าและราคาเชื้อเพลิง ที่ใช้เป็นค่าเฉลี่ยล่วงหน้า 4 เดือน และเรียกเก็บเป็นค่าคงที่ตลอด 4 เดือน โดยส่วนต่างระหว่างต้นทุนที่ใช้ผลิตไฟฟ้าจริงและค่า Ft ที่เรียกเก็บ จะถูกนำไปคิดเพิ่มหรือลดในค่า Ft รอบถัดไป ทั้งนี้ จากการผันผวนของราคาพลังงานและการประกาศเรียกเก็บค่า Ft ที่ไม่เป็นไปตามประกาศ เรื่อง “กระบวนการ ขั้นตอนการใช้สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ” ของ กกพ. ส่งผลให้ กฟผ. ในฐานะเป็นผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว (Single buyer) ไม่สามารถจัดเก็บค่าไฟฟ้าได้ตามต้นทุนการจัดหาไฟฟ้าจริง และประสบปัญหาขาดสภาพคล่องเพิ่มขึ้นถึง 122,257 ล้านบาท ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรให้ประกาศเรียกเก็บราคา Pool Gas ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลัก ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศ จากการพยากรณ์ต้นทุนการจัดหาก๊าซธรรมชาติแต่ละแหล่งล่วงหน้า 4 เดือน และเรียกเก็บเป็นค่าคงที่ตลอด 4 เดือน โดยส่วนต่างระหว่างต้นทุนที่จัดหาก๊าซธรรมชาติจริงและราคา Pool Gas ที่เรียกเก็บ ให้นำไปคิดเพิ่มหรือลดในราคา Pool Gas รอบถัดไป โดยให้ ปตท. ร่วมกับ กฟผ. บริหารจัดการผลกระทบของราคาก๊าซธรรมชาติต่อค่าไฟฟ้า โดยให้ ปตท. คิดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในระดับราคาเดียวกับที่ใช้การประมาณการค่าไฟฟ้า ตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ตั้งแต่เดือนที่ กพช. มีมติเป็นต้นไป และให้นำส่วนต่างของราคาก๊าซธรรมชาติ ที่เกิดขึ้นจริงกับราคาก๊าซธรรมชาติที่เรียกเก็บดังกล่าว ไปทยอยเรียกเก็บคืนในการคำนวณค่า Ft รอบถัดไปภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. รวมทั้ง ให้ ปตท. และ กฟผ. พิจารณาทบทวนเงื่อนไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และดำเนินการที่เกี่ยวข้องตามแนวทางดังกล่าวให้สอดคล้องกับกฎหมายต่อไป
3.4 มาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) เพื่อลดภาระจากผลกระทบ ที่เกิดขึ้น และช่วยลดปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติและไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศ ซึ่งมีผลให้ต้นทุนการผลิตฟ้าลดลงได้อีกทางหนึ่ง จึงเห็นควรให้มีการดำเนินมาตรการการตอบสนองด้านโหลดในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น โดยเฉพาะภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ ซึ่งมาตรการการตอบสนองด้านโหลดเป็นการส่งเสริม ให้เกิดการเปลี่ยนแปลงพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟจากรูปแบบการใช้ปกติ และมีการดำเนินการในหลายประเทศทั่วโลก ทั้งนี้ เพื่อตอบสนองต่อราคาค่าไฟฟ้าในช่วงเวลาต่างๆ เพิ่มศักยภาพในการลดความต้องการไฟฟ้า อันเป็นประโยชน์ต่อการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า และเสริมความมั่นคงทั้งในระยะสั้นและระยะยาว โดยที่ผ่านมา กกพ. ได้มีดำเนินมาตรการการตอบสนองด้านโหลดในมาตรการอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟฟ้าได้ (Interruptible Rate) และในช่วงวิกฤตขาดแคลนพลังงานจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ รวม 6 ครั้ง ทั้งนี้ กำหนดให้ผลตอบแทนจากการดำเนินมาตรการการตอบสนองด้านโหลดเพื่อใช้ในการบริหารราคาก๊าซธรรมชาติในช่วงวิกฤติราคาพลังงานเป็นส่วนหนึ่งของค่า Ft
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) ดังนี้
1.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อการผลิตไฟฟ้า ดังนี้
(1) จัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยเป็นลำดับแรก ในปริมาณที่ไม่เพิ่มภาระอัตราค่าไฟฟ้าจากปัจจุบัน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตรา ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ตั้งแต่ใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566
(2) มอบหมายให้ กกพ. เร่งศึกษาการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัย ที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน และสรุปผลนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
1.2 ขอความร่วมมือจากบริษัท ปตท. จำกัด มหาชน (ปตท.) ให้พิจารณาจัดสรรรายได้ จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) มาช่วยสนับสนุนในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้
ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป
ส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทยให้เหมาะสมต่อไป และรายงานผลการศึกษาต่อ กบง. ทราบต่อไป
1.3 เห็นชอบให้ ปตท. ร่วมกับ กฟผ. บริหารจัดการผลกระทบของราคาก๊าซธรรมชาติ ต่อค่าไฟฟ้า โดยให้ ปตท. คิดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในระดับราคาเดียวกับที่ใช้การประมาณการค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ตั้งแต่เดือนที่ กพช. มีมติเป็นต้นไป และให้นำส่วนต่างของราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงกับราคาก๊าซธรรมชาติ ที่เรียกเก็บดังกล่าว ไปทยอยเรียกเก็บคืนในการคำนวณค่า Ft รอบถัดไปภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. รวมทั้ง ให้ ปตท. และ กฟผ. พิจารณาทบทวนเงื่อนไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และดำเนินการที่เกี่ยวข้องตามแนวทางดังกล่าวให้สอดคล้องกับกฎหมายต่อไป
2. เห็นชอบการดำเนินการตามมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น โดยเฉพาะภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดให้ผลตอบแทน จากการดำเนินมาตรการ Demand Response เป็นส่วนหนึ่งของค่า Ft และมอบหมายให้ กกพ. เร่งดำเนินการตามอำนาจหน้าที่เพื่อให้สามารถลดต้นทุนค่าไฟฟ้าในภาพรวมต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (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 ถึงเดือนมิถุนายน 2565 โดยเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้อนุมัติงบประมาณจำนวน 199,650,000 บาท แก่ ธพ. โดยกรมบัญชีกลางเป็นผู้อนุมัติและดำเนินการแทน ธพ. ผ่านวิธีการเบิกจ่ายเงินงบประมาณแทนกัน ซึ่งต่อมากระทรวงพลังงาน (พน.) ได้รับงบประมาณเพิ่มเติมอีก 7,367,140 บาท รวมเป็นทั้งสิ้น 207,017,140 บาท ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 กบง. ได้เห็นชอบการขยายระยะเวลาโครงการฯ อีก 3 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2565 เพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ในช่วงดังกล่าว และมอบหมายให้ ธพ. จัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้ดำเนินโครงการฯ โดยเมื่อวันที่ 21 มิถุนายน 2565 ครม. ได้อนุมัติงบประมาณจำนวน 220,000,000 บาท ให้ ธพ. โดยกรมบัญชีกลางเป็นผู้อนุมัติและดำเนินการแทน ธพ. ผ่านวิธีการ เบิกจ่ายเงินงบประมาณแทนกัน ซึ่งต่อมา พน. ได้รับงบประมาณเพิ่มเติมอีก 48,552,350 บาท รวมเป็นทั้งสิ้น 268,552,350 บาท และเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 กบง. ได้เห็นชอบการขยายระยะเวลาโครงการฯ ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้ ธพ. จัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เมื่อพระราชบัญญัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 มีผลบังคับใช้ โดยเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2565 ครม. ได้อนุมัติงบประมาณจำนวน 302,500,000 บาท ให้ ธพ. โดยกรมบัญชีกลางเป็นผู้อนุมัติและดำเนินการแทน ธพ. ผ่านวิธีการ เบิกจ่ายเงินงบประมาณแทนกัน สำหรับดำเนินโครงการระหว่างวันที่ 25 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 เช่นเดียวกับคราวก่อนหน้า นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 กบง. ได้มีมติมอบหมายให้ ธพ. ประสานบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคา LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ซึ่ง ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565
2. ช่วงเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนมิถุนายน 2565 มีการใช้สิทธิส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 55 บาท ต่อคนต่อ 3 เดือน จำนวน 3,599,368 ราย ใช้งบประมาณ 197,910,359.32 บาท โดยในเดือนกรกฎาคม 2565 ธพ. ได้รายงานผลการดำเนินการและส่งคืนเงินงบประมาณจำนวน 9,106,780.68 บาท ช่วงเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2565 มีการใช้สิทธิจำนวน 4,421,481 ราย ใช้งบประมาณ 243,164,233.38 บาท โดยในเดือนตุลาคม 2565 ธพ. ได้รายงานผลการดำเนินการ และกรมบัญชีกลางได้ส่งคืนเงินงบประมาณจำนวน 25,388,116.62 บาท แทน ธพ. สำหรับวันที่ 25 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 มีการใช้สิทธิจำนวน 2,444,884 ราย ใช้งบประมาณ 132,751,428.96 บาท โดยระหว่างวันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 24 ตุลาคม 2565 มีผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐใช้สิทธิส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ซึ่งเบิกจ่ายจากกองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม จำนวน 2,512,937 ราย และระหว่างวันที่ 25 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2565 มีการใช้สิทธิส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน จำนวน 1,640,317 บาท ดังนั้น จึงประมาณการว่าระหว่างวันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2565 มีการ ใช้สิทธิรวมสูงถึงจำนวน 4,153,254 ราย
3. การขอขยายระยะเวลาโครงการฯ มีรายละเอียด ดังนี้ (1) เหตุผลและความจำเป็น เนื่องจากระยะเวลาโครงการฯ จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ขณะที่ราคาก๊าซ LPG ยังอยู่ในระดับสูง ดังนั้นเพื่อให้ความช่วยเหลือเป็นไปอย่างต่อเนื่องจึงต้องขอขยายระยะเวลาโครงการฯ (2) ขอบเขตการดำเนินงาน ยกระดับความช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มเพิ่มขึ้นจาก 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยขยายระยะเวลาโครงการออกไปอีก 3 เดือน (3) ระยะเวลาดำเนินการ 3 เดือน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 (4) วงเงินงบประมาณ คาดว่าจะใช้งบประมาณ 357,500,000 บาท โดยคำนวณจากการใช้สิทธิในเดือนตุลาคม 2565 ซึ่งสูงถึง 4,153,254 ราย ประกอบกับมีประชาชนลงทะเบียนเข้าร่วมโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 มากถึง 22,293,473 ราย จึงคาดการณ์ว่าระหว่างเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 จะมีการใช้สิทธิ 6,500,000 ราย คิดเป็นเงินงบประมาณ 357,500,000 บาท (5) การขอรับจัดสรรงบประมาณ โดย พน. นำเรื่องเสนอ ครม. พิจารณาเห็นชอบในหลักการเกี่ยวกับการขยายระยะเวลาโครงการฯ โดยใช้แหล่งเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉิน หรือจำเป็น ทั้งนี้ เนื่องจากวงเงินที่จะขอรับจัดสรรเกินกว่า 100 ล้านบาท เมื่อสำนักงบประมาณ (สงป.) ได้รับเรื่องจาก พน. แล้วจะเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และหากเห็นชอบ สงป. จะแจ้งให้ พน. เสนอขออนุมัติต่อ ครม. ตามระเบียบว่าด้วยการบริหารงบประมาณรายจ่ายกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น พ.ศ. 2562 ข้อ 9(3) โดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินโครงการได้ภายในวันที่ 1 มกราคม 2566 อย่างไรก็ดี เนื่องจากราคา LPG ที่ยังอยู่ในระดับสูง นอกจากการขอขยายระยะเวลาโครงการยกระดับ ความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐแล้ว จึงต้องขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคา LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ซึ่ง ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 ด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายระยะเวลาโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม แก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 3 เดือน (เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566) ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมีนาคม 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่จะเริ่มให้สิทธิ
