มติกบง. (121)
กบง.ครั้งที่ 5/2565 (ครั้งที่ 43) วันพฤหัสบดีที่ 17 มีนาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2565 (ครั้งที่ 43)
วันพฤหัสบดีที่ 17 มีนาคม พ.ศ. 2565
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
3. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
4. การยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม
6. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
7. การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2565 เพิ่มเติม
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 2 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG และ (3) เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ผู้มีรายได้น้อยที่เป็นร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไปจนถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 และต่อมาเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางการทบทวน การกำหนดราคาก๊าซ LPG และมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อจัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
2. ปัจจุบันราคา LPG ตลาดโลกได้ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จากสถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน โดยในเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ถึงเดือนมีนาคม 2565 ราคาตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 117.97 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 15 จากระดับ 764.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 882.60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 9 มีนาคม 2565 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าปรับตัวลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ช่วงวันที่ 8 มีนาคม ถึงวันที่ 21 มีนาคม 2565 ปรับเพิ่มขึ้น 3.1404 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 27.0211 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 30.1615 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 15.0323 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 18.1727 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2565 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 29,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 13 มีนาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 29,336 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 1,243 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 28,093 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 2,730 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 5,433 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,703 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงอยู่ในระดับสูง โดย ณ วันที่ 8 มีนาคม 2565 อยู่ที่ 882.60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 463 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่มีการตรึงราคาขายปลีกไว้ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบ 2,703 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 28,093 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 29,000 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือคิดเป็นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเป็นระดับที่ส่งผลกระทบต่อความเป็นอยู่ ของประชาชนตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ของพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เป็น 3 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 15.3104 บาท ต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,418 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 16.2450 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 348 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,133 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,849 ล้านบาทต่อเดือน แนวทางที่ 2 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 15.3104 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,418 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2565 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 16.2450 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 348 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,133 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2565 เป็นต้นไป ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,849 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 3 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 1 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้น 2.8037 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,849 ล้านบาทต่อเดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป ทั้งนี้ รัฐบาลควรมีมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 หรือแนวทางที่ 3 โดยเพิ่มการช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ครัวเรือนผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จากเดิม 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน และขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 13 มีนาคม 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 28,093 ล้านบาท หากยังคงตรึงราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 จะติดลบประมาณ 52,420 ล้านบาท โดยหากปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 หรือแนวทางที่ 3 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 จะติดลบประมาณ 47,293 ล้านบาท หรือติดลบ 45,587 ล้านบาท หรือติดลบ 44,73 ล้านบาท ตามลำดับ อย่างไรก็ดี แม้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไปที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG ยังคงมีรายจ่าย 1,849 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG และเพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชนในสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) มากเกินไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 2 คือ ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม จำนวน 3 ครั้ง จาก 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
3. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565
เรื่องที่ 2 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันรัฐบาลมีมาตรการช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) (ก๊าซหุงต้ม) แก่ครัวเรือนผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน และขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ผู้มีรายได้น้อยที่เป็นร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน อย่างไรก็ดี มาตรการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคา ขายปลีกดังกล่าว ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2565 จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2565 โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนติดลบจากการชดเชยราคาน้ำมันและก๊าซ LPG เป็นระยะเวลานาน ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคา LPG ในตลาดโลกที่ยังอยู่ในระดับสูง หากไม่มีมาตรการช่วยเหลือเพิ่มเติมจะทำให้การปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ส่งผลกระทบต่อประชาชนโดยเฉพาะกลุ่มผู้มีรายได้น้อย เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กบง. จึงได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อจัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG โดยเพิ่มการช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG กลุ่มผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ เพิ่มเติมจากปัจจุบันที่ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนมิถุนายน 2565 โดยขอจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น สำหรับโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ
2. โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ มีรายละเอียดดังนี้ (1) ขอบเขตการดำเนินงาน ยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จาก 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (2) ระยะเวลาของมาตรการ 3 เดือน ตั้งแต่เดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนมิถุนายน 2565 (3) วงเงินงบประมาณคาดว่าจะใช้งบประมาณ 200 ล้านบาท โดยคำนวณจากจำนวนผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐทั้งหมดประมาณ 13.5 ล้านคน ซึ่งที่ผ่านมามีผู้ใช้สิทธิ์ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ประมาณ 3 ล้านคน ทั้งนี้ คาดว่าการยกระดับความช่วยเหลือเพิ่มขึ้นอีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน จะจูงใจให้มีผู้ใช้สิทธิ์เพิ่มขึ้นรวมเป็นประมาณ 3.6 ล้านคน ในช่วง 3 เดือน (4) การขอรับจัดสรรงบประมาณ โดยกระทรวงพลังงานจัดทำคำของบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่าย เพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ต่อสำนักงบประมาณ ทั้งนี้ เนื่องจากวงเงินงบประมาณที่ขอรับจัดสรรเกินกว่า 100 ล้านบาท สำนักงบประมาณจะเสนอเรื่องต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ โดยหากเห็นชอบแล้วจะแจ้งให้กระทรวงพลังงานนำเรื่องเสนอขออนุมัติต่อคณะรัฐมนตรี โดยเสนอผ่านรองนายกรัฐมนตรี และรัฐมนตรีเจ้าสังกัด ตามระเบียบว่าด้วยการบริหารงบประมาณรายจ่ายงบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น พ.ศ. 2562 ข้อ 9 (3) และ (5) การเริ่มดำเนินโครงการ โดยกระทรวงพลังงานจะแจ้งคณะกรรมการกองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม เพื่อรับทราบการสนับสนุน การดำเนินการภายใต้เงื่อนไข รวมทั้งแจ้งให้กรมบัญชีกลาง และธนาคารกรุงไทยเตรียมความพร้อมในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อดำเนินการให้ทันภายในวันที่ 1 เมษายน 2565
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน จัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้สำหรับมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซ LPG โดยการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ในช่วงเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนมิถุนายน 2565 รวมเงินงบประมาณ 200 ล้านบาท
เรื่องที่ 3 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติ ดังนี้ ระยะสั้น (พ.ศ. 2565 ถึง พ.ศ. 2566) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว (พ.ศ. 2567 เป็นต้นไป) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว สำหรับภาวะวิกฤติ คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แบ่งเป็น 2 กรณี คือ หากราคาไบโอดีเซล สูงกว่า 1.5 เท่า หรือ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 หรือร้อยละ 3 ตามลำดับ และต่อมา เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ดังนี้ (1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี10) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในอัตราไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 ทั้ง 3 ชนิด และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 ร้อยละ 10 และร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตามลำดับ (2) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 9) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ และมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) นำเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบ ต่อคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) เพื่อทราบ
2. ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้น 27 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.03 ถึง 3.45 บาทต่อลิตร และปรับลง 22 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.02 ถึง 2.56 บาทต่อลิตร โดยรวมเฉลี่ยปรับขึ้น 6.82 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ การเคลื่อนไหวของราคาน้ำมันตลาดโลกดังกล่าวสะท้อนสู่ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ โดยตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ปรับขึ้น 17 ครั้ง ครั้งละ 0.40 ถึง 1.00 บาทต่อลิตร เนื่องจากค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเฉลี่ยต่ำกว่าระดับเหมาะสม ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและกลุ่มแก๊สโซฮอล 95E10 E20 และ 91E10 ปรับขึ้นรวม 8.60 บาทต่อลิตร และกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และ บี20 ปรับขึ้นรวม 1.50 บาทต่อลิตร เป็นไปในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลตลาดสิงคโปร์ที่ปรับเพิ่มขึ้นรวม 7.60 บาทต่อลิตร และ 6.93 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ด้านราคาไบโอดีเซล (บี100) มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นเช่นกัน โดย ณ วันที่ 20 มีนาคม 2565 อยู่ที่ 56.58 บาทต่อลิตร เพิ่มขึ้นจากต้นเดือนมกราคม 2565 ซึ่งอยู่ที่ 51.56 บาทต่อลิตร หรือเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 10 ส่งผลต่อต้นทุนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ผสมไบโอดีเซลขั้นต่ำร้อยละ 5 ประมาณ 2.83 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จากสถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนส่งผลให้ราคาพลังงาน ในตลาดโลกโดยเฉพาะในช่วงเดือนมีนาคม 2565 มีความผันผวนอย่างรุนแรง โดยเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 ราคาน้ำมันดีเซลตลาดสิงคโปร์ขึ้นไปแตะระดับสูงสุดในรอบ 14 ปี นับตั้งแต่ปี 2551 โดยอยู่ที่ประมาณ 180 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ประมาณ 130 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ประกอบกับราคาไบโอดีเซลที่ปรับเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ต้นทุนราคาน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้น โดยปัจจุบันกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกลไกหลักในการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกินระดับ 30 บาทต่อลิตร ส่งผลต่อภาระค่าใช้จ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ที่ต้องจ่ายเงินชดเชย โดย ณ วันที่ 13 มีนาคม 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 29,336 ล้านบาท และสภาพคล่องสุทธิติดลบ 18,182 ล้านบาท
3. หากกองทุนน้ำมันฯ ไม่มีการชดเชยราคา ณ วันที่ 15 มีนาคม 2565 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะอยู่ที่ประมาณ 37.71 บาทต่อลิตร และราคาไบโอดีเซลอยู่ที่ 56.58 บาทต่อลิตร ซึ่งสูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐานซึ่งอยู่ที่ 27.39 บาทต่อลิตร ประมาณ 2.06 เท่า โดยตามแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะวิกฤติ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ และราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 กระทรวงพลังงาน จึงเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565 โดยให้คงสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ร้อยละ 5 ตามแนวทางดังกล่าว และขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การคงสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ร้อยละ 5 เป็นแนวทาง ที่เหมาะสมในช่วงราคาน้ำมันตลาดโลกยังอยู่ในระดับสูง และเป็นไปตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 อย่างไรก็ดี มาตรการดังกล่าวจะทำให้สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) สูงกว่าสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศที่ระดับ 3 แสนตันในสิ้นเดือนพฤษภาคม 2565 จึงเห็นควรประสานกระทรวงพาณิชย์ดำเนินการส่งออก CPO เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อราคาผลปาล์มทะลายในประเทศ เนื่องจากปัจจุบันราคา CPO ของประเทศไทยมีราคาต่ำกว่า ราคา CPO ตลาดโลก
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565 ดังนี้
1.1 กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
1.2 ขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ...) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ ตามข้อ 1.1
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการ อัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
4. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ นำเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ตามข้อ 1.1 เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 4 การยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงอยู่ในระดับสูงซึ่งส่งผลกระทบต่อต้นทุนค่าขนส่งและ ค่าครองชีพของประชาชน กระทรวงพลังงานจึงได้มีมาตรการตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ระดับไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร เพื่อบรรเทาผลกระทบดังกล่าว โดย ณ วันที่ 17 มีนาคม 2565 ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ชดเชยราคาน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วที่ 4.00 บาทต่อลิตร อย่างไรก็ดี ผู้ค้าน้ำมันบางรายได้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพรีเมียม โดยทำการตลาดว่าเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดประสิทธิภาพสูงกว่าเกรดปกติ และกำหนดราคาขายปลีกสูงกว่าปกติประมาณ 6 บาทต่อลิตร ถึง 8 บาทต่อลิตร โดยกลุ่มลูกค้าเป้าหมายของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมส่วนใหญ่เป็นผู้ใช้รถยนต์สมรรถนะสูงหรือรถหรู รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจึงมี ข้อสั่งการให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องศึกษาแนวทางยกเลิกการชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม โดยอาจนำงบประมาณดังกล่าวไปใช้ประโยชน์ในการช่วยเหลือกลุ่มเปราะบางด้านอื่นแทน
2. เดือนมกราคม 2565 และเดือนกุมภาพันธ์ 2565 มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 ที่ระดับ 66.68 ล้านลิตรต่อวัน และ 68.22 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ ในจำนวนนี้เป็นน้ำมันดีเซล หมุนเร็วพรีเมียม 1.41 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 2.1 ของการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในเดือนมกราคม 2565 ซึ่งหากกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยราคาน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วที่ 4.00 บาทต่อลิตร จะทำให้กองทุนต้องชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม 5.63 ล้านบาทต่อวัน ทั้งนี้ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประชุมหารือแนวทางยกเลิกการชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม ร่วมกับกรมสรรพสามิต และสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ซึ่งกรมสรรพสามิตแจ้งว่า ในหลักการสามารถดำเนินการได้โดยไม่ต้องออกกฎระเบียบใหม่ โดยต้องขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันจำแนกชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมในแบบรายการภาษีสรรพสามิต (ภส.03-07) เนื่องจากการกำหนดพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิตไม่ได้จำแนกพิกัดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม โดยจำแนกพิกัดตามสัดส่วนไบโอดีเซลที่ผสมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ทั้งนี้ ภาระภาษีสรรพสามิตเกิดขึ้น ณ วันนำออกจากโรงกลั่น/คลังน้ำมัน โดยมีเจ้าหน้าที่กรมสรรพสามิตประจำอยู่ ณ โรงกลั่นเท่านั้น สำหรับคลังน้ำมันใช้วิธีการควบคุมและตรวจสอบทางบัญชี ในส่วนของ สกนช. ในฐานะ ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) แจ้งว่าจะพิจารณาประเด็นข้อกฎหมายนำเสนอ กบน. พิจารณา และออกประกาศ กบน. เพื่อกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมต่อไป
3. การยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมมีปัญหาและข้อจำกัดบางประการ ดังนี้ (1) ผู้ใช้รถยนต์สมรรถนะสูงหรือรถหรูบางกลุ่มที่เติมน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดปกติ จะยังคงได้รับประโยชน์จากการชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วต่อไป (2) การยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาน้ำมันดีเซล หมุนเร็วพรีเมียมจะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดังกล่าวสูงขึ้นประมาณ 4 บาทต่อลิตร ซึ่งอาจจูงใจให้ผู้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมเปลี่ยนไปใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดปกติ ซึ่งกองทุนน้ำมันฯ อาจไม่สามารถลดภาระ การชดเชยลงได้มาก และ (3) ผู้ค้าน้ำมันที่ให้ความร่วมมือในการตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ระดับ ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร ซึ่งจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมอาจได้รับผลกระทบไปด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้แยกชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมออกจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
2. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พิจารณาประเด็นข้อกฎหมายและนำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณา และออกประกาศ กบน. เพื่อกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบหลักการโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยขององค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทุบรี (อบจ.นนทบุรี) ซึ่งเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 รวมทั้งเป็นโครงการที่รัฐส่งเสริมให้เอกชนมีส่วนร่วมในการลงทุนภายใต้แผนยุทธศาสตร์การให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2558 – 2562 โดยให้ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 ต่อมาเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 ถึง 50 เมกะวัตต์ ที่ 3.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี รวมทั้งมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย (มท.) กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการ ขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP โดยต่อมาเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 กบง. ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าของโครงการ อบจ.นนทบุรี ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ ในประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ในระยะแรก และมอบหมายให้ กกพ. เร่งดำเนินการประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มี ความพร้อมในระยะถัดไป ทั้งนี้ ต้องเป็นไปตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) และ (2) เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (SCOD) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ที่มีกำหนดวัน SCOD ภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2565 โดยยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 และระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD)
2. เมื่อวันที่ 29 ธันวาคม 2564 อบจ.นนทบุรี ได้มีหนังสือถึงสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ชี้แจงปัญหา อุปสรรค ผลกระทบ และจัดส่งแผนการดำเนินโครงการฯ เพื่อขอเปลี่ยนแปลงกำหนดวัน SCOD จากภายในปี 2565 เป็นภายในเดือนมีนาคม 2568 แบ่งเป็น 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 การจัดทำรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) โดยตามประกาศกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เรื่อง กําหนดประเภทและขนาดของโครงการหรือกิจการซึ่งต้องจัดทํารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม และหลักเกณฑ์ วิธีการ ระเบียบปฏิบัติ และแนวทางการจัดทํารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2558 กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าที่ใช้ขยะมูลฝอยเป็นเชื้อเพลิงได้รับการยกเว้นไม่ต้องจัดทำ EIA และให้ปฏิบัติตามประมวลหลักการปฏิบัติ (Code of Practice: CoP) สำหรับผู้ประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าที่ใช้ขยะมูลฝอยเป็นเชื้อเพลิงที่มีกำลังการผลิตติดตั้ง ตั้งแต่ 10 เมกะวัตต์ ขึ้นไป พ.ศ. 2559 แต่โครงการฯ ได้รับความเห็นชอบรายงาน EIA จากคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงาน การวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) แล้วเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2552 ก่อนที่จะมีประกาศระเบียบ CoP ประกอบกับโครงการฯ ไม่ได้ดำเนินการก่อสร้างภายในระยะเวลา 2 ปี นับตั้งแต่วันที่คณะรัฐมนตรีอนุมัติโครงการ อบจ.นนทบุรี จึงต้องดำเนินการทบทวนข้อมูลผลกระทบและมาตรการสิ่งแวดล้อมต่างๆ ที่ได้เสนอไว้ในรายงาน EIA ให้สอดคล้องกับสภาพปัจจุบันที่เปลี่ยนแปลงไป และนำเสนอสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) เพื่อเสนอคณะกรรมการผู้ชำนาญการฯ และคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ (กกวล.) พิจารณาอีกครั้ง โดยคาดว่าใช้เวลาในการดำเนินการทั้งสิ้น 18 เดือน มากกว่าระยะเวลาการปฏิบัติตามระเบียบ CoP ที่ประเมินไว้ที่ 12 เดือน ส่วนที่ 2 การดำเนินการตามกฎหมายว่าด้วยการร่วมลงทุน เนื่องจากโครงการฯ มีมูลค่าเงินลงทุนเกิน 1,000 ล้านบาท จึงต้องดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 โดยเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2561 อบจ.นนทบุรี ได้ประกาศให้บริษัท ซุปเปอร์ เอิร์ธ เอนเนอร์ยี 8 จำกัด เป็นผู้ผ่านการคัดเลือกเข้าร่วมลงทุนโครงการฯ และได้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ ผลการประมูลและร่างสัญญาร่วมลงทุนโครงการฯ เมื่อวันที่ 7 ตุลาคม 2562 ต่อมาเมื่อมีการบังคับใช้พระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง ฉบับที่ 2 พ.ศ. 2560 ได้เกิดประเด็นในการดำเนินการตามกฎหมายว่าโครงการฯ ต้องดำเนินการภายใต้พระราชบัญญัติการให้เอกชน ร่วมลงทุนฯ หรือพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ โดยเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายการร่วมลงทุนระหว่างรัฐและเอกชน ได้พิจารณาให้โครงการฯ ดำเนินการภายใต้พระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ โดย อบจ.นนทบุรี ได้แก้ไขสัญญาร่วมลงทุนให้สอดคล้องและเป็นไปตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ และจัดส่งให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณา โดยได้ลงนามในสัญญาฉบับแก้ไขเมื่อวันที่ 7 กันยายน 2564 และส่วนที่ 3 สถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ที่มีความรุนแรงขึ้นตั้งแต่เดือนเมษายน 2564 โดยเมื่อวันที่ 16 เมษายน 2564 จังหวัดนนทบุรีได้มีคำสั่ง ปิดสถานที่เป็นการชั่วคราว ซึ่งห้ามดำเนินการจัดกิจกรรมที่เสี่ยงต่อการแพร่โรค และงดการจัดกิจกรรมที่มีการรวมกลุ่มของบุคคลมากกว่า 50 คน ส่งผลให้โครงการฯ ไม่สามารถจัดประชุมรับฟังความคิดเห็นของประชาชน ครั้งที่ 1 ได้ตามแผนที่กำหนดไว้เดิมในวันที่ 20 เมษายน 2564 โดยต้องเลื่อนการดำเนินการเป็นวันที่ 23 และวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564