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) นำเรื่องเสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการเกี่ยวกับการขยายระยะเวลาโครงการอีก 3 เดือน โดยใช้แหล่งเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น 357,500,000 บาท และจัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่าย เพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้สำหรับดำเนินโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม แก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ในเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมีนาคม 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่ จะเริ่มให้สิทธิ สำหรับผู้ใช้สิทธิ 6,500,000 ราย รวมเงินงบประมาณ 357,500,000 บาท เสนอสำนักงบประมาณตามขั้นตอนต่อไป
3. มอบหมายให้ ธพ. ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ซึ่ง ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566
กบง.ครั้งที่ 16/2565 (ครั้งที่ 54) วันอังคารที่ 1 พฤศจิกายน 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 16/2565 (ครั้งที่ 54)
วันอังคารที่ 1 พฤศจิกายน 2565
1. แนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 แนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 14 กรกฎาคม 2564 สหภาพยุโรป (European Union: EU) ได้เผยแพร่ร่างกฎหมาย ว่าด้วยกลไกการปรับคาร์บอนข้ามพรมแดน (Carbon Border Adjustment Mechanism: CBAM) ซึ่งเป็นมาตรการเพื่อการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของ EU ตามพันธกรณีระหว่างประเทศในการลดภาวะโลกร้อน โดยจะเป็นการปรับต้นทุนของสินค้านำเข้าบางประเภทให้สะท้อนถึงปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนที่แท้จริง ในกระบวนการผลิตสินค้านั้น และป้องกันการนำเข้าสินค้าที่ปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูงเข้ามาใน EU โดยประเทศอื่น มีแนวโน้มที่จะนำมาตรการลักษณะเดียวกันมาใช้ ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าโดยเฉพาะในภาคอุตสาหกรรมการส่งออก และบริษัทข้ามชาติที่จะเข้ามาลงทุนในประเทศไทย มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy: RE) ในลักษณะที่สามารถนำไปจัดทำบัญชีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามวิธีการ และมาตรฐานที่สอดคล้องกับมาตรการดังกล่าว เพื่อป้องกันการถูกเรียกเก็บค่าปรับคาร์บอนข้ามพรมแดน และรักษาความสามารถในการแข่งขัน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2564 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้เห็นชอบหลักการ RE100 Package ตามที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้เสนอว่า ในระยะเร่งด่วนควรดำเนินการตามโครงสร้างกิจการไฟฟ้าของประเทศ ซึ่งอาจกำหนดเป็นอัตราค่าบริการไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เป็นการทั่วไป โดยใช้การจัดสรรไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่ ในระบบไฟฟ้าปัจจุบัน (Existing RE) ในการให้บริการ และสำนักงาน กกพ. ได้นำแนวทางดังกล่าวมาพัฒนา การจัดทำอัตราค่าไฟฟ้ารูปแบบ Green Power Tariff เสนอพิจารณาตามลำดับ โดยเมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2565 สำนักงาน กกพ. ได้หารือร่วมกับเลขานุการรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และผู้แทนการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยที่ประชุมได้รับทราบความต้องการของผู้ใช้ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนกลุ่มที่มีความต้องการเจาะจงแหล่งผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้กลไกการออกใบรับรอง การผลิตพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ในการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าใหม่ จากพลังงานหมุนเวียน และเห็นชอบให้ดำเนินการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียว 2 แนวทาง คือ แบบไม่เจาะจงที่มา และแบบเจาะจงที่มา เพื่อเป็นทางเลือกให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในระหว่างที่ประเทศไทยยังไม่ปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและยังไม่มีตลาดกลางซื้อขาย REC อย่างไรก็ดี ปัจจุบันสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกายังอยู่ระหว่างการพิจารณาตอบข้อหารือของ สนพ. ที่ได้ขอให้คณะกรรมการกฤษฎีกามีความเห็นเกี่ยวกับการที่โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนนำพลังงานไฟฟ้าที่ตนผลิตและจำหน่ายไปออก REC และนำไปซื้อขาย ทั้งนี้ พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 11(12) กำหนดให้ กกพ. สามารถเสนอความเห็นหรือให้คำแนะนำต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) และคณะรัฐมนตรี เกี่ยวกับการประกอบกิจการพลังงาน และมาตรา 64 กำหนดให้ รมว.พน. โดยความเห็นชอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปตามที่กำหนด เมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้มีมติให้เสนอความเห็นและข้อเสนอแนะของ กกพ. ต่อนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. ปัจจุบันประเทศไทยมีโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบผู้ซื้อรายเดียวที่มีการกำกับดูแล (Enhanced Single Buyer: ESB) โดยการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าต้องอาศัยเวลาและดำเนินการด้วยความรอบคอบ ในระหว่างนี้การให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าสีเขียวซึ่งแบ่งได้เป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ต้องการไฟฟ้าสีเขียว จากระบบโครงข่ายไฟฟ้าโดยไม่เจาะจงแหล่งผลิตไฟฟ้า และกลุ่มที่ต้องการไฟฟ้าสีเขียวจากระบบโครงข่ายไฟฟ้า โดยเจาะจงแหล่งผลิตไฟฟ้า เพื่อให้สามารถจัดหา REC ที่ตรวจสอบและยืนยันได้ว่ามาจากแหล่งเดียวกับพลังงานไฟฟ้าที่รับบริการ จึงเป็นการให้บริการผ่านการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง โดยการให้บริการทั้งสองรูปแบบมีโครงสร้างของต้นทุนการให้บริการ (Cost of Service) ที่แตกต่างกัน รวมถึงแตกต่างจากผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไป ดังนั้น การกำหนดอัตราค่าบริการจึงต้องคำนึงถึงการสะท้อนต้นทุนที่เหมาะสมและเป็นธรรม โดยอาศัยหลักการผู้ได้รับประโยชน์ เป็นผู้จ่าย (Beneficiaries Pay Principle) ซึ่งครอบคลุมถึงประโยชน์และต้นทุนสาธารณะที่เกิดจากนโยบาย การส่งเสริมอุตสาหกรรมพลังงานหมุนเวียนของประเทศและภาระของระบบไฟฟ้าในภาพรวม โดยแนวทาง การกำหนดอัตรา UGT ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกมีดังนี้ (1) อัตรา UGT จากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่แล้วในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำ REC ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้า และ REC ในการขอรับบริการ โดยมีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) เพิ่มเติมจากอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติ ที่ครอบคลุมต้นทุนค่า REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป และ (2) อัตรา UGT จากโรงไฟฟ้าใหม่ และโรงไฟฟ้าเดิมทั้งของรัฐและเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ซึ่งมาจากแหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเจาะจงกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ในการขอรับบริการ โดยอัตราค่าบริการกำหนดจากต้นทุนการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ของแต่ละ Portfolio รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป ทั้งนี้ การกำหนดองค์ประกอบและโครงสร้างอัตรา UGT ทั้งสองรูปแบบ รวมทั้งการจัดสรรต้นทุนการให้บริการที่ครอบคลุมต้นทุนสาธารณะ และวิธีการและเงื่อนไขที่เกี่ยวข้องในการดำเนินการ กกพ. จะพิจารณากำกับดูแลภายใต้พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ให้โปร่งใส และเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม
3. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับมีดังนี้ (1) ช่วยลดภาระค่าส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไป และช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนในการผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มมากขึ้น อันนำไปสู่การบรรลุเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ และ (2) ผู้ใช้ไฟฟ้าสีเขียวมีทางเลือกในการปฏิบัติตามกติกาสากลในการสำแดงการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการใช้พลังงานในกระบวนการผลิตสินค้าและบริการ (Scope 2 Emission) โดยจะมีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามค่าการปล่อยก๊าซเรือนกระจก จากการผลิตพลังงานไฟฟ้า (Grid Emission Factor) ลบด้วยส่วนที่ผู้ใช้ไฟฟ้าสำแดงการใช้ REC รวมทั้งช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามนโยบายขององค์กร ทั้งในระยะสั้น (ให้บริการโดยโรงไฟฟ้าเดิม) ระยะกลาง (ให้บริการโดยโรงไฟฟ้าเดิมและโรงไฟฟ้าใหม่ที่มีแผนจะก่อสร้างแล้ว) และระยะยาว (ให้บริการโดยโรงไฟฟ้าเดิมและโรงไฟฟ้าใหม่ที่มีแผนจะพัฒนาหรือจัดหาเพิ่มเติมในอนาคต) ในระหว่างที่ประเทศไทยยังมีโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบ ESB
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นดังนี้ เห็นควรให้ความเห็นชอบหลักการข้อเสนอของ กกพ. และสำนักงาน กกพ. ในการกำหนดอัตรา UGT เนื่องจากเป็นการดำเนินการเพื่อรองรับแนวโน้มทิศทางเศรษฐกิจและการค้าของโลกที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดของภาคการผลิต อุตสาหกรรมการส่งออก และบริษัทข้ามชาติ ที่มีความจำเป็นต้องดำเนินกิจการตามร่างกฎหมายว่าด้วยกลไกการปรับคาร์บอนข้ามพรมแดน รวมทั้งเพื่อดึงดูดการค้าและการลงทุนจากต่างประเทศมายังประเทศไทยมากขึ้น อย่างไรก็ดี ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นต่อข้อเสนอการกำหนดอัตรา UGT ดังนี้ (1) ควรพิจารณาหลักเกณฑ์การจัดสรรค่าใช้จ่าย ที่เกี่ยวข้องกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามนโยบายภาครัฐ (Policy Expense Allocation) ในการกำหนดอัตรา UGT ทั้ง 2 รูปแบบ ทั้งจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่แล้วในระบบ (Existing RE Plant) และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ (New RE Plant) ให้มีความชัดเจน เป็นธรรม และไม่ส่งผลกระทบ ต่ออัตราค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไป (2) ควรพิจารณาการกำหนดหลักเกณฑ์ประเภทของผู้ใช้ไฟฟ้าที่สามารถปรับเปลี่ยนมาใช้อัตรา UGT ได้ให้มีความชัดเจน (3) ควรพิจารณาแนวทางและหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา UGT ให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า ทั้งอัตราเดิมและอัตรา UGT ไม่ให้เกิดความเหลื่อมล้ำ สะท้อนต้นทุน ของการจัดหาไฟฟ้าและค่าใช้จ่ายส่วนกลาง ทั้งนี้ อาจพิจารณาการระบุระยะเวลาขั้นต่ำในการใช้อัตรา UGT ด้วย เช่น เมื่อปรับเปลี่ยนมาใช้อัตรา UGT แล้วจะต้องคงการใช้อัตราไฟฟ้าดังกล่าวเป็นระยะเวลาอย่างน้อยกี่ปี เป็นต้น และ (4) ควรจัดทำและเสนอรายละเอียดโครงสร้างอัตรา UGT ทั้ง 2 รูปแบบ โดยเฉพาะการระบุองค์ประกอบของโครงสร้างอัตราค่า Premium สำหรับอัตรา UGT แบบไม่เจาะจงที่มา รวมทั้งหลักเกณฑ์วิธีการกำหนดอัตรา UGT แบบเจาะจงที่มาตามหลักการของโครงสร้างอัตรา UGT ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. และ กพช.