3. กกพ. ได้พิจารณาข้อชี้แจงการขอเปลี่ยนแปลงกำหนดวัน SCOD ของ อบจ.นนทบุรี และได้มีความเห็น ดังนี้ (1) อบจ.นนทบุรี ได้รับความเห็นชอบโครงการฯ จากคณะรัฐมนตรี โดยได้ดำเนินโครงการฯ ตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนฯ ต่อมามีการเปลี่ยนแปลงด้านกฎหมายส่งผลให้ อบจ. นนทบุรี มีปัญหาในการดำเนินการตามกฎหมายขั้นตอนการร่วมลงทุนระหว่างรัฐและเอกชน และการจัดทำรายงาน EIA ทั้งนี้ ปัจจุบันปัญหาดังกล่าวได้ยุติลงแล้ว โดย อบจ.นนทบุรีจะเริ่มดำเนินการโครงการอีกครั้ง ซึ่งคาดว่าจะสามารถดำเนินโครงการแล้วเสร็จได้ภายในเดือนมีนาคม 2568 จึงเห็นควรเสนอ กบง. พิจารณา โดยปัจจุบันโครงการฯ ดำเนินการภายใต้พระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ และเป็นการผลิตไฟฟ้าที่ใช้พลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP และ (2) ความล่าช้าของโครงการฯ อาจส่งผลกระทบต่อการจัดการขยะมูลฝอย ของ อบจ.นนทบุรี อย่างไรก็ดี ยังมีความจำเป็นที่ต้องดำเนินโครงการฯ เพื่อกำจัดขยะมูลฝอยตาม Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยของกระทรวงมหาดไทย และตามความต้องการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของประเทศ ทั้งนี้ มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กำหนดให้การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP เป็นการส่งเสริมในลักษณะ Non-Firm ดังนั้น การเปลี่ยนแปลงกำหนดวัน SCOD จึงไม่มีผลกระทบต่อความมั่นคงทางด้านพลังงาน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการปรับเปลี่ยนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) โครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยขององค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ.นนทบุรี) จากภายในปี 2565 เป็นภายในเดือนมีนาคม 2568 ตามที่ อบจ.นนทบุรี เสนอ
เรื่องที่ 6 การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา การรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม ภายใต้แผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่นๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้ว ในปัจจุบันและมีพลังงานส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบ ให้มีความเหมาะสม เป็นธรรม ทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าต่อไป และ (3) มอบหมายให้ กบง. พิจารณาและบริหารการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ให้มีความเหมาะสม เป็นไปตามนโยบาย โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าให้ทันต่อสถานการณ์ และรายงานให้ กพช. ทราบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 14 มีนาคม 2565 และวันที่ 16 มีนาคม 2565 พพ. ร่วมกับ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ประชุมหารือพิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบัน และมีพลังงานส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 และวันที่ 9 มีนาคม 2565 โดยคำนึงถึงต้นทุนตามประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า สรุปผลการหารือได้ดังนี้ (1) สำนักงาน กกพ. ได้รายงานค่า Avoided Cost โดยคำนวณจากราคาเฉลี่ย Spot LNG ปี 2565 ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่ระดับ 26.9 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ณ อัตราแลกเปลี่ยน 32 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ คิดเป็น 5.7786 บาทต่อหน่วย (บาท/kWh) (2) การกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า จะพิจารณาจากต้นทุนค่าใช้จ่ายปฏิบัติงานและบำรุงรักษา (O&M) และค่าเชื้อเพลิง (Fuel Cost) โดยค่า O&M ของโรงไฟฟ้าชีวมวลทั้ง SPP และ VSPP อยู่ระหว่างร้อยละ 6 ถึงร้อยละ 7.5 เฉลี่ยที่ร้อยละ 6.75 ของเงินลงทุนระบบ คิดเป็น 0.8256 บาทต่อหน่วย ค่าเชื้อเพลิง (FiTv ปี 2565) เท่ากับ 1.8931 บาทต่อหน่วย ดังนั้น อัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม คือ 0.8256 บวกกับ 1.8931 เท่ากับ 2.7187 บาทต่อหน่วย (3) โรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงนอกเหนือจากชีวมวล เห็นควรรับซื้อในอัตราเดียวกับเชื้อเพลิงชีวมวล เท่ากับ 2.7187 บาทต่อหน่วย (4) โรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิง ได้แก่พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังงานน้ำขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก พิจารณาดังนี้ 1) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ประเมินจากต้นทุนการลงทุนของระบบผลิตไฟฟ้าในอดีต ขนาดกำลังการผลิตติดตั้งของอาคารธุรกิจหรือโรงงานอุตสาหกรรมซึ่งอยู่ที่ประมาณ 50,000 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาโครงการ 25 ปี โดยคำนวณจากต้นทุนค่าบำรุงรักษาเพียงอย่างเดียวในอัตราร้อยละ 2 ของต้นทุนการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้า เท่ากับ 0.9116 บาทต่อหน่วย เพื่อให้สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2564 ที่เห็นชอบแนวทางการส่งเสริม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาในกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ซึ่งกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายเข้าระบบในอัตรา 1.00 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ให้รวมถึงกรณีระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบทุ่นลอยน้ำ ซึ่งปัจจุบันส่วนใหญ่เป็นการติดตั้งเพื่อใช้เอง 2) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ประเมินจากต้นทุนการลงทุนระบบผลิตไฟฟ้าในอดีตซึ่งอยู่ที่ประมาณ 40,000 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาโครงการ 25 ปี โดยคำนวณจากต้นทุน ค่าบำรุงรักษาเพียงอย่างเดียวในอัตราร้อยละ 2 ของเงินลงทุนติดตั้งระบบ เท่ากับ 0.7292 บาทต่อหน่วย 3) พลังงานลม เห็นควรรับซื้อในอัตราเดียวกับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เท่ากับ 0.7292 บาท ต่อหน่วย และ 4) พลังงานน้ำขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก พิจารณาจากโครงการของ พพ. ซึ่งปัจจุบันได้ผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบของ กฟผ. และ กฟภ. ในอัตรา 1.0910 บาทต่อหน่วย
3. สรุปอัตราการรับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึงต้นทุนตามประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) ดังนี้ กรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ อัตรารับซื้อไฟฟ้า 2.7187 บาทต่อหน่วย กรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังงานน้ำขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก มีอัตรารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และแบบทุ่นลอยน้ำ อัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย (2) พลังงานแสงอาทิตย์บนพื้นดิน และพลังงานลม อัตรารับซื้อไฟฟ้า 0.7292 บาทต่อหน่วย และ (3) พลังงานน้ำขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก อัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.0910 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค หรือการไฟฟ้านครหลวง สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ซึ่งมีอัตรารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้
1.1 กรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.7187 บาทต่อหน่วย
1.2 กรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังงานน้ำขนาดเล็ก/ขนาดเล็กมาก)
(1) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และแบบทุ่นลอยน้ำ อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย
(2) พลังงานแสงอาทิตย์บนพื้นดิน และพลังงานลม อัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 0.7292 บาทต่อหน่วย
(3) พลังงานน้ำขนาดเล็ก/ขนาดเล็กมาก อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.0910 บาทต่อหน่วย
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 7 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2565 เพิ่มเติม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบข้อเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 (2) เห็นชอบข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุด (แล้วแต่กรณี) โดยคำนึงถึงต้นทุนโครงการประกอบกับปัจจัยด้านอื่นๆ เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศในภาพรวม เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ และดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบ ทั้งนี้ มติดังกล่าวกำหนดสำหรับโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย จำนวน 23 โครงการ ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ โดยปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดตามมติ กพช.
2. เมื่อวันที่ 26 มกราคม 2565 กระทรวงมหาดไทยได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน รายงานการดำเนินโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น โดยแจ้งว่ารัฐมนตรีว่าการกระทรวง มหาดไทยได้ให้ความเห็นชอบโครงการเพิ่มเติมอีก 9 โครงการ จากมติ กพช. เดิมเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 จำนวน 23 โครงการ รวมโครงการที่ได้รับความเห็นชอบทั้งสิ้น 32 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 312.85 เมกะวัตต์ คิดเป็นปริมาณไฟฟ้าเสนอขายรวม 272.98 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2565 กระทรวงมหาดไทยได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอความอนุเคราะห์พิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น จำนวน 34 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 324.75 เมกะวัตต์ คิดเป็นปริมาณไฟฟ้าเสนอขายรวม 282.98 เมกะวัตต์ ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 เนื่องจากภายหลังจากที่ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 มีมติเห็นชอบรับซื้อไฟฟ้า 23 โครงการ ปรากฏว่ามีโครงการที่ผ่านความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเพิ่มอีก 11 โครงการ ส่งผลให้มีโครงการที่ผ่านความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยรวมทั้งสิ้น 34 โครงการ โดยโครงการที่เพิ่ม อีก 11 โครงการดังกล่าวเป็นโครงการที่ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมในการพิจารณาคำนวณต้นทุนโครงการ ซึ่งหาก กพช. ประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่เท่ากับอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่กำหนดให้แก่ 23 โครงการ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 จะไม่เกิดปัญหาในการดำเนินโครงการ แต่หากกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ต่างจาก ที่กำหนดให้แก่ 23 โครงการ อาจเกิดปัญหาในการดำเนินโครงการได้ ทั้งนี้ ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยได้เสนอในที่ประชุมขอให้พิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเพิ่มเติมตามที่ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน โดย กพช. ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. พิจารณาข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนเพิ่มเติม ของกระทรวงมหาดไทย และนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบเพิ่มเติมโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น ตามข้อเสนอของกระทรวงมหาดไทย จำนวน 11 โครงการ โดยใช้แนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564
2. มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 4/2565 (ครั้งที่ 42) วันพฤหัสบดีที่ 3 มีนาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2565 (ครั้งที่ 42)
วันพฤหัสบดีที่ 3 มีนาคม พ.ศ. 2565
2. การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]
3. การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
6. แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
7. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มนอกเหนือจากสัญญาเดิม
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโนบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติ เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล ต่อมาเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ ตามความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ได้แก่ การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้ กฟผ. และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือ ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการ (3) มอบหมาย กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมซาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา ซึ่งประกอบด้วย 1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทนก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน 2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม 3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจาก ชีวมวลได้ด้วย และ 4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
2. กกพ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 วันที่ 6 มกราคม 2565 และข้อเสนอแนะของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 โดยจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้ผู้นำเข้า LNG รายใหม่ (New Shippers) ที่มีความประสงค์นำเข้า LNG สำหรับปี 2564 แจ้งความประสงค์ในการนำเข้า ซึ่งปรากฎว่าไม่มี New Shippers รายใดประสงค์นำเข้า LNG เนื่องจากสถานการณ์ราคา LNG มีความผันผวนและปรับตัวสูง กกพ. จึงมีมติมอบหมายให้ กฟผ. ซึ่งเป็น New Shippers ในกลุ่ม Regulated Market และมีความประสงค์ที่จะนำเข้า LNG มาใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้นำเข้า LNG ทั้งสิ้น 6 ลำเรือ อย่างไรก็ดี เนื่องจากราคานำเข้า LNG ของ กฟผ. ยังไม่สามารถนำไปเฉลี่ย กับราคา Pool Gas ได้ จึงส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและเป็นผลให้อัตราค่าไฟฟ้าปรับตัวสูงขึ้น ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารับภาระต้นทุนจาก LNG ทั้งหมด ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 กกพ. จึงมีมติให้ ปตท. ในฐานะ ที่เป็นผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (PTT Shipper) จัดหา Spot LNG ตามปริมาณที่ต้องจัดหาเพิ่มในช่วงเดือนมกราคม ถึงเมษายน 2565 รวม 22 ลำเรือ เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในการผลิตไฟฟ้า และให้ราคานำเข้า LNG ที่มีราคาสูงในภาวะวิกฤติพลังงานสามารถเฉลี่ยใน Pool Gas เพื่อช่วยลดผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายเพิ่มสัดส่วน การผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นเพื่อลดการนำเข้า LNG ในช่วงที่มีความผันผวนและมีราคาสูง โดยมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำแผนการใช้น้ำมันแทนก๊าซธรรมชาติ และให้ ปตท. พิจารณาความสามารถในการขนส่งน้ำมันให้สอดคล้องกัน โดยในเดือนพฤษจิกายน 2564 ถึงเดือนมกราคม 2565 มีการใช้น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลรวมประมาณ 127 ล้านลิตร และ 459 ล้านลิตร ตามลำดับ โดยการดำเนินการดังกล่าวช่วยลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นได้เพียงบางส่วนเท่านั้น เนื่องจากโครงสร้างราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ย ถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และ LNG ที่จัดหาโดย Shipper รายเดิม (ปตท.) เท่านั้น ทำให้ค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง
3. หลักการและเหตุผลในการสร้างกลไกการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) ประกอบด้วย (1) ประเทศไทยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตกระแสไฟฟ้า และมีแนวโน้มการใช้ LNG เพิ่มขึ้นตามการลดลงของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย จึงต้องเตรียมการจัดหาและนำเข้า LNG เพิ่มเติมให้รองรับปริมาณการใช้ โดยสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรมระหว่าง Shipper รายเก่า และรายใหม่ สามารถวัดประสิทธิภาพการจัดหา และสะท้อนราคาสู่ผู้ใช้ภายใต้โครงสร้างการเฉลี่ยราคา ที่เหมือนกัน (2) การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 กำหนดให้ New Shippers นำเข้า LNG มาใช้เองหรือจำหน่ายให้ผู้ใช้ก๊าซโดยส่งผ่านราคา LNG ไปยังผู้ใช้ก๊าซโดยตรง ในขณะที่ผู้นำเข้า LNG รายเก่า (PTT Shipper) สามารถนำเข้า LNG มาผสมกับก๊าซอ่าวไทยที่มีอยู่เดิมและมีราคาต่ำกว่าเพื่อขายให้กับผู้ใช้ก๊าซได้ ทั้งนี้ โครงสร้างการคิดราคาก๊าซที่แตกต่างกันของ Shipper รายเก่าและรายใหม่ทำให้เกิดความเหลื่อมล้ำระหว่าง PTT Shipper และ New Shippers ซึ่งไม่สะท้อนประสิทธิภาพการนำเข้า LNG ของ Shipper แต่ละราย และเป็นอุปสรรคต่อการส่งเสริมการแข่งขัน และ (3) กรณีที่ LNG มีราคาสูงกว่าน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล การผลิตไฟฟ้าสามารถเลือกใช้น้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงแทนก๊าซธรรมชาติได้ และทำให้ราคา Pool Gas ลดลงซึ่งเป็นประโยชน์ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas เดิม โดยค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้เชื้อเพลิงดังกล่าวจะถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง ทำให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าต้องรับภาระค่าใช้จ่ายแทนกลุ่ม ผู้ใช้ก๊าซในภาคธุรกิจอื่นๆ จึงจำเป็นต้องมีกลไกการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม Regulated Market ใหม่ ที่คำนึงถึงต้นทุนด้านพลังงานของประเทศในภาพรวมโดยไม่สร้างภาระให้ผู้ใช้พลังงานกลุ่มใดกลุ่มหนึ่งเกินสมควร ในลักษณะ Energy Pool Price
4. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การคำนวณและการดําเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) มีสาระสำคัญ 4 ส่วน ได้แก่
4.1 Energy Pool Price หมายถึงการนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล และ LNG นำเข้าของกลุ่ม Regulated Market มาเฉลี่ยกับก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตของภาคไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมในกลุ่ม Regulated Market อยู่ในแนวปฏิบัติเดียวกัน ซึ่งมีการใช้เชื้อเพลิงคิดเป็นหน่วยราคาต่อความร้อน (หน่วยบาทต่อล้านบีทียู)
4.2 หลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price และแนวปฏิบัติ ประกอบด้วย (1) หลักการคำนวณ Energy Pool Price มาจากราคาถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุน Pool Gas ของ ปตท. ต้นทุนเชื้อเพลิง LNG นำเข้าที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และต้นทุนเชื้อเพลิงน้ำมันเตา น้ำมันดีเซล ที่ภาครัฐกำหนดให้นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าแทนการนำเข้า LNG ในช่วงวิกฤติ โดยสูตรการคำนวณ Energy Pool Price = [(Vpool x Bpool,avg) + V1B1 + V2B2] / [Vpool + V1 + V2] โดย Bpool,avg คือ ราคา Pool Gas ของ ปตท. หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B1 คือ ราคา LNG ของ New Shipper หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B2 คือราคาน้ำมันดีเซลและ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยบาท ต่อล้านบีทียู Vpool คือ ปริมาณ Pool Gas ของ ปตท. หน่วยล้านบีทียู V1 คือ ปริมาณ LNG ของ New Shipper หน่วยล้านบีทียู V2 คือ ปริมาณน้ำมันดีเซล และ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยล้านบีทียู ทั้งนี้ Pool Gas ของ ปตท. หมายถึง ก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) SPP และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ คือ ก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือหลังผ่านกระบวนการแยกของโรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน LNG และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต (2) ในช่วงเวลาปกติ การผลิตไฟฟ้า ในกลุ่ม Regulated Market ให้ กฟผ. นำต้นทุนเชื้อเพลิง LNG ของโรงไฟฟ้าที่ผลิตและขายไฟเข้าระบบโดยใช้ LNG นำเข้าของ Shipper เป็นเชื้อเพลิง มาเฉลี่ยรวมกับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas ได้เป็น Energy Pool Price (3) ในสภาวะวิกฤติพลังงาน การผลิตไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market อาจมีการเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด แทนการนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูง โดยให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ที่ใช้ในโรงไฟฟ้า เพื่อทดแทนการนำเข้า LNG ดังกล่าว มาเฉลี่ยรวมใน Energy Pool Price ได้ เพื่อลดภาระค่า Ft ที่ส่งผลถึงผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรง (4) ให้ กฟผ. ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) รวบรวมข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณ Energy Pool Price จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์และแนวทางปฏิบัติที่ กกพ. กำหนด ประกอบด้วยข้อมูลจากผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ซึ่งปัจจุบัน คือ กฟผ. ที่มีข้อมูลด้านราคาและปริมาณการใช้เชื้อเพลิง LNG นำเข้าของ กฟผ. และ New Shippers น้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ของโรงไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market และข้อมูลจาก PTT Shipper ในฐานะผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของ ปตท. ซึ่งมีหน้าที่ส่งข้อมูลด้านราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติที่รับมาจากแหล่งต่างๆ ซึ่งรวมถึง LNG ที่จัดหาโดย PTT Shipper และข้อมูลประมาณการราคา Pool Gas ในแต่ละงวด (5) ให้ กฟผ. นำส่ง Energy Pool Price ให้แก่ PTT Shipper นำไปใช้เป็นราคาก๊าซธรรมชาติที่จำหน่าย กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม พร้อมทั้งรายงานให้ กกพ. ทราบโดยพลัน ภายใต้หลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด เพื่อไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนในการเรียกเก็บค่าบริการที่จะถูกรวมเป็นต้นทุนราคา ก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดย กกพ. จะกำกับดูแลและกำหนดแบบเอกสารการเรียกเก็บค่าก๊าซธรรมชาติ ของ PTT Shipper ให้เหมาะสมและไม่เกิดความสับสน ส่วนการคิดผลตอบแทนการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper Fee) ของ PTT Shipper นั้น ยังคงให้คำนวณจากราคา Pool Gas ของ ปตท. และ (6) กรณีที่มีส่วนต่างระหว่าง Energy Pool Price กับราคา Pool Gas ของ ปตท. ให้ กฟผ. หรือ PTT Shipper (แล้วแต่กรณี) นำส่วนต่างราคาที่เกิดขึ้นไปเรียกเก็บตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด โดยการพิจารณาส่วนต่างราคาจะมี รอบการคิดและชำระเงินเป็นรายเดือน
4.3 แนวทางในการกำกับ มีดังนี้ (1) กกพ. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price แนวทางปฏิบัติ และแนวทางในการบริหารจัดการส่วนต่างค่าเชื้อเพลิง รวมถึงแนวทางในการใช้ Energy Pool Price กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม (2) กฟผ. ในฐานะที่เป็นผู้ซื้อรายเดียว รวบรวมข้อมูลและคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ (3) กกพ. สามารถเสนอทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับ Energy Pool Price ได้ตามความเหมาะสม โดยคำนึงถึงความมั่นคงด้านพลังงานและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน
4.4 ควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยปริมาณความต้องการ ใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ของ ปตท. ให้ถือเป็น New Demand ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่สามารถเลือกใช้ก๊าซจาก Pool Gas หรือ New Shipper ได้ ภายใต้การกำกับของ กกพ.
5. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า แนวทางดังกล่าวเป็นประโยชน์ในการแก้ไขข้อจำกัดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 ในระยะยาวให้สามารถส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันที่เป็นธรรมและไม่เลือกปฏิบัติระหว่างผู้เล่นรายเก่าและรายใหม่ ส่งผลให้การบริหารการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศมีประสิทธิภาพมากขึ้น อีกทั้งยังมีกลไกในการเลือกใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพและเป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศได้ ในช่วงวิกฤติพลังงาน โดยไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าเกินความจำเป็น การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จะช่วยสนับสนุนให้การส่งเสริมการแข่งขันตามเจตนารมณ์ของนโยบายภาครัฐ และผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติมีทางเลือกในการจัดหาก๊าซเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ดี การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของประเทศ ให้เกิดความมั่นคงและมีประสิทธิภาพต้องมีการวางแผนล่วงหน้าระยะยาว โดย ชธ. และ ปตท. ควรเร่งจัดทำข้อมูล Demand - Supply และความสามารถในการจัดหา LNG เพิ่มเติมโดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ของ ปตท. ในช่วง 10 ถึง 15 ปีข้างหน้า ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การผลิตและความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป นอกจากนี้ การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จำเป็นต้องมีการกำหนดหลักเกณฑ์ในการบริหารจัดการเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่น ในกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้เกิดความชัดเจน โดยต้องได้รับการสนับสนุนข้อมูลจากหน่วยงาน อาทิ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน ปตท. กฟผ. และ Shipper เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ.
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] รองรับการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยกำหนดให้โครงการแล้วเสร็จและสามารถแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศ และกระจายพื้นที่ ในการรองรับการนำเข้า LNG ดังกล่าว ซึ่งคณะกรรมการบริษัท ปตท. ได้อนุมัติให้บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565
2. ปัจจุบันมีปัญหาเรื่องการถ่ายโอนการดำเนินการสัมปทานแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ (G1) เนื่องจากผู้รับสัมปทานแปลง G1 รายใหม่ คือ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.) ยังไม่สามารถเข้าพื้นที่เพื่อประเมินสภาพแหล่งผลิตได้ ซึ่งจะส่งผลกระทบให้ไม่สามารถผลิตก๊าซ ที่ระดับ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ได้ตามกำหนดการเดิม ประกอบกับสถานการณ์ความไม่สงบ ที่ยืดเยื้อในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาจากเหตุการณ์รัฐประหารตั้งแต่ต้นปี 2564 ซึ่งอาจทำให้เมียนมา ถูกคว่ำบาตร ส่งผลกระทบต่อการจัดหาก๊าซของประเทศไทยโดยรวมประมาณ 600 MMSCFD ถึง 700 MMSCFD และอาจยืดเยื้อถึงสิ้นปี 2565 ทำให้ประเทศไทยอาจขาดแคลนก๊าซธรรมชาติสำหรับเป็นเชื้อเพลิง ในการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ซึ่งจะส่งผลต่อการใช้ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม ซึ่งสถานการณ์ดังกล่าวถือได้ว่า เป็นวิกฤตทางพลังงาน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2564 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ได้นำเสนอสรุปแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และต่อมา เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 ได้ประชุมหารือแผนบริหารจัดการความต่อเนื่องด้านก๊าซธรรมชาติ (BCM) กรณี ไม่สามารถนำเข้าก๊าซจากเมียนมาได้ และจัดเตรียมแผนรองรับเหตุการณ์ฉุกเฉินด้านการบริหารจัดการเชื้อเพลิงกรณีเหตุการณ์ยืดเยื้อจนถึงช่วงรอยต่อของบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (CTEP) และการเข้าพื้นที่แปลง G1/61 (แหล่งก๊าซเอราวัณ) โดยเพิ่มอัตราการส่งก๊าซธรรมชาติของ LNG Receiving Terminal 1 [T-1] (Send-out LNG [T-1]) เต็มความสามารถที่ 11.5 ล้านตัน หรือประมาณ 1,600 MMSCFD เนื่องจากคาดว่าในเดือนเมษายน 2565 มีความเสี่ยงที่ความจุของ LNG Terminal จะไม่เพียงพอหากโครงการ [T-2] ยังไม่แล้วเสร็จ จึงพิจารณาเร่งโครงการ [T-2] ให้พร้อมใช้งานเร็วขึ้น เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ที่เพิ่มสูงขึ้นมากกว่า 1,600 MMSCFD ในช่วงไตรมาสที่ 2 ของปี 2565 โดย ชธ. ได้มีหนังสือแจ้งรายละเอียดการประชุมหารือ BCM ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ทราบเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2564 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติแผนการดำเนินงานและงบประมาณเพิ่มเติมในการเร่งรัด Early Gas Send Out (EGSO) โครงการก่อสร้างคลังจัดเก็บและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Terminal) แห่งที่ 2 [T-2] ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง หรือ LMPT-2 จากเดิมกำหนดแล้วเสร็จเดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2565 งบประมาณ 2,900 ล้านบาท เพิ่มเติมจากเดิมที่ 38,500 ล้านบาท รวมเป็น 41,400 ล้านบาท โดยเมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2564 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] (LMPT2) และมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาและให้ความเห็นในเรื่องดังกล่าว เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป
3. การขอปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) โดยเร่งรัดให้สามารถจัดส่งก๊าซธรรมชาติบางส่วนได้เร็วขึ้นกว่าแผน สามารถดำเนินการได้ในลักษณะ Early Gas Sent-Out (EGSO) ซึ่งสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ภายในวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 รองรับการนำเข้า LNG ประมาณ 2.5 ล้านตันต่อปี โดยมีเงินลงทุนส่วนเพิ่มประมาณ 2,900 ล้านบาท แบ่งออกเป็น (1) ค่าติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมสำหรับรองรับการจ่ายก๊าซในรูปแบบ EGSO 62.4 ล้านบาท (2) ค่าปรับเปลี่ยนการออกแบบอุปกรณ์ใหม่ เพื่อกระชับเวลางานก่อสร้าง 415 ล้านบาท (3) จ่ายค่าเร่งรัดการผลิตอุปกรณ์และเปลี่ยนแปลงวิธีการขนส่งให้ใช้ระยะเวลาสั้นที่สุด 300 ล้านบาท และ (4) ค่าจัดจ้างผู้คุมงาน (Supervisor) และแรงงานเพิ่มเติม พร้อมขยายเวลาการทำงาน 2,122.6 ล้านบาท
4. เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้พิจารณาและได้มีความเห็นต่อแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ดังนี้ (1) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเร็วกว่าแผนเดิม มาเป็นเดือนพฤษภาคม 2565 จะทำให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้เพิ่มขึ้น 2.5 ล้านตันต่อปี เพื่อลด ความเสี่ยงจากการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนถ่ายผู้รับสัมปทานแหล่งก๊าซเอราวัณ (2) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเพื่อเชื่อมต่อท่อเส้นที่ 5 ในขณะที่สถานีผสมก๊าซธรรมชาติ TP5 MXS ยังไม่แล้วเสร็จ จะส่งผลให้ดัชนี Wobbe (WI) ของ LNG ที่นำเข้ากระทบต่อความสามารถรองรับก๊าซ ของโรงไฟฟ้า เนื่องจากยังไม่มีการผสมก๊าซจากแหล่งอื่น ดังนั้น การจัดหา LNG จึงต้องพิจารณาจากแหล่งที่มี ค่า WI ที่โรงไฟฟ้าสามารถรองรับได้ (3) การปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ควรคำนึงถึงบทปรับกรณีผู้รับเหมาไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดเวลา และ (4) โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนเกินกรอบที่คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยการลงทุนใหม่ที่เกิดขึ้นต้องอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในฐานะที่เป็นหน่วยงานกำกับกิจการพลังงาน ซึ่ง กกพ. จะพิจารณาให้ส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้นำความเห็นของ กกพ. มาประกอบการพิจารณาการปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ตามข้อเสนอของ ปตท. และได้มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของ ปตท. เรื่องการปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการดังกล่าว ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงิน 41,400 ล้านบาท เสนอ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณา ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนในการดำเนินการเกินกรอบวงเงินที่ กพช. ได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. พิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยเงินลงทุนดังกล่าวจะมีผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต จึงขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้นำข้อเสนอของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เรื่อง การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคตไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน
เรื่องที่ 3 การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้กำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่ใช้ในปัจจุบัน โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่น ๆ ในอนาคต โดยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงวันนี้จะสะท้อนราคาก๊าซธรรมชาติอีก 6 เดือน ถึง 12 เดือนถัดไป ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้นตั้งแต่ช่วงต้นปี 2564 เป็นต้นมา ประกอบกับราคา LNG ในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้น จากระดับ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 30 ถึง 40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในช่วงปลายปี 2564 ต่อเนื่องปี 2565 เนื่องจากตลาดมีความต้องการใช้ LNG ที่สูงขึ้น และอุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG มีจำกัดจากการลงทุนการก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ที่ลดลง ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นต้นทุนของ ก๊าซ NGV ปรับตัวสูงขึ้น
2. จากสภาวะการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ตั้งแต่ต้นปี 2563 เป็นต้นมา ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ รวมทั้งทำให้รถโดยสารสาธารณะ มีปริมาณผู้โดยสารลดลงอย่างมาก ส่งผลให้ผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะมีรายได้ไม่เพียงพอต่อค่าใช้จ่ายและเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิงที่เป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมาตรการช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิง ในรถยนต์ทั่วไปและรถโดยสารสาธารณะ ดังนี้ (1) รถยนต์ทั่วไป มีมติให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563 และที่ราคา 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2565 และ (2) รถโดยสารสาธารณะ ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ได้แก่ รถแท็กซี่ ตุ๊กตุ๊ก รถตู้ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด ได้แก่ รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถวร่วม บขส. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่ ช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2563 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 และที่ราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 รวมทั้ง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ดำเนินโครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน เพื่อบรรเทาผลกระทบ แก่ผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล โดยสามารถซื้อก๊าซ NGV ในราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม วงเงินซื้อก๊าซที่ได้รับส่วนลดไม่เกิน 10,000 บาทต่อเดือน ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2565
3. ปัจจุบันราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามสูตรโครงสร้างราคา ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ระดับ 22.27 บาทต่อกิโลกรัม และจากข้อมูลแนวโน้มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในปี 2565 พบว่าราคาอาจปรับสูงขึ้นถึงระดับ 19 ถึง 22 บาทต่อกิโลกรัม จากราคา 13 ถึง 18 บาทต่อกิโลกรัมในปี 2564 ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงและรถโดยสารสาธารณะ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีก ก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2565 เพื่อบรรเทาความเดือดร้อนและลดภาระค่าใช้จ่ายจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือประมาณ 1,761 ล้านบาทต่อ 3 เดือน โดยเป็นส่วนของรถยนต์ทั่วไป 1,590 ล้านบาทต่อ 3 เดือน และรถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล 171 ล้านบาทต่อ 3 เดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) คงราคาขายปลีก ก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการ “เอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน” ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก เป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) (Tariff MOU) และการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่าง Tariff MOU ทั้ง 3 ฉบับ ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจึงจะสามารถลงนามได้ (2) เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไข ในร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม ทั้งนี้ จะต้องไม่กระทบอัตราค่าไฟฟ้า และ (3) เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือ ในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ ตามผลการหารือของ ที่ประชุมที่ได้พิจารณาข้อเสนอเดิมที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เคยเสนอในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยข้อเสนอดังกล่าวได้พิจารณาครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการ กับ สปป. ลาว ทั้งหมดและสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป. ลาว โดยต่อมา เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 10,500 เมกะวัตต์ ภายใต้ร่าง MOU ดังกล่าว และอนุมัติให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน หรือผู้ได้รับมอบอำนาจจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นผู้ลงนามใน MOU โดยมีกำหนดการลงนามในวันที่ 4 มีนาคม 2565
2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว ในโครงการ หลวงพระบาง และโครงการปากแบง โดยมีรายละเอียด ดังนี้
2.1 โครงการหลวงพระบาง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณา ร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และรับทราบว่ารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ แห่ง สปป. ลาว ได้แจ้งว่ารัฐบาล สปป. ลาว เสนอรายงานผลการศึกษาผลกระทบต่อแหล่งมรดกโลก (Heritage Impact Assessment: HIA) ฉบับสมบูรณ์ต่อ UNESCO แล้ว โดยจะดำเนินการตามคำแนะนำใดๆ ที่จะได้รับจาก UNESCO หรือ Advisory Bodies ให้ถูกต้องตามกฎหมายและมีความมั่นใจว่าจะไม่กระทบต่อการพัฒนาโครงการ สปป.ลาว จึงเห็นว่าการลงนามในร่าง Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) สามารถดำเนินการต่อไปได้โดยไม่ต้องรอคำแนะนำจาก Advisory Bodies ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบ ร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าโครงการหลวงพระบาง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการ หลวงพระบางที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. ภายหลังจากที่มีการลงนามใน MOU แล้ว และ (3) มอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง และเมื่อ อส. ตรวจพิจารณาแล้วเสร็จให้ดำเนินการเจรจาร่าง PPA กับโครงการหลวงพระบางอย่างไม่เป็นทางการคู่ขนานกันไประหว่างรอเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามร่าง Tariff MOU ทั้งนี้ หาก กพช. พิจารณา Tariff MOU แล้ว มีความเห็นแตกต่างจากร่าง Tariff MOU ที่ อส. ได้เคยตรวจพิจารณาแล้วให้นำไปปรับปรุงในร่าง Tariff MOU และร่าง PPA ด้วย
2.2 โครงการปากแบง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบว่าผู้พัฒนาโครงการปากแบงได้มีหนังสือขอให้พิจารณาเปลี่ยนแปลงกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการปากแบง จากเดิมที่กำหนด SCOD วันที่ 31 ธันวาคม 2571 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าใหม่ของโครงการปากแบงที่เสนอขอเปลี่ยนแปลงกำหนด SCOD เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 และเสนอ SCOD ทางเลือกเพิ่มเติมเป็นวันที่ 1 มกราคม 2576 และได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าของโครงการที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาปรับปรุงร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการ ให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันดังกล่าว และต่อมาเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงที่ได้แก้ไขให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 ได้แก่ กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการบริหารจัดการน้ำ ปรับปรุงเงื่อนไข AC Collective Substation กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการติดตั้ง Generator Shedding Scheme ปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า และปรับปรุงกำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ โดยได้มีมติเห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการปากแบง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตรา ค่าไฟฟ้าโครงการปากแบง รวมทั้งมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการปากแบงที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว3. สรุปรายละเอียดโครงการ และข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power ร่วมกับ PT (Sole) Company Limited ร่วมกับ Ch.Karnchang และ Petro Vietnam Power Corporation ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run off River) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 35 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2573 และ (2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงอุดมไซย สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 897 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off River พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,525 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2576 ทั้งนี้ ข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทย ของโครงการหลวงพระบาง 2.8432 บาทต่อหน่วย และโครงการปากแบง 2.9179 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU)โครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2563 ที่ประชุม ASEAN Minister on Energy Meeting and Associated Meeting (AMEM) ได้นำเสนอการขยายโครงการเชื่อมโยงพลังงานไฟฟ้าระหว่างสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ไทย มาเลเซีย และสิงคโปร์ ภายใต้ชื่อโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (Lao PDR – Thailand – Malaysia - Singapore on Power Interconnection Project: LTMS - PIP) โดย สปป. ลาว เป็นผู้จำหน่ายไฟฟ้าให้สิงคโปร์ผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซียเป็นระยะเวลา 2 ปี และต่อมาได้มีการประชุมร่วมกันระหว่าง 4 ประเทศดังกล่าวเพื่อเจรจาหลักการสำคัญของการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP โดยมีเป้าหมายให้สามารถลงนามสัญญาและเริ่มต้นโครงการ LTMS - PIP ภายในไตรมาส 2 ของปี 2565
2. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าบริการในการใช้หรือการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) ของไทย เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ใช้ในการเจรจาโครงการ LTMS - PIP โดยต่อมา ผู้แทนของ สปป. ลาว มาเลเซีย สิงคโปร์ และไทย โดยผู้แทนกระทรวงพลังงานและผู้แทน กฟผ. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ การไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) การไฟฟ้ามาเลเซีย (Tenaga Nasional Berhad: TNB) และหน่วยงานด้านกิจการไฟฟ้าของสิงคโปร์ คือ Energy Market Authority (EMA) และ Singapore Importer (Keppel) ได้ประชุมหารือแนวทางการดำเนินโครงการ LTMS - PIP และจัดทำร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) สำหรับโครงการ LTMS - PIP โดยเมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 ที่ประชุมได้เห็นชอบจัดทำร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS – PIP ร่วมกัน และต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP และมอบหมายให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาอัตราค่า Wheeling Charge ของไทย และหลักการร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS - PIP ต่อไป
3. อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS - PIP ประกอบด้วย 3 ส่วน คือ ค่าระบบส่งไฟฟ้า (Transmission Tariff) ค่าสายส่งระบบ High Voltage Direct Current (HVDC Cost) และค่าภาษี (Tax) โดยมีหลักการคำนวณ ดังนี้ ส่วนที่ 1 อัตรา Transmission Tariff ประกอบด้วย (1) ค่า Wheeling Charge เท่ากับ 0.7813 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย (2) ค่าบริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary Services) เท่ากับ 0.7603 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ (3) ค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ (Policy Expense) เท่ากับ 0.8750 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ส่วนที่ 2 ค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.3248 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย มีสมมติฐานการคำนวณโดยใช้ค่าสินทรัพย์สายส่ง ณ ปี 2564 ค่าสินทรัพย์ HVDC ที่สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ณ ปี 2564 และค่าบำรุงรักษา (Refurbishment Cost) และส่วนที่ 3 ค่า Tax คือภาษีมูลค่าเพิ่มในอัตราร้อยละ 7 ของผลรวมของค่า Transmission Tariff และค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.2066 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ทั้งนี้ การพิจารณากำหนดอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS – PIP ได้คำนึงค่าความสูญเสีย ที่จะเกิดในระบบ (Transmission Loss) เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง โดยสรุปอัตรา Wheeling Charge เท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย
4. หลักการของสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ประกอบด้วยสาระสำคัญ 3 ส่วน ดังนี้
4.1 หลักการซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS – PIP มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) การส่งพลังงานไฟฟ้า (LTMS Energy) ฟฟล. จะจ้าง กฟผ. และ TNB ส่งพลังงานไฟฟ้าให้กับ Keppel ณ จุดส่งมอบตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงซื้อขายกันในแต่ละวันตาม Actual Confirmation of Wheeling (ACoW) ทั้งนี้ กฟผ. และ TNB ตกลงที่จะนำส่ง LTMS Energy จาก ฟฟล. ให้กับ Keppel ตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงกันใน ACoW โดยมีกำหนดการซื้อขายขั้นต่ำที่ 30 เมกะวัตต์ สูงสุดไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ ต่อเนื่องกันอย่างน้อย 5 ชั่วโมง (2) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP จะใช้โครงสร้างพื้นฐานในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่เดิมระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. และ กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา Energy Purchase and Wheeling Charge Agreement (EPWA) ของโครงการ LTM - PIP โดยเพิ่มการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่าง TNB กับ SP Power Assets Limited (SPPA) ของสิงคโปร์ 3 ส่วนดังนี้ ส่วนที่ 1 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - ฟฟล. ผ่านระบบส่งเชื่อมโยง 115 เควี จำนวน 7 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าท่านาแล้ง สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าโพนต้อง สถานีไฟฟ้าบึงกาฬ - สถานีไฟฟ้าปากซัน สถานีไฟฟ้าท่าลี่ - สถานีไฟฟ้าแก่งท้าว สถานีไฟฟ้านครพนม - สถานีไฟฟ้าท่าแขก สถานีไฟฟ้ามุกดาหาร - สถานีไฟฟ้าปากบ่อ และสถานีไฟฟ้าสิรินธร 2 – สถานีไฟฟ้าบังเยาะ ส่วนที่ 2 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - TNB ผ่านระบบ 300 เมกะวัตต์ 300 เควี HVDC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ของไทย – สถานีไฟฟ้า Gurun East ของมาเลเซีย และส่วนที่ 3 จุดเชื่อมโยงระหว่าง TNB - SPPA ผ่านระบบ HVAC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้า Plentong ของมาเลเซีย – สถานีไฟฟ้า Woodlands ของสิงคโปร์ (3) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP ตั้งอยู่บนพื้นฐานของการทำงานร่วมกับสัญญาที่มีอยู่เดิม ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา EPWA ของโครงการ LTM-PIP ดังนี้ ส่วนที่ 1 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทย - สปป. ลาว เป็นตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ลงนามเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2562 ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. รองรับการเชื่อมโยงแบบระบบต่อระบบ (Grid to Grid: G2G) มีการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนระหว่างกันแบบ Non-Firm (G2G Energy) ซึ่งกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าจากการคำนวณต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost: SRMC) เฉลี่ยในช่วง 6 เดือนแรกของปีก่อนปีสัญญาถัดไป และส่วนที่ 2 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง ไทย - มาเลเซีย เป็นตามสัญญา HVDC System Interconnection Agreement (SIA) ระหว่าง กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ลงนามเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เป็นการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนและสำรองกำลังการผลิตระหว่างกัน ปริมาณซื้อขายไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ ในลักษณะที่ทั้งสองฝ่ายตกลงทำข้อเสนอราคาขายไฟฟ้าล่วงหน้าเดือนต่อเดือน (4) เมื่อมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP ฟฟล. จะส่ง LTMS Energy ปริมาณไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ มายังระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และมาเลเซีย จากนั้นมาเลเซียจะนำส่งพลังงานดังกล่าวต่อให้สิงคโปร์เพื่อขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ผ่าน Keppel และ (5) อายุสัญญา 2 ปี
4.2 หลักการทำงานระหว่างสัญญาเดิมกับสัญญา EWA มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปัจจุบัน สปป. ลาว ได้ส่งพลังงานไฟฟ้าให้ไทยอยู่แล้วตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ซึ่งรวมเรียกว่า EDL - EGAT PPA และเรียกพลังงานส่วนนี้ว่า G2G Energy ส่วนพลังงานไฟฟ้าที่ สปป. ลาว ส่งไปขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ ผ่าน Keppel ตามโครงการ LTMS – PIP เรียกว่า LTMS Energy (2) พลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับมาเลเซียแบ่งเป็น 2 ส่วนเช่นกัน คือ ตามสัญญา SIA เรียกว่า SIA Energy และตามโครงการ LTMS - PIP เรียกว่า LTMS Energy และ (3) หากมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS – PIP เกิดขึ้น ปริมาณไฟฟ้าที่จะถือเป็น LTMS Energy ภายใต้สัญญา EWA ก่อน คือ ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) แรก ที่ ฟฟล. ส่งเข้ามายังระบบไฟฟ้าของไทยและมาเลเซีย ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) ที่ไทยส่งให้มาเลเซีย และปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ที่มาเลเซียส่งให้สิงคโปร์ โดยส่วนที่เหลือจึงจะถือว่าเป็น G2G Energy ที่มีการซื้อขายตาม EDL-EGAT PPA ถือเป็น SIA Energy ที่มีการซื้อขายตามสัญญา SIA และถือเป็นพลังงานตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างมาเลเซียกับสิงคโปร์ ตามลำดับ
4.3 อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยเท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และของมาเลเซียเท่ากับ 2.48 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยเท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และหลักการร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) โครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (LTMS – PIP)
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS - PIP ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ หาก อส. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีความเห็นให้แก้ไข ร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการ ในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปได้
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ดังนี้ (1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย (โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 เมกะวัตต์ (MWp) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย โดยให้อัตรามีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 และ (2) กลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 1.00 บาทต่อหน่วย เป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp แบ่งเป็นกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา 20 MWp กลุ่มโรงพยาบาล 20 MWp และกลุ่มสูบน้ำเพื่อการเกษตร 10 MWp โดยมีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 กิโลวัตต์ (kWp) แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป นอกจากนี้ กรณีการลงทุนโดยภาครัฐในกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำ เพื่อการเกษตร มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปหารือกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณาปรับปรุงกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาสามารถดำเนินการได้อย่าง เป็นรูปธรรม และต่อมาเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 โดยระบุเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในปี 2565 จำนวน 10 เมกะวัตต์ (MW)
2. กกพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย พ.ศ. 2564 และสำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) พ.ศ. 2564 โดยสถานะการดำเนินงานในรอบปี 2564 ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2564 มีดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 2,372 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 13,032.8 kWp จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 259 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,459 kWp โดยตั้งแต่ปี 2562 – 2564 มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบจากโครงการรวม 1,103 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6,096.3 kWp และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำ เพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 27 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,953.9 kWp ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 16 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,867.0 kWp โดยยังไม่มีผู้จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการดังกล่าวยังไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากมาตรการควบคุมและป้องกันการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19 ส่งผลให้สถานศึกษาปิดทำการต่อเนื่อง อาจทำให้โรงเรียน สถานศึกษา และโรงพยาบาลยังไม่ตัดสินใจเข้าร่วมโครงการในปัจจุบัน ประกอบกับกลุ่มโรงพยาบาล มีความต้องการใช้ไฟฟ้าทุกวันจึงทำให้ไม่มีปริมาณไฟฟ้าเหลือขายเข้าร่วมโครงการ
3. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และเสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และปีต่อๆ ไป เห็นควรให้กำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าต่อเนื่อง เนื่องจากในปี 2564 มีแนวโน้มผู้เข้าร่วมโครงการเพิ่มขึ้น ตลอดจนเพื่อให้การส่งเสริมโครงการดังกล่าวดำเนินการต่อเนื่องตามนโยบายของ กพช. และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ดังนี้
1.1 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ให้มีการรับซื้อต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป โดยกำหนดเป้าหมายการรับซื้อปีละ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณามอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) กำหนดเป้าหมายการรับซื้อได้ ในกรณีต้องปรับปรุงเป้าหมายการรับซื้อดังกล่าวต่อไป
1.2 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 7 การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มนอกเหนือจากสัญญาเดิม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ (1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ทั้งจากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป (3) มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบ การพิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้เสนอ กบง. พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม ซึ่ง กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม โดยมีสาระสำคัญ 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ให้รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มเฉพาะกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าจากสัญญาเดิม ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ ส่วนที่ 2 รูปแบบการจ่ายพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Excess Energy) เป็นแบบ Non-Firm และส่วนที่ 3 อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่ม 1.8931 บาทต่อหน่วย โดยมีหลักการสำคัญ ได้แก่ (1) การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่มเป็นการใช้สินทรัพย์เดิมของผู้ผลิตไฟฟ้าและไม่มีการลงทุนใหม่ จึงควรรับซื้อไฟฟ้า ส่วนเพิ่มโดยอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนผันแปร (FiTv) เชื้อเพลิงชีวมวลปี 2565 ซึ่งคิดจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า 1.8931 บาทต่อหน่วย และไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม (2) การรับซื้อไฟฟ้า ตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ภาครัฐต้องการพลังงานไฟฟ้าทดแทนการนำเข้า LNG ซึ่งมีราคาสูง จึงควรพิจารณากรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas (3) ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ประโยชน์ทดแทนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas 0.6041 บาทต่อหน่วย หรือ 51.53 ล้านบาทต่อเดือน (4) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาพิจารณาคัดเลือกจากความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในปี 2565 รวมถึงข้อจำกัดด้านเทคนิค Feeder และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า (Grid Capacity) เป็นรายกรณี และ (5) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมตามสัญญาเดิม
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ปัจจุบันยังมีพลังงานทดแทนที่มีศักยภาพนอกเหนือจากสัญญาเดิม จึงควรพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทชีวมวลและเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวล ที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อให้สามารถช่วยบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติได้อย่างรวดเร็ว โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการเพิ่มเติมในเรื่องของการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า และการเปิดรับซื้อไฟฟ้าต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค หรือการไฟฟ้านครหลวงสามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกิน 1.8931 บาทต่อหน่วย
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า โดยให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานบริหารให้เป็นไปตามนโยบายต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
กบง.ครั้งที่ 3/2565 (ครั้งที่ 41) วันอังคารที่ 22 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2565 (ครั้งที่ 41)
วันอังคารที่ 22 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2565
1. ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
2. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน
3. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2565 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ที่แต่งตั้งภายใต้ กบง. ติดตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามมติ กพช. โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีการประชุมหารือ และรายงานแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และแนวทางบริหารจัดการเพื่อรองรับสถานการณ์การเมืองระหว่างประเทศกรณีสหรัฐอเมริกาอาจจะดำเนินมาตรการลงโทษ (Sanction) ต่อเมียนมา ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อการจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทย ต่อที่ประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน โดยที่ประชุมเห็นชอบให้นำผลการดำเนินการของคณะอนุกรรมการฯ เสนอต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป
2. การดำเนินการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 มีรายละเอียด ดังนี้
2.1 หลักการทำงานและแนวทางบริหารจัดการ ประกอบด้วย (1) กำหนดบทบาทการดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ของแต่ละหน่วยงาน โดยกระทรวงพลังงานจะติดตามการบริหารจัดการให้มีก๊าซธรรมชาติเพียงพอ จากสถานการณ์ฉุกเฉินเนื่องจากแหล่งเอราวัณ (G1) ไม่สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติได้ตามเป้าหมาย ที่กำหนดภายในปี 2565 เป็นหลัก ด้านการจัดหาและจัดสรรปริมาณนำเข้า LNG ในภาพรวม จะดำเนินการโดยสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตามมติ กบง. ซึ่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้จัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแล และ (2) กำกับการดำเนินการ โดยคำนึงถึงผลกระทบค่าไฟฟ้าต่อประชาชนให้มีน้อยที่สุด โดยพิจารณาลำดับการเลือกใช้ชนิดเชื้อเพลิงบริหารจัดการ ตามลำดับสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุด (Merit Order) ที่ กกพ. ให้ความเห็นชอบ
2.2 คณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมหารือและปรับปรุงแนวทางการบริหารจัดการเชื้อเพลิง ในการผลิตไฟฟ้าตาม Merit order แบ่งเป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่ม 1 ต้นทุนต่ำ ได้แก่ (1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถ โดยเร่งการผลิตก๊าซจากแหล่งอาทิตย์ การทำ CO2 Relaxation และเร่งการขุดเจาะหลุม Infill เป็นต้น (2) เลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 และ (3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม ชีวมวล ในราคาที่ไม่เกิน Pool Gas โดยการปรับปรุงแนวทางตาม (1) (2) และ (3) สามารถทดแทน การนำเข้า LNG Spot ได้ 0.5 ล้านตัน 0.28 ล้านตัน และ 0.17 ล้านตัน ตามลำดับ กลุ่ม 2 พิจารณาตามต้นทุน ได้แก่ (4) จัดหา LNG และ (5) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า โดยสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างพิจารณารูปแบบการคิดอัตราค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ก่อนกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ที่เหมาะสม ซึ่งการปรับปรุงแนวทางตาม (4) กรณีใช้ LNG เป็นหลัก ทดแทนการนำเข้า LNG Spot ได้ 3.25 ล้านตัน กรณีใช้น้ำมันเป็นหลักทดแทนได้ 1.76 ล้านตัน ส่วนการปรับปรุงแนวทางตาม (5) กรณีใช้ LNG เป็นหลักทดแทนได้ 0.29 ล้านตัน กรณีใช้น้ำมันเป็นหลักทดแทนได้ 1.79 ล้านตัน และกลุ่ม 3 ยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เนื่องจากเป็นการนำพลังงานจากแผนล่วงหน้ามาใช้ โดยไม่ได้ชดเชยการผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ ทั้งนี้ เมื่อพิจารณาการปรับปรุงแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 พบว่ากระทรวงพลังงานสามารถจัดหาเชื้อเพลิงต้นทุนต่ำทดแทนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติได้เพิ่มขึ้นเบื้องต้น 0.95 ล้านตัน จากความต้องการนำเข้าก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อชดเชยก๊าซธรรมชาติที่จะหายไปในช่วงเปลี่ยนผ่าน ของแหล่งเอราวัณ 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG