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก โดยประกอบด้วย
(1) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่เดิมในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำใบรับรองการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้า ไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้าและ REC ในการขอรับบริการ โดยมีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) เพิ่มเติมจากอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติที่ครอบคลุมต้นทุนค่า REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะกำหนดต่อไป
(2) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเดิมในระบบไฟฟ้าทั้งของรัฐและเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ซึ่งมาจาก แหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเจาะจงกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ในการรับบริการ และอัตราค่าบริการกำหนดจากต้นทุนการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ของแต่ละ Portfolio รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป
ทั้งนี้ ในการกำหนดองค์ประกอบและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียวทั้งสองรูปแบบ รวมถึง การจัดสรรต้นทุนการให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไปที่ครอบคลุมต้นทุนสาธารณะ และวิธีการและเงื่อนไข ที่เกี่ยวข้องในการดำเนินการ กกพ. จะพิจารณากำกับดูแลภายใต้พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ให้โปร่งใสและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่มต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) มาตรา 11(10) กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจหน้าที่ออกระเบียบหรือประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการใช้จ่ายเงินกองทุนให้สอดคล้อง กับนโยบายของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ตามมาตรา 9(8) และมาตรา 97 กำหนดให้เงินกองทุนใช้จ่ายเพื่อกิจการตามมาตรา 97 (1) ถึง (6) โดยการใช้จ่ายเงินกองทุนตาม (1) (2) (3) (4) และ (5) ให้เป็นไปตามระเบียบที่ กกพ. กำหนดภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. และต้องจัดให้มีการแยกบัญชีตามกิจการที่ใช้จ่ายอย่างชัดเจน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 ซึ่งได้กำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(4) เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย และตามมาตรา 97(5) เพื่อการส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.2 สตางค์ต่อหน่วย โดยเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบและรับทราบตามมติ กพช. ข้างต้น ต่อมา เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ให้ยังคงใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 ตามที่ กกพ. เสนอ และกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนตามที่ กกพ. กำหนดภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ทั้งนี้ กกพ. ได้ออกระเบียบและประกาศที่เกี่ยวข้องกับอัตราเงินกองทุน ดังนี้ (1) ประกาศ กกพ. เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย พ.ศ. 2557 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2557 สาระสำคัญ คือ ให้ผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานกองทุนตามมาตรา 97(4) ในอัตรา 0.005 บาทต่อหน่วยจำหน่ายในรอบเดือนที่เรียกเก็บค่าไฟฟ้า และระเบียบ กกพ. ว่าด้วยหลักเกณฑ์ และวิธีการจัดสรรเงินจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย พ.ศ. 2559 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2559 และ (2) ประกาศ กกพ. เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า พ.ศ. 2557 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2557 สาระสำคัญ คือ ให้ผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานกองทุนตามมาตรา 97(5) ในอัตรา 0.002 บาทต่อหน่วยจำหน่ายในรอบเดือนที่เรียกเก็บค่าไฟฟ้า และระเบียบ กกพ. ว่าด้วยหลักเกณฑ์ และวิธีการจัดสรรเงินจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า พ.ศ. 2557 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2559
2. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ให้ผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้ารายงานข้อมูลการจำหน่ายไฟฟ้าและนำส่งเงินเข้ากองทุนตั้งแต่รอบบิลค่าไฟฟ้าเดือนมกราคม 2558 ทั้งนี้ ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2560 – 2565 มีเงินสะสมของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) จำนวน 8,257.53 ล้านบาท และ 3,300.15 ล้านบาท ตามลำดับ โดยสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศการจัดสรรเงินกองทุนเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ในช่วงดังกล่าว และ กกพ. ได้อนุมัติข้อเสนอโครงการรวม 1,027.54 ล้านบาท และ 1,156.14 ล้านบาท ตามลำดับ โดย ณ วันที่ 1 สิงหาคม 2565 มีเงินคงเหลือสะสมของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) รวมสุทธิ 7,182.94 ล้านบาท และ 2,099.65 ล้านบาท ตามลำดับ ซึ่งเพียงพอต่อการดำเนินการตามภารกิจและวัตถุประสงค์ ของกองทุนได้อีกระยะหนึ่ง ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2565 กกพ. ได้ประชุมและได้มีความเห็นให้งด การเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) เป็นการชั่วคราว เพื่อบรรเทาผลกระทบค่าใช้จ่ายของประชาชนจากสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานโลก ซึ่งส่งผลกระทบโดยตรงต่อต้นทุนค่าไฟฟ้า และการปรับขึ้นอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยสำนักงาน กกพ. จะยังสามารถบริหารจัดการเงินคงเหลือ ในการดำเนินงานกองทุนตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ได้อย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้ประมาณการความสามารถลดผลกระทบค่าไฟฟ้าจากการงดการเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ตามข้อมูลการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ โครงการสำรวจและปรับปรุงการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระยะยาวเพื่อให้รองรับความต้องการไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจาก Disruptive Technology ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ซึ่งพบว่า ในช่วงปี 2566 – 2579 สามารถลดภาระค่าไฟฟ้าแก่ประชาชนได้ 1,321.85 - 1,994.40 บาทต่อปี คิดเป็นการลดภาระค่าไฟฟ้า 0.041 - 0.063 บาทต่อหน่วย
3. เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2565 วันที่ 2 กันยายน 2565 และวันที่ 12 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้หารือ เพื่อให้การดำเนินการของ กกพ. เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ และรวดเร็วในการกำหนดอัตราเงินนำส่ง เข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการใช้จ่ายเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) มาตรา 97(5) และมาตรา 11(10) แห่งพระราชบัญญัติฯ ในการบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าของประชาชนได้อย่างรวดเร็ว โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ในอัตรา 0 บาทต่อหน่วย เป็นการชั่วคราว และ (2) เห็นชอบแนวทางการทบทวนสรุปสาระสำคัญของระเบียบวาระ การประชุม กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย โดยปรับปรุงข้อความการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) จากเดิม “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” เป็น “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการศึกษาทบทวน อัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อลดผลกระทบภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชน และเพิ่มประสิทธิภาพ ของการใช้จ่ายเงินกองทุนให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อทุกภาคส่วน
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เห็นควรนำเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบการทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 โดยทบทวนการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 และวันที่ 13 สิงหาคม 2558 เพื่อให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติฯ และช่วยบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าของประชาชนจากสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานที่เพิ่มสูงขึ้นได้อย่างรวดเร็ว โดยขอให้ กกพ. เร่งดำเนินการศึกษาทบทวนอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนเพื่อให้สามารถดำเนินการไปพร้อมกับการทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยในระยะต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบทบทวนการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) ของหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย จากเดิม “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” เป็น “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา ไม่เกิน 0.5 สตางค์ต่อหน่วย
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 15/2565 (ครั้งที่ 53) วันพฤหัสบดีที่ 20 ตุลาคม 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2565 (ครั้งที่ 53)
วันพฤหัสบดีที่ 20 ตุลาคม 2565
1. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
3. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ เรื่อง มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ดังนี้
1.1 เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้รายงาน กบง. ทราบด้วย โดยมีมาตรการ ดังนี้ มาตรการลำดับที่ (1) ถึง (4) มาตรการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ประกอบด้วย (1) ใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า ตามมติคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ปริมาณ 898.8 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้าน ให้ได้มากที่สุด เฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ปริมาณ 554.428 ล้านหน่วย (GWh) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และ (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 163.330 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. มาตรการลำดับที่ (5) ถึง (7) มาตรการที่เสนอเพิ่มเติม โดยอยู่ระหว่างเตรียมนำเข้าสู่การพิจารณาการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติต่อ กกพ. ประกอบด้วย (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ได้แก่ การใช้น้ำมันดีเซลกำมะถัน 50 ppm ปริมาณ 30 ล้านลิตร และการรับน้ำมันเตา Ship to Ship ที่โรงไฟฟ้าบางปะกง ปริมาณ 30 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. โดยรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 ได้เพิ่มประมาณ 43 ล้านหน่วย และโครงการเทินหินบุน ซึ่งคาดว่าจะสามารถรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มได้ประมาณ 9.6 ล้านหน่วย และ (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า ปริมาณ 88.62 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และมาตรการลำดับที่ (8) ถึง (11) มาตรการที่เสนอเพิ่มเติมและอยู่ระหว่างการหารือเพื่อประมาณการเป้าหมายในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 ประกอบด้วย (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. (9) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยมีมาตรการย่อยประกอบด้วย การตั้งอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศในอาคารให้สูงขึ้นจากปกติ 2 องศาเซลเซียส (เป็น 27 องศาเซลเซียส) และปิดระบบแสงสว่างในพื้นที่ที่ไม่จำเป็น การกำหนดเวลาเปิดปิดไฟป้ายโฆษณาขนาดใหญ่ การปิดสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงหลังเวลา 23.00 น. (เปิดระหว่างเวลา 05.00 น. – 23.00 น.) การกำหนดเวลาเปิดปิดภาคธุรกิจบริการที่ใช้พลังงานสูง เช่น ห้างสรรพสินค้า ร้านสะดวกซื้อ สถานบันเทิง การปิดระบบปรับอากาศก่อนห้างสรรพสินค้าปิดทำการ 30 - 60 นาที การปรับเปลี่ยนเครื่องจักรอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพการใช้พลังงานสูงของโรงงานอุตสาหกรรม โดยภาครัฐสนับสนุนการให้ข้อมูลและคำแนะนำ และอาจสนับสนุนเงินลงทุนบางส่วนแก่โรงงานอุตสาหกรรม และมาตรการประหยัดพลังงานอื่นๆ ที่เหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM (Japan-Korea Marker) สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และ (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ.