2.3 ผลการดำเนินงานของคณะอนุกรรมการฯ สามารถบริหารจัดการเชื้อเพลิงทดแทน การนำเข้า LNG Spot ได้เกินกว่าเป้าหมายที่กำหนด โดย ณ วันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 สามารถจัดหาเชื้อเพลิงทดแทนได้ 0.6 ล้านตันเทียบเท่า LNG Spot สูงกว่าแผน ณ สิ้นเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ที่กำหนดไว้ที่ 0.52 ล้านตันเทียบเท่า LNG Spot อย่างไรก็ดี แผนปฏิบัติการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 มีความชัดเจนของการจัดหาเชื้อเพลิงถึงเพียงเดือนกุมภาพันธ์ 2565 เนื่องจากสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างพิจารณารูปแบบการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าและผลกระทบต่ออัตราค่า Ft ซึ่งมีผลต่อการกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมของเดือนมีนาคม ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยหากสำนักงาน กกพ. ได้ข้อสรุปจะแจ้งต่อกระทรวงพลังงานเพื่อปรับแผนต่อไป
3. แผนการรองรับหากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกกรณีเกิดเหตุการณ์ในเมียนมา มีรายละเอียด ดังนี้
3.1 การประเมินสถานการณ์การเมืองในเมียนมา พบว่า (1) ท่าทีผู้รับสัญญาแหล่งยาดานา ได้แก่ บริษัท โททาลเอนเนอร์ยี่ส์ อีพี เมียนมา ได้ประกาศเมื่อวันที่ 21 มกราคม 2565 ว่าจะขอถอนตัวจาก การเป็นผู้ร่วมทุนและผู้ดำเนินงานในโครงการยาดานาภายใน 6 เดือน โดยจะถ่ายโอนการดำเนินงานให้กับ ผู้ดำเนินงานรายใหม่ ด้านบริษัท ยูโนแคลเมียนมา ออฟชอร์ หรือเชฟรอน แจ้งว่าไม่พร้อมที่จะเป็นผู้ดำเนินงาน แต่ยังไม่มีการกำหนดช่วงเวลาในการถอนตัว โดยเบื้องต้นบริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) สามารถเป็นผู้ดำเนินงานแหล่งยาดานาได้ โดยมีประเด็นที่ต้องบริหารจัดการ คือ ระยะเวลาการถ่ายโอนที่ลดลงจากปกติ 2 ปี เหลือ 6 เดือน และสถานการณ์การเมืองของเมียนมาภายหลังการถ่ายโอน เนื่องจากหากสหรัฐอเมริกามีมาตรการลงโทษเมียนมาจะส่งผลกระทบโดยตรงต่อธุรกรรมการเงินและการลงทุน และ (2) สถานะร่าง รัฐบัญญัติว่าด้วยการปลดปล่อยพม่า (Burma Act) ซึ่งผ่านการพิจารณาของกรรมาธิการสมาชิกสภาผู้แทนราษฎรของสหรัฐอเมริกาแล้ว แต่ยังอยู่ในชั้นกรรมาธิการสมาชิกวุฒิสภาและยังไม่มีกำหนดการประชุมดังกล่าว โดยมีกำหนดระยะเวลาที่ต้องพิจารณาลงความเห็นภายใน 90 วัน ทั้งนี้ ช่วงปลายเดือนพฤศจิกายน 2565 จะมีการเลือกตั้งในสหรัฐอเมริกา ซึ่งหากพรรคริพับลิกันชนะการเลือกตั้งคาดว่าจะมีผลต่อการตัดสินใจยกเลิกมาตรการลงโทษเมียนมา โดยกระทรวงการต่างประเทศเห็นว่าประเทศไทยควรใช้ช่องทางพิธีทางการทูตหารือ กับสหรัฐอเมริกาเพื่อชะลอการถอนตัวของบริษัท เชฟรอน ให้นานที่สุด
3.2 สถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทยจากเมียนมา จากแหล่งยาดานา เยตากุน และซอติกา ณ วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ 909 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) จ่ายก๊าซแก่โรงไฟฟ้า 10 แห่ง กำลังผลิตรวม 8,762 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ หากไม่สามารถจ่ายก๊าซได้จะส่งผลกระทบต่อโรงไฟฟ้า 3 แห่ง ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงได้อย่างเดียว ได้แก่ โรงไฟฟ้า SPP Cogen โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ ชุดที่ 2 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ชุดที่ 3 คิดเป็นกำลังผลิตรวม 1,988 เมกะวัตต์ โดยโรงไฟฟ้าอื่นสามารถใช้น้ำมันดีเซลทดแทน และจ่ายก๊าซจากฝั่งตะวันออกมาเสริมได้
3.3 แผนการรองรับหากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตก กรณีหากมีการใช้มาตรการลงโทษเมียนมาขึ้นในเดือนกรกฎาคม 2565 (นับจากที่ผู้รับสัญญาแหล่งยาดานาได้ประกาศ เมื่อเดือนมกราคม 2565) โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประเมินความต้องการเชื้อเพลิง เพื่อผลิตไฟฟ้าให้เกิดความมั่นคง ดังนี้ (1) การดำเนินการโดยทันที หากใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่สำรองไว้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าอย่างเดียว จะทดแทนก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาได้ 10 วัน โดยใช้น้ำมันดีเซลทดแทน 17.5 ล้านลิตรต่อวัน ควบคู่กับการจ่ายก๊าซจากฝั่งตะวันออกให้โรงไฟฟ้าในเขตนครหลวงเพิ่มขึ้นอีก 300 MMscfd จนกว่า จะสามารถเพิ่มการจ่ายก๊าซจากฝั่งตะวันออกทดแทนได้ทั้งหมด และ (2) การดำเนินการต่อเนื่อง หากสามารถจ่ายก๊าซธรรมชาติจากฝั่งตะวันออกทดแทนได้เพิ่มขึ้น 650 MMscfd จะเป็นการใช้ก๊าซผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ยกเว้นโรงไฟฟ้าราชบุรีที่ต้องใช้น้ำมันทดแทน 2.5 ล้านลิตรต่อวัน เพื่อรักษาความมั่นคงของการจ่ายไฟฟ้าภาคตะวันตก
4. การดำเนินการระยะต่อไป ประกอบด้วย (1) การปรับปรุงแผนปฏิบัติการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ของเดือนมีนาคม ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยให้สำนักงาน กกพ. เร่งพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่ เรื่องที่ 1 การพิจารณาหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้า นำเสนอ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณากำหนดการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า และการนำเข้า LNG ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2565 เป็นต้นไป โดยให้สำนักงาน กกพ. แจ้งต่อกระทรวงพลังงานภายในปลายเดือนกุมภาพันธ์ 2565 และเรื่องที่ 2 การพิจารณาให้ส่งผ่านค่าไฟฟ้าได้ทั้งหมด กรณีการสั่งเพิ่มปริมาณน้ำมันสำรองเกินกว่ากำหนดเพื่อรองรับ เหตุฉุกเฉิน รวมทั้งกรณีน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลมีส่วนเกินจากสัญญาโดยสถานการณ์สิ้นสุดก่อน และ (2) แผนการรองรับหากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกกรณีเกิดเหตุการณ์ในเมียนมา โดยให้สำนักงาน กกพ. พิจารณาให้ความเห็นชอบแผนการรองรับฯ หากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซดังกล่าว และให้กรมธุรกิจพลังงาน กฟผ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำรายละเอียดแผนการจัดหาและขนส่งน้ำมันรองรับสถานการณ์ และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้น 18 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.03 ถึง 0.52 บาทต่อลิตร และปรับลง 14 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.01 ถึง 0.39 บาทต่อลิตร โดยรวมเฉลี่ยปรับขึ้น 2.52 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และดีเซลตลาดสิงคโปร์ ที่เฉลี่ยปรับเพิ่มขึ้น 2.88 บาทต่อลิตร และ 3.48 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งสอดคล้องกับราคาน้ำมันดิบ ทั้งนี้ การเคลื่อนไหวของราคาน้ำมันตลาดโลกดังกล่าวสะท้อนสู่ ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน และกลุ่มแก๊สโซฮอล 95E10 95E20 และ 91E10 ที่ปรับขึ้น 10 ครั้ง ครั้งละ 0.40 ถึง 0.60 บาทต่อลิตร รวมปรับขึ้น 5 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลปัจจุบันอยู่ที่ 35.04 ถึง 43.56 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ปรับเพิ่มขึ้นต่อเนื่องจนถึง 29.94 บาทต่อลิตร ด้านราคาเอทานอลมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นเช่นกัน โดย ณ วันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ 25.60 บาทต่อลิตร เพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2565 ซึ่งอยู่ที่ 25.52 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จากสถานการณ์ดังกล่าว ภาครัฐได้มีมาตรการตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่เดือนตุลาคม 2564 เป็นต้นมา โดยปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซล ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคา ปรับลดภาษีสรรพสามิต และขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันปรับลด ค่าการตลาด อย่างไรก็ดี ด้านราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลยังคงปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ในระดับ 35.04 ถึง 43.56 บาทต่อลิตร ซึ่งส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชนที่ใช้รถยนต์เครื่องยนต์เบนซิน ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรกำหนดแนวทางดูแลราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล ให้มีความเหมาะสม
2. กระทรวงพลังงานได้เสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน โดยให้ปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลลงเหลือ 3 ชนิด คือ เบนซิน แก๊สโซฮอล 95E10 และแก๊สโซฮอล 91E10 และมีแนวทางบริหารจัดการราคาน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล ดังนี้ กรณีที่ 1 คงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลตามอัตราปัจจุบัน ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับในกลุ่มเบนซินเพิ่มขึ้นประมาณ 295 ล้านบาทต่อเดือน จากเดิมที่มีรายรับ 643 ล้านบาท ต่อเดือน เป็น 938 ล้านบาทต่อเดือน โดยค่าการตลาดที่เหมาะสมของน้ำมันเบนซินอยู่ที่ 2.45 บาทต่อลิตร แก๊สโซฮอล 95E10 และแก๊สโซฮอล91E10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ซึ่งเป็นไปตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) กำหนด กรณีที่ 2 ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลลง 1 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับในกลุ่มเบนซินลดลงประมาณ 520 ล้านบาทต่อเดือน จากเดิมที่มีรายรับ 643 ล้านบาทต่อเดือน เป็น 122 ล้านบาทต่อเดือน โดยค่าการตลาดของน้ำมันเบนซินอยู่ที่ 2.45 บาทต่อลิตร แก๊สโซฮอล 95E10 และแก๊สโซฮอล 91E10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ซึ่งเป็นไปตามที่ กบง. กำหนด ทั้งนี้ ให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ติดตามกำกับให้ค่าการตลาดของน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลเป็นไปตามที่ กบง. กำหนด และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดอยู่ที่ 1.40 บาท ต่อลิตร โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารจัดการ
3. ผลกระทบจากการปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลตามมาตรการที่เสนอ จะทำให้ความต้องการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงลดลงประมาณ 1.23 ล้านลิตรต่อวัน หรือประมาณ 37 ล้านลิตรต่อเดือน จากเดือนมกราคม 2565 ซึ่งมีการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงเฉลี่ยอยู่ที่ 3.95 ล้านลิตรต่อวัน และเดือนธันวาคม 2564 มีการผลิตเอทานอลอยู่ที่ 3.90 ล้านลิตรต่อวัน โดยในระยะสั้นอาจต้องประสานผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมาตรา 7 และผู้ผลิตเอทานอลให้บริหารจัดการปริมาณคงเหลือของเอทานอลดังกล่าว โดยอาจลดกำลังการผลิตของเอทานอลลง และส่งเสริมให้มีการส่งออกวัตถุดิบ อาทิ มันสำปะหลัง และกากน้ำตาล เนื่องจากตลาดโลก ยังมีความต้องการวัตถุดิบดังกล่าวเพิ่มขึ้นในระดับสูง
มติของที่ประชุม
1. รับทราบข้อเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน
2. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หารือผู้ประกอบการน้ำมันเชื้อเพลิงในการติดตาม และบริหารจัดการค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 และวันที่ 4 ตุลาคม 2564 โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการ ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง และนำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 2 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG และ (3) เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ผู้มีรายได้น้อยที่เป็นร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไป จนถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ทั้งนี้ ที่ผ่านมารัฐบาลได้ให้ความช่วยเหลือส่วนลดค่าก๊าซ LPG ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดย ณ เดือนมกราคม 2565 ได้ให้ส่วนลดค่าก๊าซ LPG สำหรับกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร จำนวนเงิน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ซึ่งสนับสนุนงบประมาณโดย บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีการใช้สิทธิ์ 5,379 ครั้ง จำนวนเงิน 534,158 บาท และการให้ส่วนลดค่าก๊าซ LPG สำหรับกลุ่มผู้มีรายได้น้อย ภายใต้โครงการประชารัฐสวัสดิการ ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวนเงิน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ซึ่งสนับสนุนงบประมาณโดยกระทรวงการคลัง มีการใช้สิทธิ์ 1,947,144 ครั้ง จำนวนเงิน 88,083,702 บาท
2. ปัจจุบันราคา LPG ตลาดโลกได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยในเดือนธันวาคม 2564 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ราคาตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 81.73 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 12 จากระดับ 682.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ระดับ 764.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าปรับตัวลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ช่วงวันที่ 8 กุมภาพันธ์ ถึงวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2565 ปรับเพิ่มขึ้น 0.3150 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 26.8574 บาท ต่อกิโลกรัม เป็น 27.1724 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 14.8686 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.1836 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2565 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 29,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 18,151 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 7,610 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 25,761 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 2,215 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 4,290 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,075 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงอยู่ในระดับสูง โดย ณ วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ 764.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 434 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่มีการตรึงราคาขายปลีกไว้ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบ 2,075 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 25,761 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 29,000 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือคิดเป็นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเป็นระดับที่ส่งผลกระทบต่อความเป็นอยู่ ของประชาชนตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ของพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 15.3104 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,768 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม อยู่ที่ 16.2450 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 348 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,499 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,230 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 1 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้น 2.8037 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาท ต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,230 ล้านบาทต่อเดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป ทั้งนี้ รัฐบาลควรมีมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 โดยเพิ่มการช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ครัวเรือนผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จากเดิม 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป และขอความร่วมมือ ปตท. พิจารณาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไป ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 25,761 ล้านบาท หากยังคงตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 จะติดลบประมาณ 44,436 ล้านบาท โดยหากปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 จะติดลบประมาณ 39,252 ล้านบาท หรือติดลบประมาณ 36,831 ล้านบาท ตามลำดับ อย่างไรก็ดี แม้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไปที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG ยังคงมีรายจ่าย 1,230 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG และเพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ในสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) มากเกินไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 คือ ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกรมธุรกิจพลังงาน ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อจัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มแนวทางบริหารจัดการอื่นได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น โดยเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิมกลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ โดยควรมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม และมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการต่อไป และ (3) มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและดูแลแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา โดยข้อสังเกตของ กบง. ที่เกี่ยวข้อง คือ อาจพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ด้วย
2. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม ดังนี้ (1) ควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มเฉพาะกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าจากสัญญาเดิม ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 (2) รูปแบบการจ่ายพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Excess Energy) แบบ Non-Firm (3) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่ม 1.8931 บาทต่อหน่วย โดยมีหลักการ ดังนี้ หลักการที่ 1 การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่มเป็นการใช้สินทรัพย์เดิมของผู้ผลิตไฟฟ้าและไม่มีการลงทุนใหม่ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มโดยอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนผันแปร (FiTv) เชื้อเพลิงชีวมวลปี 2565 ซึ่งคิดจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ใช้ใน การผลิตไฟฟ้า 1.8931 บาทต่อหน่วย และไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม หลักการที่ 2 การรับซื้อไฟฟ้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ภาครัฐต้องการพลังงานไฟฟ้าทดแทนการนำเข้า LNG ซึ่งปรับตัวอยู่ในระดับสูง จึงควรพิจารณากรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas และหลักการที่ 3 ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ประโยชน์ทดแทนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า จาก Pool Gas หน่วยละ 0.6041 บาทต่อหน่วย หรือ 51.53 ล้านบาทต่อเดือน (4) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาพิจารณาคัดเลือกจากความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 รวมถึงข้อจำกัดด้านเทคนิค Feeder และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าเป็นรายกรณี และ (5) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมตามสัญญาเดิม นอกจากนี้ กกพ. ได้มีความเห็นให้เสนอ กบง. พิจารณาประเด็นระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มว่าเฉพาะเพียงภายในปี 2565 หรือไม่ เนื่องจากเป็นการดำเนินการตามมติ กพช. ที่เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม (Excess Energy) จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการ พลังงานเสนอ และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยมีระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มภายในปี 2565 ต่อไป
กบง.ครั้งที่ 2/2565 (ครั้งที่ 40) วันจันทร์ที่ 31 มกราคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2565 (ครั้งที่ 40)
วันจันทร์ที่ 31 มกราคม พ.ศ. 2565
1. การกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7
2. แนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
3. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม ได้ประชุมคณะทำงานย่อยซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงาน (นายกุลิศ สมบัติศิริ) เป็นประธาน โดยผู้แทนภาคประชาชนมีความเห็นว่า น้ำมันเชื้อเพลิงเป็นสินค้าควบคุมตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 จึงขอให้กระทรวงพลังงานกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 ไม่ให้เกิน 1.85 บาทต่อลิตร ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 และค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ให้เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ซึ่งกระทรวงพลังงานได้รับข้อเสนอการกำกับดูแลค่าการตลาดดังกล่าวเพื่อนำเสนอต่อ กบง. พิจารณา
2. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติรับทราบผลการประชุมหารือของคณะทำงานย่อย ภายใต้คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม และรับทราบข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ ในการดำเนินการตามข้อเสนอของภาคประชาชนที่เสนอให้มีแนวทางการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 พร้อมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานกรมการค้าภายใน (คน.) กระทรวงพาณิชย์ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค (สคบ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง หารือแนวทางการกำกับดูแลการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมกับทุกภาคส่วน รวมทั้งศึกษาแนวทางอื่นเพิ่มเติมในการกำกับดูแลค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง และเสนอต่อ กบง. พิจารณา
3. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2565 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ประชุมหารือกับผู้แทน คน. สคบ. และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ถึงแนวทางการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงไม่ให้เกินระดับที่เหมาะสมตามมติ กบง. ซึ่งที่ประชุมมีความเห็น ดังนี้ (1) สคบ. มีอำนาจหน้าที่ตามพระราชบัญญัติคุ้มครองผู้บริโภค พ.ศ. 2522 ในการดำเนินการตามที่ผู้บริโภคร้องทุกข์ โดยมาตรา 21 ได้กำหนดไว้ว่าในกรณีที่มีกฎหมายว่าด้วยการใดได้บัญญัติเรื่องใดไว้โดยเฉพาะแล้วให้บังคับตามบทบัญญัติแห่งกฎหมายว่าด้วยการนั้น และให้นำบทบัญญัติในพระราชบัญญัติคุ้มครองผู้บริโภคไปใช้บังคับได้เท่าที่ไม่ซ้ำหรือขัดกับบทบัญญัติต่างๆ ที่มีอยู่แล้ว ดังนั้น พระราชบัญญัติคุ้มครองผู้บริโภคจะเป็นกฎหมายทั่วไปที่เข้าไปเสริม จึงไม่สามารถเข้าไปดำเนินการบังคับผู้ประกอบธุรกิจได้ (2) คน. มีอำนาจตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 มีหน้าที่ดูแลเรื่องการติดป้ายแสดงราคาและมาตรวัด โดยกำกับดูแลราคาขายปลีกน้ำมันให้ตรงตามที่มีการแจ้งไว้ และกำกับดูแลให้สถานีบริการติดป้ายแสดงราคาที่ชัดเจนตรงตามที่กำหนดและผู้บริโภคได้รับปริมาณน้ำมันตรงตามที่ซื้อ (3) สคก. ได้ให้ความเห็นว่า กระทรวงพลังงานสามารถอาศัยอำนาจตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 15/2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง มาใช้ในการกำหนดราคาขายปลีกน้ำมันและกำหนดค่าการตลาดได้ แต่การกำหนดราคาน้ำมันอาจจะขัดกับหลักการค้าเสรี หรือหากจะใช้กฎหมายฉบับอื่นที่มีอยู่แล้วมากำหนดราคาก็จะขัดกับหลักการค้าเสรีเช่นเดียวกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 แนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อจัดทำข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเกษตรกรผู้ปลูกปาล์มน้ำมันและการส่งออกน้ำมันปาล์ม และจัดทำข้อเสนอเพื่อบรรเทาผลกระทบเสนอต่อ กบง. พิจารณา
2. คณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมหารือโดยสรุปประเด็นสำคัญได้ ดังนี้
2.1 แนวคิดและหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ต้องพิจารณาถึงผลกระทบต่อราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีผลต่อค่าครองชีพและระบบการขนส่ง ซึ่งมีผลต่อการขยายตัวทางเศรษฐกิจ รวมถึงปริมาณการใช้ไบโอดีเซลที่ช่วยดูดซับน้ำมันปาล์มดิบส่วนเกินจากการบริโภคในประเทศ เพื่อช่วยเหลือเกษตรกรผู้ปลูกปาล์มน้ำมันให้ได้รับผลประโยชน์ในระดับที่เหมาะสม และควรดำเนินการภายใต้สมมติฐานที่ไม่มีการชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามวัตถุประสงค์ของกองทุนที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562
2.2 ทางเลือกการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มี 4 ทางเลือก ได้แก่ ทางเลือกที่ 1 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 เกรดเดียว ทางเลือกที่ 2 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว ทางเลือกที่ 3 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 และทางเลือกที่ 4 กำหนดเป็น 2 ระยะ โดยระยะสั้น ปี 2565 ถึงปี 2566 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และบี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว ปี 2567 เป็นต้นไป กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์ข้อดีข้อเสียของทางเลือกในมิติด้านราคาขายปลีกของน้ำมัน มิติด้านการบริหารจัดการสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบของประเทศ และมิติด้านความเข้ากันได้กับเทคโนโลยีของเครื่องยนต์ในอนาคต สรุปได้ว่า ทางเลือกที่ 1 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 เกรดเดียว จะทำให้มีสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบส่วนเกินสูงเกินขีดความสามารถในการบริหารจัดการ และอาจส่งผลให้ราคาผลปาล์มดิบตกต่ำ จึงไม่เหมาะสมต่อการดำเนินการในปัจจุบัน ด้านทางเลือกที่ 3 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 มีข้อจำกัดด้านการใช้งานกับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 เนื่องจากผู้ผลิตรถยนต์ส่วนใหญ่ยังไม่รับรองการใช้งานน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และบี20 กับรถยนต์ดังกล่าว ประกอบกับการกำหนดน้ำมันหลายเกรดสร้างภาระต่อผู้ประกอบการที่ต้องมีหลายหัวจ่าย และต้องแยกการจัดเก็บและขนส่งน้ำมันแต่ละเกรด ตลอดจนไม่สอดคล้องกับนโยบายการส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าที่ทำให้การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและไบโอดีเซลในอนาคตมีแนวโน้มลดลง ดังนั้น ทางเลือกที่เป็นไปได้จึงมี 2 กรณี คือ ทางเลือกที่ 2 และทางเลือกที่ 4
2.3 คณะอนุกรรมการฯ มีข้อคิดเห็นต่อทางเลือกการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ ผู้ทรงคุณวุฒิ เห็นว่า (1) ทางเลือกที่ควรดำเนินการมากที่สุด คือ ทางเลือกที่ 1 โดยไม่ควรกำหนดน้ำมันดีเซลหลายเกรด และการใช้น้ำมันปาล์มดิบเป็นพลังงานทดแทนควรเป็นการดูดซับเฉพาะปริมาณส่วนเกินจากการบริโภคโดยไม่นำมาใช้ในภาคพลังงานเป็นหลักเช่นปัจจุบัน (2) ควรยกเลิกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เนื่องจากน้ำมันที่ผสมไบโอดีเซลสูงกว่าร้อยละ 7 ไม่สามารถเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ อีกทั้งยังต้องใช้กองทุนน้ำมันฯ เพื่อชดเชยราคาซึ่งไม่สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของกองทุนน้ำมันฯ(3) การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 และบี 20 กับรถยนต์ยูโร 5 ที่จะบังคับใช้ภายในปี 2567 อาจทำให้เกิดปัญหาด้านสิ่งแวดล้อมจากระบบกำจัดมลพิษของเครื่องยนต์ที่ทำงานไม่เต็มประสิทธิภาพหรือเกิดการเสื่อมสภาพก่อนกำหนด ด้านอนุกรรมการจากสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร และกรมการค้าภายใน เห็นว่า (1) ควรดำเนินการตามทางเลือกที่ 3 เนื่องจากคาดว่าปริมาณผลผลิตปาล์มปี 2565 จะเพิ่มมากกว่าปี 2564 อีกร้อยละ 3 จึงมีโอกาสสูงที่สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบอาจสูงกว่า 300,000 ตัน ซึ่งเป็นระดับสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2565 เป็นต้นไป โดยมีโอกาสที่จะส่งออกน้ำมันปาล์มดิบได้ยาก เนื่องจากปกติราคาน้ำมันปาล์มดิบของไทยสูงกว่าต่างประเทศมากกว่า 2 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่เข้าข่ายได้รับเงินสนับสนุนตามโครงการผลักดันการส่งออกน้ำมันปาล์มเพื่อลดผลผลิตส่วนเกินของกรมการค้าภายใน (2) ปัจจุบันแผนเพิ่มปริมาณการใช้น้ำมันปาล์มดิบจากการพัฒนาอุตสาหกรรมโอลิโอเคมีคัล ภายใต้การพิจารณาของคณะอนุกรรมการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของอุตสาหกรรมปาล์มน้ำมันยังไม่มีข้อสรุปอย่างเป็นรูปธรรม จึงยังจำเป็นต้องใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และบี20 เพื่อไม่ให้เกิดภาวะสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบล้น อย่างไรก็ดี คณะอนุกรรมการฯ มีความเห็นว่า ทางเลือกที่ 4 เป็นทางเลือกที่ยอมรับได้มากที่สุด หากยังไม่มีทางเลือกอื่นที่สามารถดำเนินการได้ ภายใต้ข้อจำกัดของสถานการณ์โควิด และช่องทางการระบายสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบที่จำกัด เพื่อให้ภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง เช่น สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร และกรมการค้าภายใน มีเวลาเตรียมความพร้อมบริหารจัดการสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบ เช่น มาตรการส่งเสริมการส่งออก การปฏิบัติตามมาตรการการลดปริมาณการผลิตผลปาล์ม และการเพิ่มปริมาณการใช้จากการพัฒนาอุตสาหกรรมโอลิโอเคมีคัล
2.4 เมื่อวันที่ 21 มกราคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้กำหนดข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในกรณีเกิดวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติมจากภาวะปกติ เพื่อรักษาเสถียรภาพ ด้านราคาจากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบตลาดโลกและไบโอดีเซลมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นต่อเนื่อง ดังนี้ หากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ มีแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล โดยกรณีราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า และ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (B0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 และร้อยละ 3 ตามลำดับ ทั้งนี้ ราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน วันที่ 24 มกราคม 2565 อยู่ที่ 20 บาทต่อลิตร ราคาไบโอดีเซล อยู่ที่ 57.72 บาทต่อลิตร ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ วันที่ 23 มกราคม 2565 อยู่ที่ติดลบ 12,335 ล้านบาท และสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ เดือนมกราคม 2565 ติดลบ 7,353 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งหากราคาสถานการณ์ราคาน้ำมันยังไม่คลี่คลาย คาดว่าจะสามารถใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาน้ำมันได้จนถึงเดือนมีนาคม 2565
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติ และภาวะวิกฤติ ดังนี้
1. ภาวะปกติ
1.1 ระยะสั้น (พ.ศ. 2565 ถึง พ.ศ. 2566) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่
1.2 ระยะยาว (พ.ศ. 2567 เป็นต้นไป) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว
2. ภาวะวิกฤติ
2.1 กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5
2.2 กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 3
ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง หารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ดังนี้ (1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 ที่ระดับไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 ร้อยละ 10 และร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตามลำดับ (2) ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (3) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. (4) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันกลุ่มดีเซลให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น และ (5) มอบฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน สกนช. นำเสนอ กบน. ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการอัตราเงินกองทุนเพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มปรับสูงขึ้นต่อเนื่อง โดยในเดือนมกราคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้น 12 ครั้ง ในช่วง 0.03 ถึง 0.46 บาทต่อลิตร และปรับลง 7 ครั้ง ในช่วง 0.05 ถึง 0.39 บาทต่อลิตร เฉลี่ยทั้งเดือนปรับขึ้น 2.01 บาทต่อลิตร ซึ่งสะท้อนไปสู่ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศเดือนมกราคม 2565 ซึ่งมีการปรับขึ้น 4 ครั้ง ครั้งละประมาณ 10 ถึง 60 สตางค์ต่อลิตร เนื่องจากค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่ระดับ 2 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและกลุ่มแก๊สโซฮอล 95E10 E20 และ 91E10 ปรับขึ้นรวม 2.90 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 ปรับขึ้นรวม 1.50 บาทต่อลิตร เป็นไปในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมันตลาดโลกที่ราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลปรับเพิ่มขึ้นรวม 1.68 และ 2.37 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ด้านราคาไบโอดีเซล (บี100) ณ วันที่ 28 มกราคม 2565 อยู่ที่ 57.72 บาทต่อลิตร สูงขึ้นจากต้นเดือนธันวาคม 2564 ซึ่งอยู่ที่ 48.29 บาทต่อลิตร ประมาณร้อยละ 20 ส่งผลต่อต้นทุนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ผสมไบโอดีเซลขั้นต่ำที่ร้อยละ 6.6 ประมาณ 0.62 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ราคาน้ำมันตลาดโลกและไบโอดีเซลที่ปรับเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้น โดยปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับประมาณ 30 บาทต่อลิตร ซึ่งส่งผลให้ผู้บริโภคได้รับความเดือดร้อนเนื่องจากการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 68 ของปริมาณการใช้น้ำมันทั้งหมด และส่งผลต่อภาระค่าใช้จ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ในการจ่ายเงินชดเชย โดย ณ วันที่ 23 มกราคม 2564 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ อยู่ที่ติดลบ 12,335 ล้านบาท และสภาพคล่องสุทธิ อยู่ที่ติดลบ 7,353 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 กบง. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อเสนอแนะแนวทางบริหารจัดการราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซล เพื่อลดผลกระทบต่อประชาชนในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำข้อเสนอแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤติ เสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้ ภาวะปกติ ระยะสั้น ปี 2565 ถึงปี 2566 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และบี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว ปี 2567 เป็นต้นไปกำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว และภาวะวิกฤติ หากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ มีแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล โดยกรณีราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า และ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (B0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 และร้อยละ 3 ตามลำดับ
4. หากไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 28 มกราคม 2565 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะอยู่ที่ 33.25 บาทต่อลิตร และราคาไบโอดีเซลอยู่ที่ 57.72 บาทต่อลิตร สูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐานซึ่งอยู่ที่ 21.79 บาทต่อลิตร คิดเป็น 2.65 เท่า โดยจากข้อเสนอแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลของคณะอนุกรรมการฯ ควรปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 3 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่า การลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลลงจะช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนมากขึ้น รวมทั้งลดภาระของกองทุนน้ำมันฯ นอกจากนี้ การลดความต้องการใช้น้ำมันปาล์มดิบในภาคพลังงานจะช่วยให้มีปริมาณน้ำมันปาล์มสำหรับการบริโภคเพิ่มขึ้น บรรเทาความเดือนร้อนด้านราคาน้ำมันปาล์มขวดสูง โดยการลดสัดส่วนผสมเป็นร้อยละ 3 (บี3) จะลดต้นทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงประมาณ 1.00 ถึง 1.30 บาทต่อลิตร อย่างไรก็ตาม จะทำให้อัตราภาษีสรรพสามิตปรับเพิ่มขึ้น 45 สตางค์ต่อลิตร จาก 5.99 บาทต่อลิตร เป็น 6.44 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลงเพียง 0.55 ถึง 0.85 บาทต่อลิตร ประกอบกับมาตรการดังกล่าวอาจทำให้สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบสูงกว่าสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศที่ระดับ 3 แสนตัน เมื่อสิ้นสุดมาตรการช่วงสิ้นเดือนมีนาคม 2565 จากสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบ ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2564 ที่ 1.73 แสนตัน ซึ่งจะส่งผลต่อเสถียรภาพราคาผลปาล์มทะลาย ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น โดยให้ปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากร้อยละ 7 (บี7) เป็นร้อยละ 5 (บี5) ซึ่งจะลดต้นทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงประมาณ 50 ถึง 60 สตางค์ ต่อลิตร โดยไม่ทำให้อัตราภาษีสรรพสามิตปรับเพิ่มขึ้น และคาดว่าจะไม่ทำให้สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบสูงกว่าสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศที่ระดับ 3 แสนตันเมื่อสิ้นสุดมาตรการ ทั้งนี้ เห็นควรรายงานให้คณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) ทราบในวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 ก่อนเริ่มบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้นตั้งแต่วันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 โดยกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ...) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ ตามข้อ 1
3. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน นำเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ตามข้อ 1 ต่อคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติเพื่อทราบ
กบง.ครั้งที่ 1/2565 (ครั้งที่ 39) วันอังคารที่ 11 มกราคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2565 (ครั้งที่ 39)
วันอังคารที่ 11 มกราคม พ.ศ. 2565
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
ผู้มาประชุม
ปลัดกระทรวงพลังงาน กรรมการ
(นายกุลิศ สมบัติศิริ) เป็นประธานในที่ประชุมแทนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ออกไปอีก 1 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2565 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณา และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ของ กบง. ทั้งนี้ ที่ผ่านมารัฐบาลได้ให้ความช่วยเหลือส่วนลดค่าก๊าซ LPG ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดย ณ เดือนพฤศจิกายน 2564 ได้ให้ส่วนลดค่าก๊าซ LPG สำหรับกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร จำนวนเงิน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ซึ่งสนับสนุนงบประมาณโดย บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีการใช้สิทธิ์ 5,229 ครั้ง จำนวนเงิน 519,778 บาท และการให้ส่วนลดค่าก๊าซ LPG สำหรับกลุ่มผู้มีรายได้น้อย ภายใต้โครงการประชารัฐสวัสดิการ ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวนเงิน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ซึ่งสนับสนุนงบประมาณโดยกระทรวงการคลัง มีการใช้สิทธิ์ 306,521 ครั้ง จำนวนเงิน 14,102,568 บาท