1.2 มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการ ดังต่อไปนี้ (1) ให้สำนักงาน กกพ. ร่วมกับ กฟผ. และ ธพ. ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนการใช้ น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา ตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. ดังนี้ 1) ให้สำนักงาน กกพ. กำกับติดตาม และบูรณาการการดำเนินการของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในภาพรวมเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา รวมทั้งเสนอต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาแผนการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สอดคล้องกัน 2) ให้ กฟผ. กำกับติดตามให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าเอกชนมีการรับและใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามที่กำหนดไว้ในแผนดังกล่าว และ 3) ให้ ธพ. ประสาน และติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงจัดส่งน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา (2) ให้ ชธ. ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและประเทศเพื่อนบ้านซึ่งมีราคาต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG ให้ได้มากที่สุด ทั้งนี้ ให้ ชธ. สนับสนุนและประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการเจรจากับประเทศเพื่อนบ้านเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติในราคาที่เหมาะสมและต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG เพิ่มเติม (3) ให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว เพิ่มเติม ดังนี้ 1) โครงการน้ำเทิน 1 ให้ กฟผ. บริหารสัญญาเพื่อรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม และ 2) โครงการเทินหินบุน รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีก 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม โดยให้ กฟผ. เจรจาและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม และรายงานให้ กบง. และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบ (4) เห็นชอบให้มีการบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 ดังนี้ 1) ให้ กกพ. กำหนดเป้าหมายการใช้ก๊าซธรรมชาติของภาคส่วนต่างๆ ให้เกิดความเป็นธรรม โดยให้แต่ละภาคส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติมีส่วนร่วมในการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยอาจปรับเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่น ที่มีราคาต่ำกว่า ทั้งนี้ ตามสัดส่วนการใช้ของแต่ละภาคส่วน 2) ให้สำนักงาน กกพ. ประสาน ปตท. เพื่อขอความร่วมมือจากกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมและภาคปิโตรเคมีในการปรับเปลี่ยนจากการใช้ก๊าซธรรมชาติไปใช้เชื้อเพลิงอื่น หรือมีการใช้วัตถุดิบที่จะส่งผลให้สามารถลดการใช้ก๊าซธรรมชาติลง หรือมีมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ ก๊าซธรรมชาติให้เกิดความคุ้มค่า และ 3) ให้ กกพ. พิจารณาและกำกับดูแลเกี่ยวกับการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน ทั้งนี้ ให้ กกพ. นอกจากต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อ (4) แล้ว ให้ดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 11(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 รวมทั้งมติของคณะกรรมการต่างๆ ที่เกี่ยวข้องด้วย (5) ให้ พพ. เร่งดำเนินการในมาตรการประหยัดพลังงานภาคธุรกิจ/อุตสาหกรรม โดยขอความร่วมมือกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลเป็นรูปธรรมภายใน 1 เดือน นับจาก กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน(สนพ.) นำเสนอ เป็นมาตรการภาคบังคับ (6) ให้ กฟผ. เร่งการเจรจาเพื่อหาแนวทางการลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจ จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ และ (7) ให้ สำนักงาน กกพ. เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่อยู่ระหว่างขั้นตอนการพิจารณาต่างๆ เพื่อให้เกิดการติดตั้ง Solar Cell โดยเร็ว ทั้งนี้ การดำเนินการตามมาตรการในข้อ 1.1 และข้อ 1.2 ต้องให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด
1.3 มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่า โดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว
1.4 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามข้อ 1.1 ถึงข้อ 1.3 อย่างใกล้ชิดและรายงานต่อ กบง. ทราบ รวมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้ปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมายช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 และขอให้สำนักงาน กกพ. นำเสนอ กกพ. พิจารณาความเหมาะสมของมาตรการและดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ต่อไป โดยมีรายละเอียดการปรับปรุงมาตรการ และเป้าหมายในช่วงดังกล่าว ดังนี้ (1) ปรับชื่อมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ลำดับที่ (5) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. จากเดิม การใช้น้ำมันดีเซลกำมะถัน 50 ppm เป็น การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี (Glow) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค (EPEC) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG) และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) รวมทั้งปรับเป้าหมายจากเดิม ปริมาณ 30 ล้านลิตร เป็น 20 ล้านลิตร และปรับชื่อมาตรการ การรับน้ำมันเตา Ship to Ship ที่โรงไฟฟ้าบางปะกง เป็น การปรับแผนการนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship สำหรับโรงไฟฟ้าบางปะกง โดยคงเป้าหมายไว้ที่ปริมาณ 30 ล้านลิตร ตามเดิม และ (2) กำหนดเป้าหมายของมาตรการลำดับที่ (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมี และภาคอุตสาหกรรม ที่ 100,000 ตันเทียบเท่า LNG (เฉพาะส่วนที่ดำเนินการโดยข้อเสนอของ ปตท.) และมาตรการลำดับที่ (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ที่ 8,800 ตันเทียบเท่า LNG ทั้งนี้ จากสถานการณ์ปัจจุบันที่ราคา Spot LNG JKM และราคาน้ำมันดีเซลมีความผันผวนอย่างรุนแรง เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2565 ประธานคณะอนุกรรมการฯ จึงได้มีหนังสือถึงเลขาธิการสำนักงาน กกพ. เน้นย้ำให้สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงานอย่างใกล้ชิด และประเมินความเหมาะสมของมาตรการที่ใช้ในปัจจุบัน โดยคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ พร้อมทั้งขอให้เสนอแนะแนวทางการบริหารจัดการหากต้องมีการปรับใช้มาตรการอื่นๆ เพิ่มเติม และให้รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น โดยรวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม (Excess Energy) จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิมกลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการ รวมทั้งมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา ต่อมา เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กบง. ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มและมีมติเห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิมตามที่ กกพ. เสนอ และให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยมีระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มภายในปี 2565 จากนั้น เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูงสุด ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กกพ. และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่นๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบัน และมีพลังงาน ส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบ ให้มีความเหมาะสมเป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า และ (3) มอบหมายให้ กบง. พิจารณาและบริหารการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มให้มีความเหมาะสม เป็นไปตามนโยบาย โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการ ผลิตไฟฟ้าให้ทันต่อสถานการณ์ และรายงานให้ กพช. ทราบต่อไป ต่อมา เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาทบทวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟผ. และ กฟภ. หรือ กฟน. สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ซึ่งมีอัตรารับซื้อไฟฟ้ากรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย และกรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ และพลังงานลม) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม (2) เห็นชอบให้ชะลอการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดเล็ก/ขนาดเล็กมากออกไปก่อน และมอบหมายให้ พพ. ศึกษาความเหมาะสมในการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มดังกล่าว และ (3) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 กบง.ได้พิจารณามาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน (มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานฯ) และได้ มีมติเห็นชอบมาตรการในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 โดยมีมาตรการรับซื้อไฟฟ้าระยะสั้น จากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น รวมอยู่ในมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานฯ ดังกล่าว ทั้งนี้ ให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานสามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ และให้รายงาน กบง. ทราบ
2. กกพ. ได้รายงานผลการดำเนินโครงการรับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นเพื่อรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 ดังนี้ (1) กลุ่มสัญญาเดิม ทั้งผู้ที่อยู่ระหว่างทำสัญญา และผู้ที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว (Committed) รวมทั้งสิ้น 24 ราย ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มรวม 64.54 เมกะวัตต์ (MW) และกลุ่มไม่มีสัญญา ทั้งผู้ที่อยู่ระหว่างทำสัญญา และ COD แล้ว รวมทั้งสิ้น 14 ราย ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มรวม 67.90 เมกะวัตต์ และ (2) ประมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ พลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ กรณีรับซื้อต่อเนื่องสำหรับปี 2566 (Plant Factor ที่ร้อยละ 20) รวมทั้งสิ้น 328.73 ล้านหน่วย (GWh) เทียบเท่าการนำเข้า Spot LNG 0.0435 ล้านตัน นอกจากนี้ได้รายงานปัญหาอุปสรรคในการดำเนินงาน ดังนี้ (1) ข้อจำกัดด้านเทคนิค ระบบจำหน่ายของการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่ายมีปัญหาความไม่สมดุลของการใช้ไฟฟ้าในระบบไฟฟ้า (Load Imbalance) จากกำลังการผลิต และการใช้ไฟฟ้าที่ไม่สมดุลจากการเพิ่มการรับซื้อพลังงานหมุนเวียน ทำให้เกิดปัญหาต่อคุณภาพของระบบไฟฟ้าเพิ่มขึ้น (2) ข้อจำกัดการส่งเสริมการลงทุน โดยสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (สกท.) แจ้งว่า ผู้ได้รับการส่งเสริมการลงทุนในประเภทกิจการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน หรือผู้ได้รับการส่งเสริมในประเภทกิจการอื่น แต่มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไว้ใช้เอง และประสงค์จะจำหน่ายไฟฟ้าส่วนเกิน ตามระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าระยะสั้นเพื่อรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน พ.ศ. 2565 สามารถดำเนินการได้ โดยต้องมีหนังสือแจ้งมายัง สกท. เพื่อขออนุญาตใช้เครื่องจักรในระบบผลิตไฟฟ้าเพื่อผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้การไฟฟ้าด้วย ทั้งนี้ รายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าส่วนเกินดังกล่าวจะไม่อยู่ในข่ายได้รับสิทธิและประโยชน์ด้านภาษีเงินได้นิติบุคคล และ (3) ค่าไฟฟ้าไม่จูงใจ และระยะเวลาในการรับซื้อสั้นเกินไป เนื่องจากนโยบายรับซื้อไฟฟ้ากำหนดระยะเวลารับซื้อถึงปี 2565 โดยกรณีกลุ่มไม่มีสัญญาซึ่งกำหนดให้รับซื้อ ปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ระเบียบการจัดหาไฟฟ้าฯ ได้กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้องเป็นผู้รับผิดชอบภาระค่าใช้จ่าย ในการเชื่อมโยงหรือปรับปรุงระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ กลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ได้ให้ข้อมูลว่า ได้พิจารณาเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายที่ต้องลงทุน กับผลตอบแทนค่าไฟฟ้าที่จะได้รับโดยเฉพาะกลุ่มพลังงานแสงอาทิตย์ พบว่าไม่คุ้มค่าเนื่องจากมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพียง 0.50 บาทต่อหน่วย ประกอบกับระยะเวลาเปิดรับซื้อสั้นเกินไป จึงเห็นควรเสนอทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้า และขยายระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าอีก 2 - 3 ปี เพื่อให้ผู้สนใจมีความมั่นใจและมีความคุ้มค่าในการลงทุนมากขึ้น โดยคาดว่าจะได้รับความสนใจจากกลุ่มมหาวิทยาลัยและโรงงานที่ไม่มีการทำงานวันหยุดเพิ่มขึ้นได้ ทั้งนี้ กกพ. ได้พิจารณาแล้ว เห็นควรขยายระยะเวลาการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มระยะสั้น ภายใต้มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานฯ สำหรับกลุ่มที่มี สัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ ออกไปอีก 2 ปี สิ้นสุดภายในปี 2567 เพื่อบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าจากปัญหาวิกฤตราคาพลังงานตามนโยบายของรัฐบาล
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าจากการดำเนินการจัดหาและการเพิ่มขึ้นของราคาก๊าซธรรมชาติที่ได้รับผลกระทบจากราคาพลังงานในตลาดโลกที่เพิ่มสูงขึ้น จึงควรขยายระยะเวลาการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้มาตรการบริหารจัดการ ด้านพลังงานฯ สำหรับกลุ่มที่มีสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ ออกไปอีก 2 ปี สิ้นสุดภายในปี 2567 ตามความเห็นของ กกพ. ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายกรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 โดยขยายกรอบระยะเวลาเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 - 31 ตุลาคม 2565 และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จัดทำแนวทางการช่วยเหลือ LPG ภาคครัวเรือน นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับราคาขายปลีก LPG ในระยะต่อไป (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG และ (3) มอบหมายให้ ธพ. ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 - 31 ธันวาคม 2565
2. จากสถานการณ์ความตึงเครียดระหว่างประเทศยูเครนและสหพันธรัฐรัสเซียส่งผลให้เกิดวิกฤตราคาพลังงานทั่วโลก ซึ่งกระทบต่ออัตราเงินเฟ้อ ภาพรวมเศรษฐกิจ และค่าครองชีพของประชาชน โดยปัจจุบันราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงผันผวน โดยในเดือนกันยายน 2565 - ตุลาคม 2565 ราคา LPG ตลาดโลกลดลงประมาณ 69.40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือลดลงร้อยละ 11 จาก 644.65 สู่ระดับ 575.25 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 18 ตุลาคม 2565 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นเนื่องจากค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวเพิ่มขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.0485 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 24.5079 บาทต่อกิโลกรัม (649.87 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 24.5564 บาทต่อกิโลกรัม (647.87 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 6.9116 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 6.9601 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 16 ตุลาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 126,690 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 84,126 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 42,564 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,541 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,210 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 669 ล้านบาทต่อเดือน
4. ปัจจุบัน ธพ. อยู่ระหว่างจัดทำแนวทางการช่วยเหลือ LPG ภาคครัวเรือน ประกอบกับสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงผันผวน โดย ณ วันที่ 18 ตุลาคม 2565 อยู่ที่ 575.25 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 440 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ในขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 669 ล้านบาทต่อเดือน และฐานะกองทุนบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 42,564 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 45,000 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 - 31 ธันวาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 669 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 2 ครั้ง ไปที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 - 30 พฤศจิกายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 368 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2565 - 31 ธันวาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 66 ล้านบาทต่อเดือน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 16 ตุลาคม 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 42,564 ล้านบาท โดยหากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 43,902 ล้านบาท หรือติดลบ 42,998 ล้านบาท ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 ตามลำดับ ทั้งนี้ การดำเนินการตามแนวทางที่ 1 จะช่วยลดผลกระทบค่าครองชีพของประชาชนแต่จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระเพิ่มขึ้น และเกิดปัญหา การลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน ในขณะที่แนวทางที่ 2 จะทำให้ราคาขายปลีกสะท้อนต้นทุนการจัดหา และลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ที่เกิดจากการอุดหนุนราคา LPG รวมถึงลดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน แต่จะทำให้ค่าครองชีพของประชาชนเพิ่มสูงขึ้น อย่างไรก็ดี แม้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็น 438 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 พฤศจิกายน 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
กบง.ครั้งที่ 14/2565 (ครั้งที่ 52) วันอังคารที่ 27 กันยายน 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 14/2565 (ครั้งที่ 52)
วันอังคารที่ 27 กันยายน 2565
1. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
3. การกำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ด้วยสัญญาระยะสั้น
4. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2565 - 2580 (PDP2022)
5. การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้รับทราบความก้าวหน้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้เห็นชอบแผนการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนตุลาคม 2565 - ธันวาคม 2565 ซึ่งการดำเนินการระยะต่อไปจะมีการจัดทำมาตรการบริหารจัดการการจัดหาและการใช้พลังงาน (Demand & Supply) ในสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน และการจัดหาและจัดส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าในช่วงเดือนตุลาคม 2565 - ธันวาคม 2565 ต่อมา เมื่อวันที่ 19 กันยายน 2565 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้รับทราบการปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ที่ กกพ. ได้มีมติเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2565 โดยให้จัดหา Spot LNG จำนวนไม่เกิน 10 ลำเรือ สำหรับเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 ความก้าวหน้าของแผนและผลความต้องการใช้น้ำมันในโรงไฟฟ้า แผนและผลการจัดการส่งน้ำมันไปยังโรงไฟฟ้า และการจัดทำมาตรการจัดหาพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน โดยต่อมา เมื่อวันที่ 23 กันยายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบความก้าวหน้าของการจัดทำมาตรการบริหาร จัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ นำเสนอต่อ กบง. และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
2. ต้นทุนการผลิตไฟฟ้ารายเชื้อเพลิงที่จะผลิตและรับซื้อหน้าโรงไฟฟ้าระหว่างเดือนตุลาคม 2565 - ธันวาคม 2565 (ข้อมูล ณ วันที่ 27 กันยายน 2565) พบว่า กรณีหากราคาก๊าซธรรมชาติเหลวแบบตลาดจร (Spot LNG) อยู่ในระดับ 35.29 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู จะทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจาก LNG อยู่ที่ 8.50 บาทต่อหน่วย ซึ่งเป็นราคาสูงสุดเมื่อเปรียบเทียบกับการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเชื้อเพลิงทุกประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซล น้ำมันเตาที่มีกำมะถันไม่เกินร้อยละ 0.5 (0.5% ซัลเฟอร์) และน้ำมันเตาที่มีกำมะถันไม่เกินร้อยละ 2 (2% ซัลเฟอร์) ซึ่งมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 6.50 8.00 และ 4.50 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ รวมทั้งสูงกว่าต้นทุนการผลิตหน้าโรงไฟฟ้าของไฟฟ้าพลังน้ำนำเข้าเฉลี่ยระหว่างโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการเทินหินบุน ซึ่งอยู่ที่ประมาณ 2.41 บาทต่อหน่วย และการผลิตไฟฟ้าจากลิกไนต์เหมืองแม่เมาะ ซึ่งมีต้นทุนต่ำสุดที่ 0.82 บาทต่อหน่วย
3. คณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานในช่วง 3 เดือน ระหว่างเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 เสนอต่อ กบง. พิจารณา สรุปได้ดังนี้
3.1 มาตรการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ประกอบด้วย (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าตามมติ กกพ. ปริมาณ 898.8 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด เฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ปริมาณ 554.428 ล้านหน่วย (GWh) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และ (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 163.330 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ.
3.2 มาตรการที่เสนอเพิ่มเติม โดยอยู่ระหว่างเตรียมนำเข้าสู่การพิจารณาการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติต่อ กกพ. ประกอบด้วย (1) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ได้แก่ การใช้น้ำมันดีเซลกำมะถัน 50 ppm ปริมาณ 30 ล้านลิตร และการรับน้ำมันเตาแบบ Ship to Ship ที่โรงไฟฟ้าบางปะกง ปริมาณ 30 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. (2) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. โดยรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 ซึ่งมีความพร้อมผลิตพลังงานไฟฟ้าโดยใช้ปริมาณน้ำในส่วนที่ยังไม่ต้องขายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้าลาว (EDL) มาผลิตเพื่อขายให้กับประเทศไทยได้เพิ่มประมาณ 43 ล้านหน่วย และโครงการเทินหินบุน ซึ่งสามารถเพิ่มปริมาณ การรับซื้อไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ 20 เมกะวัตต์ โดยคาดว่าจะสามารถรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มได้ประมาณเดือนละ 6.4 ล้านหน่วย ตั้งแต่ช่วงเดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้า ไม่มากกว่าสัญญาเดิม และ (3) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าปริมาณ 88.62 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ.
3.3 มาตรการที่เสนอเพิ่มเติม และอยู่ระหว่างการหารือเพื่อประมาณการเป้าหมายในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 ประกอบด้วย (1) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. (2) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ พพ. โดยมีมาตรการย่อยประกอบด้วย การตั้งอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศในอาคารให้สูงขึ้นจากปกติ 2 องศาเซลเซียส (เป็น 27 องศาเซลเซียส) และปิดระบบแสงสว่างในพื้นที่ที่ไม่จำเป็น การกำหนดเวลาเปิดปิดไฟป้ายโฆษณาขนาดใหญ่ การปิดสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงหลังเวลา 23.00 น. (เปิดระหว่างเวลา 05.00 น. – 23.00 น.) การกำหนดเวลาเปิดปิดภาคธุรกิจบริการที่ใช้พลังงานสูง เช่น ห้างสรรพสินค้า ร้านสะดวกซื้อ สถานบันเทิง การปิดระบบปรับอากาศก่อนห้างสรรพสินค้าปิดทำการ 30 - 60 นาที การปรับเปลี่ยนเครื่องจักรอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพการใช้พลังงานสูงของโรงงานอุตสาหกรรม โดยภาครัฐสนับสนุนการให้ข้อมูลและคำแนะนำ และอาจสนับสนุนเงินลงทุนบางส่วนแก่โรงงานอุตสาหกรรม และมาตรการประหยัดพลังงานอื่นๆ ที่เหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM (Japan-Korea Marker) สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ (3) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และ (4) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ.
ทั้งนี้ หากดำเนินการตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 จะสามารถลดการนำเข้า Spot LNG ได้ประมาณ 15 – 17 ลำ ช่วยลดค่าใช้จ่ายในการนำเข้า Spot LNG ในช่วงระยะเวลาดังกล่าวจากการเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นในการผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 22,900 - 31,700 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วง เดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 (มาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ) โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถปรับรายละเอียดมาตรการ และประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงผลประโยชน์ ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้รายงานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบด้วย
2. มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการ ดังต่อไปนี้
2.1 ให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา ตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดังนี้
(1) ให้สำนักงาน กกพ. รับผิดชอบกำกับติดตาม และบูรณาการการดำเนินการ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในภาพรวมเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา รวมทั้งนำเสนอต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สอดคล้องกันต่อไป
(2) ให้ กฟผ. รับผิดชอบกำกับติดตามให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าเอกชน มีการรับและใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามที่กำหนดไว้ในแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาดังกล่าว
(3) ให้ ธพ. รับผิดชอบในการประสานและติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงจัดส่งน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาดังกล่าว
2.2 ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ และประเทศเพื่อนบ้านซึ่งมีราคาต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG ให้ได้มากที่สุด ทั้งนี้ ให้ ชธ. สนับสนุนและประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการเจรจากับประเทศเพื่อนบ้านเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติในราคาที่เหมาะสมและต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG เพิ่มเติม
2.3 ให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวเพิ่มเติม ดังนี้