2. ปัจจุบันราคา LPG ตลาดโลกได้ปรับตัวลดลง โดยในเดือนตุลาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 ราคาตลาดโลกลดลงประมาณ 156.76 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือลดลงร้อยละ 19 จากระดับ 835.19 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 678.43 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2564 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวลดลง ขณะที่ค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวสูงขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ช่วงวันที่ 27 ธันวาคม 2564 ถึงวันที่ 10 มกราคม 2565 ปรับเพิ่มขึ้น 0.1354 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 25.0815 บาท ต่อกิโลกรัม เป็น 25.2169 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 13.0927 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.2281 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2564 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 25,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 2 มกราคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 5,945 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 17,233 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 23,178 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 2,114 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 3,814 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,700 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงอยู่ในระดับสูง โดย ณ วันที่ 5 มกราคม 2565 อยู่ที่ 682.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 412 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่ราคาขายปลีกปัจจุบันตรึงไว้ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ 1,700 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 23,178 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 25,000 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือคิดเป็นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเป็นระดับที่ส่งผลกระทบต่อความเป็นอยู่ ของประชาชนตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ของพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม จำนวน 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 15.3104 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,425 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2565 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 16.2450 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 348 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,151 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 876 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม จำนวน 1 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้น 2.8037 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 876 ล้านบาทต่อเดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 เป็นต้นไป โดยการประมาณการทั้ง 2 แนวทางดังกล่าวคำนวณ ณ ราคา LPG ตลาดโลก ที่ 682.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ทั้งนี้ รัฐบาลมีมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 โดยให้ส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ครัวเรือนผู้มีรายได้น้อยผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน และขอความร่วมมือ ปตท. พิจารณาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ผู้มีรายได้น้อยที่เป็นร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไปจนถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 31 มกราคม 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 24,878 ล้านบาท หากยังคงตรึงราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2565 จะติดลบประมาณ 40,000 ล้านบาท โดยหากปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2565 จะติดลบประมาณ 35,234 ล้านบาท และติดลบประมาณ 32,762 ล้านบาท ตามลำดับ อย่างไรก็ดี แม้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไปที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG ยังคงมีรายจ่าย 876 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG และเพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ในสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) มากเกินไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 คือ ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG จำนวน 3 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาท ต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาท ต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 2 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.)พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
3. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ผู้มีรายได้น้อยที่เป็นร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ผ่านบัตรสวัสดิการ แห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไปจนถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565
เรื่องที่ 2 การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ หลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยประกอบไปด้วย 5 องค์ประกอบ ดังนี้ (1) Pool Gas หรือ ราคาก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิต (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยก ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา แหล่งยาดานา และแหล่งเยตากุน ก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas : LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่น ๆ ในอนาคต (2) อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหา และค้าส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วยค่าใช้จ่ายสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซ รวมค่าตอบแทน ในการดำเนินการ และค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซ การส่งก๊าซให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซระหว่างผู้จัดหาและผู้ผลิตก๊าซ และสัญญาซื้อขายก๊าซระหว่างผู้จำหน่ายก๊าซ และผู้ใช้ก๊าซ รวมถึงความเสี่ยงอื่น ๆ (3) อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับ ระบบท่อนอกชายฝั่งที่ระยอง (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) (4) อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อ ในส่วน Commodity Charge และ (5) ค่าใช้จ่ายดำเนินการ
2. จากสถานการณ์ราคา LNG ซึ่งเป็นต้นทุนของก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้นตั้งแต่ในช่วงไตรมาส 2 ปี 2564 จากระดับ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 30 ถึง 40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และยังคงแนวโน้มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องในช่วงไตรมาส 3 และไตรมาส 4 จากราคา LNG สัญญาระยะยาวปรับสูงขึ้นสะท้อนราคาน้ำมันช่วงที่ผ่านมา ประกอบกับค่าเงินบาทที่อ่อนค่าลงมาก รวมทั้งความต้องการสำรอง LNG เพื่อรองรับการใช้พลังงานในช่วงฤดูหนาว ทั้งนี้ โดยทั่วไปราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในวันนี้จะสะท้อนราคาก๊าซ NGV ในอีก 6 เดือน ถึง 12 เดือนถัดไป ซึ่งจากสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงต้นปี 2564 ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ปรับสูงขึ้นในไตรมาส 4 ปี 2564 ต่อเนื่องถึงไตรมาส 1 ปี 2565 และมีแนวโน้มจะปรับสูงขึ้นอย่างมาก โดยเฉพาะเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ที่ราคาจะสูงขึ้นถึง 22.08 บาทต่อกิโลกรัม โดยคาดว่า ราคาขายปลีก NGV ปี 2565 ยังคงอยู่ในระดับสูงที่ 18 ถึง 23 บาทต่อกิโลกรัม
3. จากสภาวะการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบ ต่อเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติช่วยเหลือผู้ใช้ NGV ที่ผ่านมา ดังนี้ (1) รถโดยสารสาธารณะ ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ได้แก่ รถแท็กซี่ ตุ๊กตุ๊ก รถตู้ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด ได้แก่ รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถวร่วม บขส. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่ ช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 และที่ราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 (2) รถยนต์ทั่วไป คงราคาขายปลีก NGV ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563 ด้านการช่วยเหลือผู้ใช้ NGV ในปัจจุบัน เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 รวมทั้ง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ดำเนินโครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน เพื่อบรรเทาผลกระทบแก่ผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล โดยสามารถซื้อก๊าซ NGV ในราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม วงเงินซื้อก๊าซที่ได้รับส่วนลดไม่เกิน 10,000 บาทต่อเดือน ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565
4. ข้อเสนอการบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่มีแนวโน้มปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิง และรถโดยสารสาธารณะ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน แก่ผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 1 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2565 เพื่อบรรเทาความเดือดร้อนและลดภาระค่าใช้จ่าย จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก เป็นระยะเวลา 1 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2565
กบง.ครั้งที่ 16/2564 (ครั้งที่ 38) วันพฤหัสบดีที่ 30 ธันวาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 16/2564 (ครั้งที่ 38)
วันพฤหัสบดีที่ 30 ธันวาคม พ.ศ. 2564
แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในปัจจุบันปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูง เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในทวีปยุโรปที่เหลือเพียงร้อยละ 57 และประเทศรัสเซียต้องการสำรองก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้ในประเทศเพิ่มขึ้นเนื่องจากสภาพอากาศที่หนาวเย็น จึงลดการส่งออกก๊าซธรรมชาติทางท่อมายังยุโรป ประกอบกับแรงกดดันทางการเมืองระหว่างประเทศรัฐเซียกับประเทศยูเครน ส่งผลให้สหภาพยุโรป และสหรัฐอเมริกาอาจมีมติคว่ำบาตรท่อส่งก๊าซธรรมชาติ Nord Stream 2 ซึ่งสร้างจากประเทศรัฐเซียไปยังประเทศเยอรมัน ปัจจัยดังกล่าวเป็นปัจจัยสำคัญที่ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติในยุโรปปรับเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ และส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นตามอย่างต่อเนื่อง ทั้งนี้ จากประมาณการณ์แนวโน้มราคา LNG พบว่าตลาดมีแนวโน้มตึงตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากประเทศต่างๆ มีแนวโน้มจัดการการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ได้ดีขึ้นส่งผลให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจ รวมทั้งประเทศผู้ซื้อรายใหญ่โดยเฉพาะประเทศจีนมีนโยบายอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมโดยส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติและ LNG ทดแทนการใช้ถ่านหิน ทำให้มีความต้องการใช้ LNG สูงขึ้น ในขณะที่ตลาดมีอุปทานจากโครงการผลิต LNG จำกัด เนื่องจากมีการลงทุนก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง จึงคาดว่าราคา LNG จะมีแนวโน้มสูงขึ้นจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 ด้านแนวโน้มราคาน้ำมันดิบยังคงทรงตัวในระดับสูงเนื่องจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นในช่วงฤดูหนาว โดยหลายประเทศในยุโรปเปลี่ยนมาใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าแทนก๊าซธรรมชาติซึ่งมีราคาสูง ประกอบกับอุปทานน้ำมันดิบมีแนวโน้มตึงตัวต่อเนื่อง หลังกลุ่มโอเปคและพันธมิตร (โอเปคพลัส) ปรับเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบน้อยกว่าข้อตกลงเนื่องจากหลายประเทศไม่สามารถผลิตได้ตามเป้าหมาย อย่างไรก็ดี ความต้องการใช้น้ำมันยังคงได้รับแรงกดดันจากมาตรการจำกัดการเดินทางจากการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 สายพันธุ์โอมิครอนที่แพร่ระบาดอย่างรวดเร็วในหลายประเทศ ด้านสถานการณ์การผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศไทย ของแหล่งเอราวัณช่วงเปลี่ยนผ่านพบว่า บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (PTTEP ED) ผู้รับสัญญาสัมปทานคาดการณ์ว่าระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ณ สิ้นอายุสัมปทาน (Exit Rate) อาจอยู่ที่ประมาณ 425 ถึง 500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยกรณีที่ผู้รับสัญญาสามารถดำเนินการติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมได้หลังจากวันที่ 24 เมษายน 2565 เป็นต้นไป จะทำให้ไม่สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นระยะเวลาประมาณ 24 เดือน
2. กระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 ถึงปี 2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านต้นต่อปี ตามลำดับ โดยในการประชุมผู้บริหารระดับสูงกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2564 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เร่งทบทวนและจัดทำแผนการบริหารจัดการการจัดหาแหล่งก๊าซธรรมชาติกลุ่มเอราวัณ (แปลง G1/61) ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2564 บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (เชฟรอนประเทศไทย) และ PTTEP ED ได้ลงนามข้อตกลงการเข้าพื้นที่ระยะที่ 2 (Site Access Agreement 2: SAA2) ข้อตกลงการเข้าพื้นที่เพื่อดำเนินกิจกรรมการรื้อถอนสิ่งติดตั้ง (Asset Retirement Access Agreement: ARAA) และข้อตกลงการถ่ายโอนการดำเนินงาน (Operations Transfer Agreement: OTA) โดยการเจรจาลงนามในข้อตกลงดังกล่าวที่ล่าช้าส่งผลให้ปัจจุบันผู้รับสัญญายังไม่ได้ดำเนินการเข้าพื้นที่เพื่อติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุม จึงคาดว่าจะส่งผลให้ความสามารถในการผลิตก๊าซธรรมชาติแปลง G1/61 ช่วงต้นสัญญาแบ่งปันผลผลิตต่ำกว่า 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ชธ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้เสนอการทบทวนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในปี 2565 ถึงปี 2567 ต่อ กบง. พิจารณา โดย กบง. ได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปีดังกล่าวที่ 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแลต่อไป และเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2564 ปลัดกระทรวงพลังงาน ได้ประชุมหารือกับ ชธ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สํานักงานคณะกรรมการกํากับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ ปตท. เพื่อติดตามความคืบหน้าการดำเนินการตามข้อสั่งการของรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในการพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนผ่าน
3. กระทรวงพลังงานได้เสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เพื่อให้การผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ แปลง G1/61 ช่วงเปลี่ยนผ่านมีความต่อเนื่อง ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ดังนี้ แนวทางที่ 1 จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซที่มีศักยภาพ ได้แก่ (1) แหล่งอาทิตย์ ปริมาณ 63 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2567 โดยได้เสนอคณะกรรมการปิโตรเลียมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 (2) แปลง B8/32 ปริมาณ 16 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนพฤษภาคม 2568 โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามในการกำหนดราคาก๊าซเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2564 (3) พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) แปลง B-17&C-19 และแปลง B-17-01 ปริมาณ 33 MMSCFD ระยะเวลาเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2572 และแปลง A-18 ปริมาณ 50 MMSCFD ระยะเวลาปี 2565 โดยอยู่ระหว่างการเจรจากับผู้ขายเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ แนวทางที่ 2 การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งคาดว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ 2,197 ล้านหน่วยต่อปี ลดปริมาณการใช้ LNG จากการนำเข้า Spot LNG ในปี 2565 ประมาณ 0.282 ล้านตันต่อปี แนวทางที่ 3 รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล ซึ่งปัจจุบันกลุ่ม SPP ชีวมวล มีกำลังผลิตเหลือ 455 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทสัญญา Firm 20 ราย จำนวน 151 เมกะวัตต์ และประเภทสัญญา Non-Firm 20 ราย จำนวน 305 เมกะวัตต์ คาดว่าจะผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี (PF ร้อยละ 50) ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.225 ล้านตันต่อปี อย่างไรก็ตาม ในการผลิตจริงอาจไม่สามารถดำเนินการได้ทั้งหมดเนื่องจากขึ้นอยู่กับปริมาณเชื้อเพลิงที่ผันแปรตามฤดูกาล และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าที่มีข้อจำกัด โดยควรมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม แนวทางที่ 4 เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า คาดว่าจะทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 1.59 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ มาตรการดังกล่าวขึ้นอยู่กับ Generation Mix หรือศักยภาพของระบบส่งที่รองรับและความเพียงพอของการจัดหาเชื้อเพลิงตามฤดูกาล และแนวทางที่ 5 รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เช่น เร่งรัดการจ่ายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าน้ำงึม 3 ซึ่งมีกำหนดเงื่อนไขการเกิดการซื้อขายไฟฟ้าก่อนกำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Unit Operation Period) กลางปี 2566
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเบื้องต้นเห็นชอบแนวทางตามข้อ 2 และข้อ 3 นอกจากนั้นอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม
2. เห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
3. เห็นชอบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล โดยมอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการต่อไป
4. เห็นชอบให้เสนอคณะกรรมนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และมอบหมายคณะกรรมการ นโยบายบริหารพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ให้มีผลในทางปฏิบัติต่อไป
5. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 15/2564 (ครั้งที่ 37) วันพฤหัสบดีที่ 23 ธันวาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2564 (ครั้งที่ 37)
วันพฤหัสบดีที่ 23 ธันวาคม พ.ศ. 2564
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. ข้อเสนอการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7
4. สถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณ และการทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565
5. แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 กันยายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และขยายระยะเวลาคงราคาขายส่งออกไปอีก 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณา และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ของ กบง. (2) มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ประสานสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เพื่อขอรับการสนับสนุนให้ใช้จ่ายจากเงินกู้ตามพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหาเศรษฐกิจและสังคม จากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 เพิ่มเติม พ.ศ. 2564 ตามขั้นตอนของระเบียบที่เกี่ยวข้อง สำหรับชดเชยราคาขายปลีก LPG ระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 โดย สกนช. ได้ดำเนินการ ขอรับการสนับสนุนงบประมาณโครงการการช่วยเหลือราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน ระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 ซึ่ง สศช. อยู่ระหว่างการพิจารณาสนับสนุนงบประมาณดังกล่าว