(1) โครงการน้ำเทิน 1 ให้ กฟผ. ดำเนินการบริหารสัญญาเพื่อรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม
(2) โครงการเทินหินบุน รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีก 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม โดยให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมดังกล่าว และรายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบ
2.4 เห็นชอบให้มีการบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ดังนี้
(1) ให้ กกพ. กำหนดเป้าหมายการใช้ก๊าซธรรมชาติของภาคส่วนต่างๆ ให้เกิดความ เป็นธรรม โดยให้แต่ละภาคส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติมีส่วนร่วมในการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยอาจปรับเปลี่ยน ไปใช้เชื้อเพลิงอื่นที่มีราคาต่ำกว่า ทั้งนี้ ตามสัดส่วนการใช้ของแต่ละภาคส่วน
(2) ให้สำนักงาน กกพ. ประสาน ปตท. เพื่อขอความร่วมมือจากกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม และภาคปิโตรเคมีในการปรับเปลี่ยนจากการใช้ก๊าซธรรมชาติไปใช้เชื้อเพลิงอื่น หรือมีการใช้วัตถุดิบที่จะส่งผล ให้สามารถลดการใช้ก๊าซธรรมชาติลง หรือมีมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ก๊าซธรรมชาติให้เกิดความคุ้มค่า
(3) ให้ กกพ. พิจารณาและกำกับดูแลเกี่ยวกับการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน
ทั้งนี้ ให้ กกพ. นอกจากต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อ 2.4 ข้างต้นแล้ว ให้ดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 11(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 รวมทั้งมติ ของคณะกรรมการต่างๆ ที่เกี่ยวข้องด้วย
2.5 ให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเร่งดำเนินการในมาตรการประหยัดพลังงานภาคธุรกิจ/อุตสาหกรรม โดยขอความร่วมมือกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อดำเนินการให้เกิดผล เป็นรูปธรรมภายใน 1 เดือน (นับจาก กพช. ได้มีมติเห็นชอบ) ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานนำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ
2.6 ให้ กฟผ. เร่งการเจรจาเพื่อหาแนวทางการลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ
2.7 ให้ สำนักงาน กกพ. เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่อยู่ระหว่างขั้นตอนการพิจารณาต่างๆ เพื่อให้เกิดการติดตั้ง Solar Cell โดยเร็ว
ทั้งนี้ การดำเนินการตามมาตรการในข้อ 1 และข้อ 2 ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมาย และระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด
3. มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการ ที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่า โดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว
4. มอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามข้อ 1 ถึงข้อ 3 อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กบง. ทราบต่อไป
5. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนที่ยังไม่มีข้อยุติ ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลกมีความผันผวนและปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูงจากมาตรการ คว่ำบาตรรัสเซียของหลายประเทศทั่วโลก โดยทำให้เกิดการตึงตัวของอุปทานก๊าซธรรมชาติและน้ำมัน ส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นและยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง จาก 2.1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในเดือนมิถุนายน 2563 มาอยู่ที่ระดับสูงถึง 39.3 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในเดือนมีนาคม 2565 หลังจากรัสเซียเริ่มเข้าโจมตียูเครน และ ณ วันที่ 21 กันยายน 2565 อยู่ในระดับสูงประมาณ 45 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ จากประมาณการแนวโน้มราคา LNG ปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่า ตลาด LNG ยังคงมีแนวโน้มตึงตัวจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นตามการเติบโตทางเศรษฐกิจ หลังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด – 19) คลี่คลาย ในขณะที่อุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG ยังคงจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนการก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ทำให้คาดว่าราคา LNG ยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง จนถึงปี 2568 หรือปี 2569 โดยราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นส่งผลให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยพึ่งพาเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก และจะส่งผล ให้ค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าปรับเพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจและภาระค่าครองชีพของประชาชน
2. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน
3. เพื่อลดผลกระทบด้านต้นทุนค่าไฟฟ้าต่อภาคประชาชนจากความเสี่ยงสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงที่อาจสูงขึ้น ลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ อีกทั้งยังเป็นการกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงเพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้เสนอมาตรการเพิ่มเติม โดยการนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2565 ถึงปี 2568 โดย กฟผ. ได้เตรียมความพร้อมในด้านเทคนิค ด้านเชื้อเพลิง และด้านสิ่งแวดล้อม เพื่อนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในวันที่ 7 ตุลาคม 2565 โดยมีรายละเอียด ดังนี้
3.1 ด้านเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 มีสภาพความพร้อมรองรับ การนำโรงไฟฟ้ากลับมาผลิตไฟฟ้า โดย กฟผ. มีการบำรุงรักษาและตรวจสอบสภาพของอุปกรณ์ให้พร้อมใช้งาน อย่างสม่ำเสมอ ด้านระบบส่งไฟฟ้า มีระบบที่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้อย่างมั่นคง เชื่อถือได้ มีคุณภาพเพียงพอ ตามเกณฑ์มาตรฐาน โดยการบริหารจัดการอุปกรณ์ระบบส่งไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพ ซึ่งการนำโรงไฟฟ้ากลับมาผลิตไฟฟ้าจะไม่ส่งผลกระทบต่อแผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าตามแผนงานที่ได้กำหนดไว้ ด้านทรัพยากรน้ำ ในการผลิตไฟฟ้ามีความเพียงพอ โดยใช้น้ำจากอ่างเก็บน้ำแม่จาง อ่างเก็บน้ำแม่ขาม และเพิ่มเติมจากเขื่อนกิ่วลม ตามแผนการใช้น้ำร่วมกับกรมชลประทาน โดยมีการกำหนดแนวทางการบริหารจัดการน้ำทั้งระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาวไว้รองรับ
3.2 ด้านเชื้อเพลิง กฟผ. มีความสามารถในการผลิตลิกไนต์เพิ่มขึ้นเพื่อให้เพียงพอต่อ ความต้องการที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้ การนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าจะช่วยลด การนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวแบบตลาดจร (Spot LNG) และค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มต่างๆ โดยสามารถลดต้นทุน ในการผลิตไฟฟ้าสุทธิประมาณ 9,740 ล้านบาท รวมทั้งยังสามารถบรรเทาผลกระทบจากความสามารถในการจ่ายก๊าซธรรมชาติแหล่งเอราวัณ (G1) ที่ลดลงจากผู้รับสัมปทานรายใหม่ ในช่วงปี 2565 ถึงปี 2567 นอกจากนี้ การคงกำลังผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงลิกไนต์ในประเทศจะช่วยลดผลกระทบจากราคาพลังงานที่เพิ่มสูงขึ้น ซึ่งจะส่งผลให้ภาระค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ของภาคประชาชนลดลงได้
3.3 ด้านสิ่งแวดล้อม การนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า ไม่กระทบต่อเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศตาม Nationally Determined Contribution (NDC) ภายในปี 2573 โดย กฟผ. จะศึกษาศักยภาพการพัฒนาโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ และเร่งกำหนดการจ่ายไฟฟ้าให้เร็วขึ้นเพื่อชดเชยปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 เป็นโรงไฟฟ้าเดิมซึ่งไม่ได้มีการเปลี่ยนแปลงเครื่องจักร ที่มีผลต่อกรรมวิธีการผลิตและเชื้อเพลิงที่ใช้ โดยสามารถควบคุมมลสารได้ตามประกาศกระทรวงอุตสาหกรรม เรื่อง กำหนดค่าปริมาณของสารเจือปนในอากาศที่ระบายออกจากโรงงานผลิต ส่ง หรือจำหน่ายพลังงานไฟฟ้า พ.ศ. 2547 และประกาศกระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และสิ่งแวดล้อม ฉบับที่ 3 (พ.ศ. 2544) เรื่อง กำหนดมาตรฐานควบคุมการปล่อยทิ้งอากาศเสียจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ อีกทั้งรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจการหรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิต ของประชาชนในชุมชนอย่างรุนแรง (EHIA) โครงการขยายกำลังผลิตโรงไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4 - 7 และโครงการโรงไฟฟาแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ได้ประเมินครอบคลุมการเดินเครื่องโรงไฟฟาพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 ดังนั้น จึงไม่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมโดยรวม และเป็นไปตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อมที่กฎหมายกำหนด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2565 - 2568 เพื่อรองรับสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน โดยพิจารณาและนำมาตรการที่กำหนดในรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจการหรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิต ของประชาชนในชุมชนอย่างรุนแรง (EHIA) โครงการโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ซึ่งเป็นรายงาน เล่มล่าสุดมาปฏิบัติ
2. มอบหมายให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 การกำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ด้วยสัญญาระยะสั้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป โดยการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ได้มีการกำหนดหลักเกณฑ์สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Regulated Market) ดังนี้ (1) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญาระยะกลาง ในระยะเริ่มต้นมอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) และนำเสนอขอความเห็นชอบ จาก กบง. และ กพช. ก่อนที่จะประกาศเป็นหลักเกณฑ์ให้ผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) นำไปใช้ในการจัดหาต่อไป ภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ ให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการ (2) การจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot Flexible ราคา Spot LNG จะต้องไม่เกินราคา Pool Gas โดยให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินการประมูลจัดหา Spot Flexible ภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและเงื่อนไข และ (3) การจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ราคา Spot LNG จะต้องไม่เกินราคา JKM (Japan-Korea Marker) ปรับด้วยส่วนต่างค่าขนส่งจากประเทศผู้ค้าต้นทาง ส่งมอบที่ประเทศญี่ปุ่นกับที่ประเทศไทย (JKM adjust by freight cost) และมีเพดานราคาไม่เกินราคา LNG นำเข้าจากสัญญาระยะยาวที่ต่ำที่สุดทุกช่วงเวลาของ ปตท. ในปัจจุบัน ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณาความเหมาะสมของ JKM adjust by freight cost เป็นระยะๆ และให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับปริมาณและช่วงเวลาที่จะสามารถนำเข้า Spot LNG ได้ ภายใต้หลักเกณฑ์ราคาที่ กบง. กำหนด ทั้งนี้ หากมีความจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้างต้น จะต้องได้รับความเห็นชอบจาก สนพ. และ กกพ. เป็นรายครั้งไป ต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์ LNG Benchmark สำหรับการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญาระยะกลาง สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil linked linear formula) (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (Gas linked linear formula) และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม (Hybrid oil gas linked formula with a kink point) และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 14 กันยายน 2565 สนพ. ได้ประชุมหารือกับ กกพ. เกี่ยวกับข้อเสนอการจัดหา LNG สัญญาระยะสั้น โดยที่ประชุมได้มีข้อสรุป ดังนี้ (1) มติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้กำหนดหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น โดยอ้างอิงกับราคา JKM adjust by freight cost และหากมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ดังกล่าวจะต้องได้รับความเห็นชอบ จาก สนพ. และ กกพ. เป็นรายครั้ง ซึ่งปัจจุบันการจัดหา LNG สัญญาระยะสั้น มีการใช้ราคาอ้างอิงอื่น นอกเหนือจากราคา JKM adjust by freight cost จึงเห็นควรให้หาแนวทางการกำหนดราคาอ้างอิงอื่นเพิ่มเติม เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นในการจัดหา LNG โดยให้มีราคาอ้างอิงได้หลายรูปแบบเช่นเดียวกับการจัดหา LNG ภายใต้สัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง ที่มีราคาอ้างอิงได้ 3 รูปแบบ ได้แก่ รูปแบบ Oil Link รูปแบบ Gas Link และรูปแบบ Hybrid และ (2) ให้กำหนดนิยามช่วงเวลาของ LNG สัญญาระยะยาว สัญญาระยะกลาง สัญญาระยะสั้น และ Spot LNG เพื่อให้มีความชัดเจนต่อการพิจารณาข้อเสนอการจัดหา LNG ต่อไป
3. ข้อเสนอการกำหนดนิยามกรอบระยะเวลาของสัญญา LNG และหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น สำหรับกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้สอดคล้องกับสภาพการณ์ของตลาด LNG ในปัจจุบัน มีดังนี้ (1) การจัดหา LNG สัญญาระยะยาว (Long-term) หมายถึง การจัดหา LNG ด้วยสัญญาที่มีระยะเวลาตั้งแต่ 10 ปีขึ้นไป (2) การจัดหา LNG สัญญาระยะกลาง (Mid-term) หมายถึง การจัดหา LNG ด้วยสัญญาที่มีระยะเวลาตั้งแต่ 5 ปีขึ้นไป แต่ไม่ถึง 10 ปี ทั้งนี้ ทั้งหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สัญญาระยะยาว และหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สัญญาระยะกลาง เป็นไปตาม LNG Benchmark ที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบ เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 (3) การจัดหา LNG สัญญาระยะสั้น (Short-term) หมายถึง การจัดหา LNG ด้วยสัญญาที่มีระยะเวลาต่ำกว่า 5 ปี โดยราคานำเข้า LNG จะต้องอ้างอิงกับราคา JKM adjust by freight cost หรือราคาอ้างอิง Gas Link หรือ Oil Link หรือ Hybrid ขึ้นอยู่กับสภาวะตลาด ทั้งนี้ ประมาณการมูลค่านำเข้า LNG ด้วยราคาอ้างอิงที่เสนอโดยรวมตลอดอายุสัญญา จะต้องไม่เกินประมาณการมูลค่านำเข้าด้วยราคา JKM adjust by freight cost โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาความคุ้มค่าที่เป็นประโยชน์ ต่อประเทศในภาพรวมต่อไป และ (4) การจัดหา Spot LNG หมายถึง การจัดหา LNG ในรูปแบบ Spot ที่มีการส่งมอบเป็นรายครั้ง โดยหลักเกณฑ์ราคาการจัดหา LNG จะต้องไม่เกินราคา JKM adjust by freight cost ที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564
มติของที่ประชุม
เห็นชอบนิยามกรอบระยะเวลาของสัญญา LNG และหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG ด้วยสัญญา ระยะสั้น สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Regulated Market)
เรื่องที่ 4 ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2565 - 2580 (PDP2022)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) และต่อมา เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ดังกล่าว อย่างไรก็ดี กระทรวงพลังงาน (พน.) เห็นควรให้มีการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2565 – 2580 (PDP2022) เนื่องจากเหตุผลและความจำเป็น ดังนี้ (1) สถานการณ์การผลิตและการใช้ไฟฟ้าในปัจจุบัน และอนาคตมีแนวโน้มเปลี่ยนแปลงไปจากในอดีต รวมถึงทิศทางของโลกและประเทศไทยที่มุ่งสู่การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคพลังงาน และสนับสนุนการใช้พลังสะอาดมากขึ้น (2) คณะกรรมการปฏิรูปประเทศ ด้านพลังงานมีข้อเสนอให้ปรับปรุงแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย โดยมีเป้าหมายเพื่อให้ได้กระบวนการและขั้นตอนการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยที่คำนึงถึงการกระจายสัดส่วนและแหล่งเชื้อเพลิงที่สมดุลระหว่างโรงไฟฟ้าฐาน โรงไฟฟ้าที่มีการตอบสนองรวดเร็ว โรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน และการผลิตไฟฟ้าใช้เองของ Prosumer โดยคำนึงถึงการบริหารแหล่งเชื้อเพลิง ระบบส่งไฟฟ้าและเงื่อนไข รายภูมิภาค (3) เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 และ (4) ประเทศไทย โดย พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา นายกรัฐมนตรี ได้ประกาศเจตนารมณ์ในการประชุมรัฐภาคีกรอบอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (United Nations Framework Convention on Climate Change Conference of the Parties: UNFCCC COP) สมัยที่ 26 หรือ COP26 ณ เมืองกลาสโกว์ สหราชอาณาจักร ว่าประเทศไทยพร้อมยกระดับการแก้ไขปัญหาภูมิอากาศอย่างเต็มที่ เพื่อยกระดับเป้าหมายการมีส่วนร่วมของประเทศ (Nationally Determined Contributions: NDC) ขึ้นเป็นร้อยละ 40 ซึ่งจะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิของไทยเป็นศูนย์ (Net zero emission) ได้ภายในปี ค.ศ. 2050 (พ.ศ. 2593)
2. ปัจจุบัน พน. อยู่ระหว่างการจัดทำแผนพลังงานชาติ ซึ่งมีเป้าหมายมุ่งสู่พลังงานสะอาด และลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะ ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) องค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก (อบก.) สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) และผู้ทรงคุณวุฒิ ได้จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระยะยาวสำหรับการจัดทำแผน PDP2022 และร่างแผน PDP2022 กรณีที่คำนึงถึงการใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ในปัจจุบันให้เกิดประโยชน์สูงสุด เสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเมื่อวันที่ 14 กันยายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวสำหรับการจัดทำแผน PDP2022 และเห็นชอบให้นำร่างแผน PDP2022 เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณา โดยให้รับข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการฯ ไปปรับปรุงข้อมูลสมมติฐาน และจัดทำร่างแผน PDP กรณีอื่นๆ เพิ่มเติมเสนอคณะอนุกรรมการฯ ต่อไป
3. หลักการในการจัดทำแผน PDP2022 มีประเด็นสำคัญ ดังนี้ (1) เน้นความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ (Security) ครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และความมั่นคงรายพื้นที่ โดยคำนึงถึงผู้ใช้ไฟฟ้านอกระบบ (IPS) รวมถึง Disruptive Technology เพื่อให้ระบบผลิตไฟฟ้ามีความยืดหยุ่นเพียงพอ ต่อการรองรับการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน (Energy Transition) (2) ต้นทุนค่าไฟฟ้าอยู่ในระดับที่เหมาะสม (Economy) อัตราค่าไฟฟ้ามีเสถียรภาพ สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ประชาชนไม่แบกรับภาระอย่างไม่เป็นธรรม รวมถึงเตรียมความพร้อมของระบบไฟฟ้าเพื่อให้เกิดการแข่งขันด้านการผลิตไฟฟ้า และการบริหารจัดการเพื่อนำการผลิตไฟฟ้าแบบกระจายศูนย์ (Distributed Energy Resources: DER) มาใช้ประโยชน์ และ (3) ผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) โดยจำกัดปริมาณการปลดปล่อย CO2 ให้สอดคล้องตามเป้าหมายแผนพลังงานชาติ และเป้าหมายยุทธศาสตร์ระยะยาวในการพัฒนาแบบปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่ำของประเทศไทย (Thailand’s Long-Term Low Greenhouse Gas Emission development Strategy: LTS) ตามนโยบายมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) และ Net zero emission โดยสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน และเพิ่มประสิทธิภาพในระบบไฟฟ้าทั้งด้านการผลิตและการใช้ไฟฟ้า โดยนำเทคโนโลยีระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด (Smart Grid) มาใช้อย่างเต็มที่
4. การจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวสำหรับการจัดทำแผน PDP2022 มีสมมติฐาน ดังนี้ (1) การจัดทำค่าพยากรณ์กรณีปกติ (BAU) ใช้ผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ (Gross domestic product: GDP) และจำนวนประชากร ของ สศช. ชุดวันที่ 18 มีนาคม 2565 และฉบับเดือนสิงหาคม 2562 ตามลำดับ (2) ปรับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระยะสั้น โดยคำนึงถึงสถานการณ์ไม่ปกติจากการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด – 19) ที่ส่งผลให้ความต้องการไฟฟ้าลดลงกว่าที่คาดการณ์ (3) การจัดทำค่าพยากรณ์กรณีพื้นฐาน (Base) มีการพิจารณาความต้องการไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (New Demand) จากโครงการลงทุนและนโยบายรัฐที่มีแผนการดำเนินงานชัดเจนแล้ว และยังไม่ได้คำนึงถึงในการประมาณการ GDP ของ สศช. ได้แก่ รถไฟฟ้าความเร็วสูง (HST) รถไฟฟ้าขนส่งมวลชนในกรุงเทพและปริมณฑล และรถไฟฟ้าขนส่งมวลชนใน 6 เมืองหลัก (MRT) เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษภาคตะวันออก (EEC) และยานยนต์ไฟฟ้า (EV) (4) การจัดทำค่าพยากรณ์กรณีพื้นฐาน + แผนอนุรักษ์พลังงาน (BAU + New Demand + EEP) มีการนำเป้าหมายผลประหยัดพลังงานด้านไฟฟ้ารายสาขาเศรษฐกิจตามข้อมูลของ พพ. เป็นสมมติฐานในการจัดทำค่าพยากรณ์ โดยเมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2565 คณะทำงานจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า (คณะทำงานฯ) ได้เห็นชอบค่าพยากรณ์กรณีพื้นฐาน + แผนอนุรักษ์พลังงาน (Base + EEP) ที่ความเชื่อมั่นร้อยละ 70 สำหรับใช้ในการจัดทำแผน PDP2022 และ (5) ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) และการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง (IPS) คำนึงถึงทั้ง VSPP Existing รวมทั้ง VSPP โครงการใหม่ และ IPS ทั้งนี้ สรุปผลการจัดทำค่าพยากรณ์ได้ ดังนี้ (1) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าสุทธิของระบบ 3 การไฟฟ้า กรณี BAU ณ ปี 2580 พลังไฟฟ้าสูงสุด อยู่ที่ 50,066 เมกะวัตต์ และพลังงานไฟฟ้า อยู่ที่ 329,107 ล้านหน่วย และ (2) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าสุทธิของระบบ 3 การไฟฟ้า กรณี BAU + New Demand + EEP ณ ปี 2580 พลังไฟฟ้าสูงสุด อยู่ที่ 54,546 เมกะวัตต์ และพลังงานไฟฟ้า อยู่ที่ 335,592 ล้านหน่วย
5. สมมติฐานในการจัดทำแผน PDP2022 ประกอบด้วย (1) กำหนดช่วงปีของแผน PDP2022 ในปี 2565 - 2580 เพื่อให้สอดคล้องตามปีของยุทธศาสตร์ชาติ โดยมีการทำฉากทัศน์ (Outlook) ถึงปี 2593 (ค.ศ. 2550) เพื่อให้เห็นภาพเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอนตามนโยบายของประเทศ (2) ใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์ด้านความมั่นคง ทั้งในภาพรวมของประเทศ และรายภาค แทนการใช้เกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) (3) การวางแผนรายภูมิภาคแบ่งพื้นที่ เป็น 5 ภาค ตามเขตปฏิบัติการของ กฟผ. ได้แก่ เขตนครหลวง ภาคกลาง ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคเหนือ และภาคใต้ (4) โรงไฟฟ้าที่มีข้อผูกพันแล้วในปัจจุบัน ใช้ข้อมูลโรงไฟฟ้าที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว ณ เดือนธันวาคม 2564 (Existing) และโรงไฟฟ้าที่มีข้อผูกพันแล้ว คือ มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว และตอบรับซื้อแล้ว (Committed) (5) การจัดสรรโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ ในช่วงปี 2565 – 2573 อ้างอิงการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี 2564 - 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 จากนั้นในช่วงปี 2574 – 2580 จะพิจารณาไม่เกินกรอบศักยภาพของประเทศในแต่ละประเภทของพลังงานหมุนเวียนที่ประเมินโดย พพ. ในส่วนของมาตรการ Demand Response กำหนดเป้าหมายตามแผน Smart Grid และจะคำนึงถึงมาตรการ Peak Reduction โดยการใช้ DER เพื่อรองรับเทคโนโลยีใหม่ที่จะเกิดขึ้นในอนาคต เช่น Vehicle to Grid (V2G) รวมทั้งคำนึงถึงการซื้อขายไฟฟ้าและตลาดไฟฟ้าเสรีตามข้อเสนอในแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน (6) โรงไฟฟ้าและเทคโนโลยีทางเลือกในอนาคตที่จะนำมาพิจารณาในแผน ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าฟอสซิล ซึ่งครอบคลุมถึงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมเชื้อเพลิงไฮโดรเจนผสมก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าพลังงานสะอาด และเทคโนโลยีทางเลือกอื่นๆ เช่น ระบบกักเก็บพลังงานแบบแบตเตอรี (Battery Energy Storage System: BESS) และการดักจับ การใช้ประโยชน์ และการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture Utilization and Storage: CCUS) ในกรณีที่จำเป็น (7) ประมาณการราคาเชื้อเพลิง ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า และอัตรารับซื้อไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า แต่ละประเภทเป็นสมมติฐานเบื้องต้น (8) กำหนดเป้าหมายการปลดปล่อย CO2 ภาคการผลิตไฟฟ้า ตามเป้าหมายของสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) (9) กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากต่างประเทศตามศักยภาพ โดยกำหนดสัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนใหม่ ณ ปลายแผน ปี 2580 ไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ตามนโยบายของแผนพลังงานชาติ และกำหนดสัดส่วนโรงไฟฟ้าฐานและโรงไฟฟ้าชนิดอื่นๆ ที่เหมาะสม โดยอ้างอิงจากผลการศึกษาโครงการศึกษาสัดส่วนโรงไฟฟ้าฐานที่เหมาะสมสำหรับรองรับแนวโน้ม Prosumer ของ สนพ. ในปี 2563 และ (10) พิจารณาศักยภาพสายส่งเชื่อมโยงระหว่างภูมิภาคของระบบส่งไฟฟ้าระดับแรงดัน 500 เควี ณ ปี 2573 ที่โครงการระบบส่งทั้งหมดแล้วเสร็จตามแผน
6. ในการจัดทำร่างแผน PDP2022 จะพิจารณาการทำแผนทางเลือกกรณีต่างๆ เพื่อพิจารณา ร่างแผนกรณีที่เหมาะสมกับประเทศไทยมากที่สุดมาเป็นร่างแผน PDP2022 สำหรับประกาศใช้จริงต่อไป โดย สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ ได้มีการจัดทำร่างแผน PDP2022 กรณีฐาน (Base Case) ที่คำนึงถึงการใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ในปัจจุบันให้เกิดประโยชน์สูงสุด เช่น ระบบโครงข่าย ท่อก๊าซธรรมชาติ ท่าเทียบเรือ (Terminal) โรงไฟฟ้า และระบบโครงข่ายสายส่งไฟฟ้า เป็นต้น เป็นกรณีเริ่มต้นสำหรับนำไปใช้จัดทำร่างแผนกรณีอื่นๆ และได้นำเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ เมื่อวันที่ 14 กันยายน 2565 โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ นำร่างแผน PDP2022 ที่ได้นำเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ ไปเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณา และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ รับข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการฯ ไปดำเนินการปรับปรุงข้อมูลสมมติฐาน และจัดทำร่างแผนกรณีอื่นๆ เพิ่มเติม และให้นำมาเสนอคณะอนุกรรมการฯ อีกครั้ง โดยความเห็นและข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการฯ ที่สำคัญ ได้แก่ (1) ให้ปรับปรุงข้อมูลต้นทุนระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี (2) ให้นำการกำหนดราคาคาร์บอน (Carbon Pricing) มาประกอบการจัดทำแผน PDP และ (3) ให้จัดทำแผนทางเลือกกรณีที่กำหนดเป้าหมายการปลดปล่อย CO2 ในภาคการผลิตไฟฟ้าให้สอดคล้องกับนโยบาย Carbon Neutrality ของประเทศ โดยใช้ตัวเลขเป้าหมายการปลดปล่อย CO2 จาก สผ.
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวสำหรับการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2565 – 2580 (PDP2022)
2. รับทราบร่างแผน PDP2022 กรณีฐาน (Base Case) ที่คำนึงถึงการใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ในปัจจุบันให้เกิดประโยชน์สูงสุด ซึ่งเป็นกรณีเริ่มต้นสำหรับนำไปใช้จัดทำร่างแผนกรณีอื่นๆ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ดำเนินการจัดทำร่างแผนกรณีต่างๆ ตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ แล้วนำมาเสนอ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ จะพิจารณาร่างแผนกรณีที่เหมาะสมกับประเทศไทยมากที่สุดมาเป็นร่างแผน PDP2022 สำหรับประกาศใช้จริงต่อไป
เรื่องที่ 5 การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤติ ดังนี้ ภาวะปกติ ระยะสั้น (พ.ศ. 2565 ถึง พ.ศ. 2566) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว (พ.ศ. 2567 เป็นต้นไป) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว สำหรับภาวะวิกฤติ คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง 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 7 กันยายน 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคา น้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ดังนี้ (1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี10) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในอัตราไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 ทั้ง 3 ชนิด และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 ร้อยละ 10 และร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตามลำดับ (2) ขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (4) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะ และคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 10) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ และ (5) มอบหมาย ให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และกรมการค้าภายใน (คน.) กระทรวงพาณิชย์ ติดตามสถานการณ์ปาล์มน้ำมันอย่างใกล้ชิด หากมีการเปลี่ยนแปลงของสถานการณ์ปาล์มน้ำมันที่ส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมันปาล์ม ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 20 กันยายน 2565 คน. ได้มีหนังสือ ถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งมติคณะอนุกรรมการบริหารจัดการสมดุลน้ำมันปาล์ม (คณะอนุกรรมการฯ) เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2565 ยืนยันเห็นควรพิจารณาปรับเพิ่มสัดส่วนผสมไบโอดีเซล ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากร้อยละ 5 (บี5) เป็น ร้อยละ 7 (บี7) โดยเร็ว เพื่อเป็นกลไกในการช่วยดูดซับปริมาณ สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบในประเทศที่มีแนวโน้มสูงขึ้น โดยขอให้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กบง. นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. คน. ได้รายงานว่า คณะทำงานตรวจสอบสต็อกน้ำมันปาล์มคงเหลือทั้งระบบ ระดับจังหวัด รายงานสต็อกคงเหลือรายสัปดาห์ ระหว่างวันที่ 12 - 14 กันยายน 2565 อยู่ที่ 0.297 ล้านตัน โดยมีแนวโน้มปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องจากปัจจัย ดังนี้ (1) สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตรคาดว่าในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 จะมีผลผลิตน้ำมันปาล์มออกสู่ตลาด 3.97 ล้านตัน คิดเป็นน้ำมันปาล์มดิบ (อัตราน้ำมันร้อยละ 18) เฉลี่ย 0.24 ล้านตันต่อเดือน มากกว่าความต้องการใช้ในประเทศที่เฉลี่ย 0.17 - 0.18 ล้านตัน ต่อเดือน โดยแบ่งเป็นการใช้ภาคพลังงานกรณีคงสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่บี5 ประมาณ 0.075 - 0.08 ล้านตันต่อเดือน และภาคบริโภคและอุตสาหกรรม 0.10 ล้านตันต่อเดือน (2) ความต้องการใช้น้ำมันปาล์มดิบในประเทศในภาคบริโภคและอุตสาหกรรมมีแนวโน้มลดลงมาอยู่ที่ 0.08 ล้านตัน ต่อเดือน จากปกติ 0.10 ล้านตันต่อเดือน เนื่องจากภาวะการค้าและการบริโภคยังไม่กลับเข้าสู่ภาวะปกติ โดยสิ้นเชิง ในขณะที่ภาคพลังงานมีการใช้ทรงตัวหากคงสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลที่บี5 และ (3) การส่งออก ของไทยไม่สามารถแข่งขันด้านราคาในตลาดโลกได้ หลังจากประเทศอินโดนีเซียประกาศยกเลิกการเก็บภาษีส่งออกสินค้าน้ำมันปาล์มทุกชนิดจนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2565 และเร่งผลักดันการส่งออกเพื่อลดปริมาณส่วนเกินภายในประเทศที่มีมากถึง 7 ล้านตัน ทำให้ราคาน้ำมันปาล์มดิบตลาดโลกปรับลดลง โดยปัจจัยดังกล่าวส่งผลกระทบให้ราคาปาล์มน้ำมัน และน้ำมันปาล์มดิบลดลงอย่างต่อเนื่อง จากราคาเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2565 อยู่ที่ 9.17 และ 51.58 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ราคาเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2565 ที่ 5.45 และ 31.75 บาท ต่อกิโลกรัม ตามลำดับ (ข้อมูล ณ วันที่ 16 สิงหาคม 2565) ทั้งนี้ คน. ได้สอบถามราคาไบโอดีเซลที่มีการซื้อขายจริง จากผู้ผลิต พบว่า ณ วันที่ 19 กันยายน 2565 อยู่ที่ 32 - 33 บาทต่อลิตร ต่ำกว่าราคาไบโอดีเซลอ้างอิงของ สนพ. ซึ่งอยู่ที่ 35.29 บาทต่อลิตร ในขณะที่ราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซล บี0 ในวันดังกล่าวอยู่ที่ 27.38 บาทต่อลิตร คิดเป็น 1.29 เท่า ต่ำกว่าอัตราที่ กบง. กำหนดไว้ว่าหากราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 (บี5)
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็น ดังนี้ (1) หากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไม่มีการชดเชย ในวันที่ 23 กันยายน 2565 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะอยู่ที่ 35.26 บาทต่อลิตร (โดยปัจจุบันกระทรวงการคลังปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลจาก 5.99 บาทต่อลิตร เป็น 1.34 บาทต่อลิตร ซึ่งจะสิ้นสุดในวันที่ 20 พฤศจิกายน 2565) และราคาไบโอดีเซลอยู่ที่ 35.29 บาทต่อลิตร สูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลบี0 ซึ่งอยู่ที่ 29.81 บาทต่อลิตร ประมาณ 1.2 เท่า โดยเป็นอัตราที่ต่ำกว่าที่ กบง. กำหนดให้ปรับลดสัดส่วนผสม ไบโอดีเซลลงเป็นบี5 (2) การปรับเพิ่มสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากร้อยละ 5 (บี5) เป็นร้อยละ 7 (บี7) จะช่วยดูดซับน้ำมันปาล์มดิบได้อีก 0.02 - 0.03 ล้านตันต่อเดือน และบรรเทาสต็อกน้ำมันปาล์มดิบสะสมในระบบ ทำให้ปริมาณสต็อกน้ำมันปาล์มดิบ ณ สิ้นปี 2565 อยู่ที่ 0.40 ล้านตัน ตามการประมาณการโดย พพ. ทั้งนี้ จะทำให้ต้นทุนราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เพิ่มขึ้นประมาณ 0.09 บาทต่อลิตร ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ต้องชดเชยเพิ่มขึ้นประมาณ 5.3 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 159 ล้านบาทต่อเดือน (3) จากการหารือกับ พพ. ในฐานะผู้แทนกระทรวงพลังงานในคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) เห็นควรเสนอให้ปรับเพิ่มสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว จากร้อยละ 5 เป็นร้อยละ 7 ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 เพื่อช่วยดูดซับน้ำมันปาล์มดิบที่มีแนวโน้มปรับเพิ่มขึ้นในช่วงไตรมาสสุดท้ายของปี 2565 ตามความเห็นของคณะอนุกรรมการฯ อย่างไรก็ดี ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้ขอความอนุเคราะห์ คน. ในการจัดเก็บข้อมูลราคาไบโอดีเซลจากผู้ผลิตที่มีการซื้อขายจริงส่งให้ สนพ. เป็นรายสัปดาห์ เพื่อใช้ในการติดตามสถานการณ์ราคาไบโอดีเซลอย่างใกล้ชิดต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 10 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพ ของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล ตามข้อ 1
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ นำเสนอการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล ตามข้อ 1 เพื่อทราบต่อไป
4. มอบหมายให้กรมการค้าภายใน และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการพิจารณาแนวทางในการให้ได้มาซึ่งข้อมูลราคาไบโอดีเซลจากผู้ผลิตที่มี การซื้อขายจริง เพื่อให้ สนพ. สามารถนำข้อมูลดังกล่าวมาใช้ในการติดตามสถานการณ์ราคาไบโอดีเซลอย่างใกล้ชิดเพื่อประโยชน์ในการบริหารจัดการด้านพลังงานต่อไป