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนธันวาคม 2564 มีดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 475,780 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศคาดว่าลดลงเล็กน้อย เนื่องจากความต้องการในภาค ปิโตรเคมีลดลง โดยอยู่ที่ประมาณ 491,830 ตัน การนำเข้าคาดว่าเป็นการนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศประมาณ 40,000 ตัน การส่งออกคาดว่าส่งออกจากโรงกลั่นประมาณ 16,795 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้าประมาณ 11,200 ตัน ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนธันวาคม 2564 อยู่ที่ 772.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 77.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2564 ถึงวันที่ 13 ธันวาคม 2564 อยู่ที่ 663.94 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 142.48 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ทั้งนี้ จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวลดลง ทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 14 ธันวาคม 2564 ถึงวันที่ 27 ธันวาคม 2564 ปรับตัวลดลง 93.4889 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และจากอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง 0.7490 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 2.5412 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 27.6227 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 25.0815 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดการจ่ายเงินชดเชยจาก 15.6339 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.0927 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถัง ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 23,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 12 ธันวาคม 2564 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 1,633 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 20,198 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 21,831 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 2,088 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 3,775 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,687 ล้านบาทต่อเดือน
4. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนพฤศจิกายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 ราคา LPG Cargo ปรับลดลงประมาณ 164 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 847 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 683 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากกลุ่มประเทศโอเปคและพันธมิตร (โอเปคพลัส) ได้ยืนยันแผนการปรับเพิ่มการผลิตน้ำมันดิบ ทำให้ปริมาณคงคลังของ Saudi Aramco อยู่ในระดับสูงขึ้น อีกทั้ง สหรัฐอเมริกา และจีน มีการนำน้ำมันดิบจากคลังสำรองปิโตรเลียมทางยุทธศาสตร์ออกมาใช้จึงส่งผลให้ราคาบิวเทนปรับตัวลดลง ประกอบกับสภาพอากาศในฤดูหนาวของสหรัฐอเมริกาและญี่ปุ่นไม่หนาวเย็นตามที่คาดการณ์ไว้ นอกจากนี้ ปริมาณก๊าซ LPG คงคลังของประเทศญี่ปุ่น เกาหลีใต้ ไต้หวัน และจีน มีปริมาณเพียงพอสำหรับใช้ในฤดูหนาว รวมทั้งประเทศอินเดียมีการนำเข้าก๊าซ LPG ลดลง ในขณะที่มีการผลิตปริมาณสูง
5. ปัจจุบัน สศช. อยู่ระหว่างการพิจารณางบประมาณสนับสนุนโครงการการช่วยเหลือราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน และรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ดังนั้น เพื่อบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดดังกล่าว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 1 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2565 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ การคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG ซึ่งปัจจุบันมีรายจ่ายประมาณ 1,687 ล้านบาทต่อเดือน คาดว่าจะใช้ได้อีกประมาณ 0.7 เดือน ถึงเดือนมกราคม 2565 อย่างไรก็ดี กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG อาจจะไม่สามารถรองรับภาระการชดเชยราคา LPG ตามกรอบวงเงินที่ กบน. กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 23,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้
1.1 ให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 1 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 - 31 มกราคม 2565
1.2 มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาอีกครั้ง
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.)เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคา LPG ต่อไป
เรื่องที่ 2 ข้อเสนอการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2564 กลุ่มผีเสื้อกระพือปีก ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน โดยขอให้กระทรวงพลังงานจัดการประชุมคณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม เพื่อเร่งแก้ปัญหาให้ประชาชนต่อมา เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2564 คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรมได้จัดประชุมคณะทำงานย่อย เพื่อพิจารณาข้อเสนอของภาคประชาชน ดังนี้ (1) ให้เผยแพร่ข้อมูลราคาน้ำมันอ้างอิงตลาดสิงคโปร์ (2) ให้แสดงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงทุกชนิดที่มีจำหน่ายในประเทศ และขอข้อมูลอัตราภาษี อัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และอัตราเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเชื้อเพลิงเกรดพรีเมียม (3) เสนอปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเฉลี่ยจากเดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 1.35 บาทต่อลิตร โดยตัดค่าขนส่งน้ำมันทางท่อกรุงเทพฯ ถึงศรีราชา 0.15 บาทต่อลิตร และตัดค่าลงทุนสถานีบริการ 0.49 บาทต่อลิตร ถึง 0.50 บาทต่อลิตร (4) กำหนดสัดส่วนค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 และผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันในอัตรา 1 : 2 และ (5) กำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงประกาศปรับราคาน้ำมันขายปลีกทุกวันจันทร์ โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังใน 1 สัปดาห์ของวันทำการซื้อขายน้ำมันสำเร็จรูปตลาดภูมิภาคเอเชีย โดยมีข้อเสนอการปรับค่าการตลาดรายชนิดน้ำมันจากมติ กบง. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 เป็นตามข้อเสนอของภาคประชาชน ดังนี้ (1) เบนซิน 95 เดิม 2.45 บาทต่อลิตร เป็น 1.80 บาทต่อลิตร (2) แก๊สโซฮอล 91E10 เดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็น 1.30 บาทต่อลิตร (3) แก๊สโซฮอล 95E10 เดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็น 1.35 บาทต่อลิตร (4) แก๊สโซฮอล 95E20 เดิม 2.15 บาทต่อลิตร เป็น 1.50 บาทต่อลิตร (5) แก๊สโซฮอล 95E85 เดิม 3.65 บาทต่อลิตร เป็น 3.00 บาทต่อลิตร (6) ดีเซลหมุนเร็ว บี7 เดิม 1.65 บาทต่อลิตร เป็น 1.00 บาทต่อลิตร (7) ดีเซลหมุนเร็ว บี10 เดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็น 1.35 บาทต่อลิตร และ (8) ดีเซลหมุนเร็ว บี20 เดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็น 1.30 บาทต่อลิตร
2. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรมได้จัดประชุมคณะทำงานเทคนิค เพื่อพิจารณารายละเอียดข้อเสนอค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงของภาคประชาชน โดยมีข้อสรุป ดังนี้ (1) ไม่สามารถเผยแพร่ข้อมูลราคาน้ำมันอ้างอิงตลาดสิงคโปร์ (MOPS) ได้ เนื่องจากข้อมูลราคาน้ำมันอ้างอิงตลาดสิงคโปร์ที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ซื้อข้อมูลจากบริษัท Platts มีลิขสิทธิ์ และมีข้อบังคับตามกฎหมาย (2) ไม่เผยแพร่ข้อมูลโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันแก๊สโซฮอล เกรดพรีเมียม บนเว็บไซต์ สนพ. เนื่องจากน้ำมันเกรดพรีเมียมถือเป็นน้ำมันทางเลือก โดยมีอัตราภาษีและกองทุนต่าง ๆ เท่ากับน้ำมันเกรดธรรมดา (3) ข้อเสนอการปรับค่าการตลาดเฉลี่ยจากเดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 1.35 บาทต่อลิตร โดยตัดค่าขนส่งน้ำมันทางท่อกรุงเทพฯ ถึงศรีราชา 0.15 บาทต่อลิตร และตัดค่าลงทุนสถานีบริการ 0.49 บาทต่อลิตร ถึง 0.50 บาทต่อลิตร การกำหนดสัดส่วนค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 และผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันในอัตรา 1 : 2 และกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงประกาศปรับราคาน้ำมันขายปลีกทุกวันจันทร์ โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังใน 1 สัปดาห์ของวันทำการซื้อขายน้ำมันสำเร็จรูปตลาดภูมิภาคเอเชีย ที่ประชุมมอบหมายให้ สนพ. รับไปหารือกับผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงและผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันต่อไป
3. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2564 สนพ. ได้ประชุมหารือกับผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง และวันที่ 3 ธันวาคม 2564 ได้ประชุมหารือกับผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน โดยทั้ง 2 กลุ่มมีความเห็นต่อข้อเสนอของภาคประชาชน ดังนี้ ข้อเสนอที่ 1 การปรับค่าการตลาดเฉลี่ยจากเดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 1.35 บาทต่อลิตร โดยตัดค่าขนส่งน้ำมันทางท่อกรุงเทพฯ ถึงศรีราชา 0.15 บาทต่อลิตร และตัดค่าลงทุนสถานีบริการ 0.49 บาทต่อลิตร ถึง 0.50 บาทต่อลิตร ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงมีความเห็นว่า (1) ค่าการตลาดปัจจุบันในระดับ 2.00 บาทต่อลิตร เป็นค่าการตลาดที่ไม่สูงมากและอยู่ในระดับที่เหมาะสมที่ผู้ค้าสามารถประกอบธุรกิจต่อไปได้ เนื่องจากมีต้นทุนค่าใช้จ่ายเพิ่มสูงขึ้นเรื่อยมา (2) ค่าขนส่งน้ำมันทางท่อ กรุงเทพฯ ถึงศรีราชา เป็นค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงที่ผู้ค้าต้องจ่ายให้กับบริษัทขนส่งน้ำมันทางท่อ จึงไม่สามารถตัดออกได้ และ (3) ค่าลงทุนสถานีบริการเป็นค่าใช้จ่ายจริง โดยปัจจุบันการลงทุนสถานีบริการน้ำมันมีหลายรูปแบบ ซึ่งรูปแบบที่ผู้ค้าน้ำมันเป็นผู้ลงทุน ไม่สามารถตัดออกได้ ด้านผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันมีความเห็นว่า (1) ปัจจุบันผู้ประกอบการได้ค่าการตลาดที่ระดับ 1.10 บาทต่อลิตร ซึ่งเป็นค่าการตลาดที่ไม่สูงมาก (2) ผู้ประกอบการมีค่าลงทุนสถานีบริการน้ำมันขนาดใหญ่ กลาง เล็ก เฉลี่ยอยู่ที่ 35 ล้านบาทต่อสถานี จึงไม่สามารถตัดออกได้ และ (3) ควรมีการศึกษาเรื่องค่าการตลาดน้ำมันที่เหมาะสม ข้อเสนอที่ 2 การกำหนดสัดส่วนค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 และผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันในอัตรา 1 : 2 ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงมีความเห็นว่า (1) ผู้ค้าน้ำมันแต่ละรายมีโครงสร้างของตัวแทนจำหน่ายน้ำมัน และมีต้นทุนในการประกอบธุรกิจที่แตกต่างกัน จึงไม่สามารถกำหนดอัตราส่วนตามที่กำหนดได้ (2) ปัจจุบันผู้ค้าน้ำมันได้ให้ค่าการตลาดแก่ตัวแทนจำหน่ายน้ำมันในอัตราเหมาะสมที่สามารถประกอบธุรกิจสถานีบริการได้ ด้านผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันมีความเห็นว่า (1) หากกำหนดค่าการตลาดที่ระดับ 1.35 บาทต่อลิตร และกำหนดส่วนแบ่งค่าการตลาดตามข้อเสนอของภาคประชาชน ผู้ประกอบการจะได้รับค่าการตลาดที่ 0.90 บาทต่อลิตร ซึ่งไม่เพียงพอต่อค่าใช้จ่าย ข้อเสนอที่ 3 การกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงประกาศปรับราคาน้ำมันขายปลีกทุกวันจันทร์ โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังใน 1 สัปดาห์ของวันทำการซื้อขายน้ำมันสำเร็จรูปตลาดภูมิภาคเอเชีย ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงมีความเห็นว่า ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันมีความผันผวนมาก ประกอบกับน้ำมันเชื้อเพลิงที่จำหน่ายในประเทศมิได้เป็นสินค้าควบคุมราคา ดังนั้น การกำหนดให้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันสัปดาห์ละ 1 ครั้ง จะทำให้ผู้ค้าน้ำมันไม่สามารถสะท้อนต้นทุนน้ำมันที่แท้จริง ด้านผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันมีความเห็นว่า เป็นข้อเสนอที่สามารถนำมาปฏิบัติได้ แต่อาจเกิดการไม่ยอมรับหากมีกรณีที่ต้องปรับขึ้นราคาน้ำมันเฉลี่ย 2 บาทต่อลิตรต่อสัปดาห์ ในคราวเดียว ทั้งนี้ ทั้งผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงและผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันมีความเห็นตรงกันว่า(1) กรณีที่ต้นทุนน้ำมันตลาดโลกสูงกว่าราคาขายปลีกหน้าสถานีบริการ หรือกรณีที่ราคาน้ำมันเฉลี่ยปรับลดลง 2 บาทต่อลิตรต่อสัปดาห์ อาจทำให้เกิดปัญหาผู้ค้าน้ำมันไม่ส่งน้ำมันไปจำหน่ายที่สถานีบริการเนื่องจากภาวะขาดทุน (2) อาจทำให้เกิดภาวะขาดแคลนน้ำมันจำหน่ายที่สถานีบริการ และส่งผลกระทบโดยตรงต่อผู้บริโภค (3) เห็นว่าการประกาศปรับราคาน้ำมันขายปลีกในปัจจุบันมีความเหมาะสมแล้ว ต่อมา เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรมได้จัดการประชุมคณะทำงานย่อย โดยที่ประชุมได้รับทราบผลการประชุมของคณะทำงานเทคนิค เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 และผลการประชุมหารือกับผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง และผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน ทั้งนี้ ผู้แทนภาคประชาชนมีความเห็นว่าน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นสินค้าควมคุมตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 จึงขอให้กระทรวงพลังงานกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 ไม่ให้เกิน 1.85 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 และค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ให้เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ซึ่งกระทรวงพลังงานได้รับข้อเสนอการกำกับดูแลค่าการตลาดดังกล่าวเพื่อนำเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ปัจจุบันการค้าน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยเป็นกลไกตลาดเสรี โดยกระทรวงพลังงานทำหน้าที่ติดตามราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสมตามหลักเกณฑ์โครงสร้างราคาขายปลีกและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม ทั้งนี้ การติดตามค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงใช้หลักการพิจารณาค่าการตลาดเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของทุกผลิตภัณฑ์ ซึ่งค่าการตลาดเฉลี่ยตามมติ กบง. อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมีกรอบบวกหรือลบ 0.40 บาทต่อลิตร (อยู่ระหว่าง 1.60 บาทต่อลิตร ถึง 2.40 บาทต่อลิตร) ดังนั้น หากจะดำเนินการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 ไม่ให้เกิน 1.85 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ให้เกิน 1.40 บาทต่อลิตร โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ตามข้อเสนอของภาคประชาชน สามารถดำเนินการได้ 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 กบง. ประกาศราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ทุกสัปดาห์ โดยอาศัยอำนาจตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 15/2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้กระทรวงพาณิชย์ดำเนินการควบคุมราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 อย่างไรก็ดี การดำเนินการดังกล่าวจะทำให้กระทรวงพลังงานกลับไปควบคุมราคาขายปลีกของน้ำมันทั้ง 2 ชนิด ซึ่งอาจขัดกับหลักการค้าเสรี แนวทางที่ 2 ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการให้ค่าการตลาดของน้ำมันทั้ง 2 ชนิด ไม่เกินค่าที่กำหนด และแนวทางที่ 3 ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันปรับเพิ่มหรือลดราคาขายปลีก ให้ค่าการตลาดของน้ำมันทั้ง 2 ชนิดไม่เกินค่าที่กำหนด
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการประชุมหารือของคณะทำงานย่อย ภายใต้คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564
2. รับทราบข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ ในการดำเนินการตามข้อเสนอของภาคประชาชนที่เสนอให้มีแนวทางการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 ไม่ให้เกิน 1.85 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ให้เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค (สคบ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง หารือแนวทางการกำกับดูแลการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมกับทุกภาคส่วน รวมทั้งศึกษาแนวทางอื่นเพิ่มเติมในการกำกับดูแลค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง และเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Regulated Market) และนำเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. ก่อนประกาศเป็นหลักเกณฑ์ให้ผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) นำไปใช้ในการจัดหาต่อไป และหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการ
2. สนพ. และสำนักงาน กกพ. ได้ร่วมกันจัดจ้างมหาวิทยาลัยเชียงใหม่ศึกษาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark โดยศึกษาวิธีการกำหนดราคา LNG และสูตรในสัญญาระยะยาวของต่างประเทศ โดยเฉพาะประเทศในภูมิภาคเอเชียพบว่า ปัจจุบันมีการใช้สูตรราคา LNG หลากหลายรูปแบบ ได้แก่ รูปแบบอ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil-linked) รูปแบบอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (Gas-linked) รูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ (Hybrid oil gas linked) และอื่น ๆ โดยมีสมการกำหนดราคา LNG ทั้งแบบเส้นตรง (Linear formula) ซึ่งมีข้อเสีย คือ ผู้ซื้อก๊าซจะค่อนข้างได้เปรียบ เนื่องจากหากราคาน้ำมันต่ำราคาก๊าซก็จะต่ำตามไปด้วย ในขณะที่หากราคาน้ำมันสูงขึ้นราคาก๊าซจะขึ้นในอัตราที่ต่ำกว่าเมื่อเทียบค่าความร้อนที่เท่ากัน และสมการแบบ S-Curve (S-Curve formula) ซึ่งคิดค้นขึ้นเพื่อความเป็นธรรมแก่ทั้งฝ่ายผู้ซื้อและผู้ขาย LNG มากขึ้น ทั้งนี้ การกำหนดราคานำเข้า LNG ของประเทศไทยปัจจุบันดำเนินการโดยบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) โดยรูปแบบสัญญาระยะยาวกำหนดให้เป็นสัดส่วนอ้างอิงกับดัชนีแบบถ่วงน้ำหนักระหว่างราคานำเข้านํ้ามันดิบเฉลี่ยของประเทศญี่ปุ่นในแต่ละเดือน (Japan Crude Cocktail: JCC) และราคาเนื้อก๊าซที่ส่งผ่านท่อก๊าซในตลาดภูมิภาคอเมริกาเหนือที่ยังไม่ได้รวมค่าเปลี่ยนสถานะก๊าซเป็นของเหลวและค่าขนส่ง (Henry Hub: HH) โดยแต่ละสัญญามีรูปแบบการกำหนดราคาแตกต่างกัน ขึ้นอยู่กับการเจรจารายละเอียดสัญญากับแต่ละบริษัท ซึ่งมีทั้งรูปแบบ Oil-linked และ Hybrid ทั้งนี้ เมื่อเปรียบเทียบราคารายเดือนของ JCC และ HH ย้อนหลัง พบว่า สัญญาของ ปตท. กับบริษัท Qatar Gas จะมีราคาสูงกว่าสัญญาฉบับอื่นอย่างชัดเจน โดยเฉพาะกรณีที่ดัชนี JCC มีราคาสูงกว่าจุดหักมุม (kink point) ที่ 70 ถึง 77 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู แต่กรณีที่ราคาดัชนี JCC ต่ำกว่าจุด kink point ราคาของสัญญาที่อ้างอิงราคาน้ำมัน และสัญญาในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาก๊าซและน้ำมันและมีจุดหักมุม จะไม่แตกต่างกันมากนักเนื่องจากไม่มีการนำดัชนี HH ถ่วงน้ำหนัก ดังนั้นการนำดัชนี HH ถ่วงน้ำหนักสามารถช่วยลดความผันผวนของราคาได้เมื่อราคาน้ำมันสูงกว่าจุด kink point
3. ประเทศไทยสามารถพิจารณากำหนดรูปแบบสมการในการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark ได้ 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) โดยจากการวิเคราะห์ข้อดีและข้อเสียของสมการดังกล่าวพบว่า สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน มีการใช้งานอย่างแพร่หลายและเป็นที่ยอมรับของผู้นำเข้าและผู้ส่งออก แต่ไม่ได้สะท้อนตลาดของก๊าซตามหลัก Demand - Supply สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ เป็นการกำหนดราคา LNG ที่สะท้อน Demand - Supply ในตลาดก๊าซธรรมชาติ แต่มีราคาผันผวนเนื่องจากผู้ส่งออกที่ใช้สมการดังกล่าวส่วนใหญ่อยู่ในทวีปอเมริกาซึ่งมีจำนวนน้อยกว่าแหล่งผลิตอื่น ๆ ส่วนสมการรูปแบบ Hybrid เป็นรูปแบบที่สามารถบริหารความเสี่ยงระหว่างราคาน้ำมันและราคาก๊าซธรรมชาติได้ดี ทั้งนี้ การประกาศหลักเกณฑ์ทางเลือกการกำหนดราคา LNG Benchmark ของประเทศไทยเป็นการประกาศในลักษณะ (1) เป็น Guideline สำหรับ Shippers ในการจัดหาสัญญาเพื่อนำมาเสนอหน่วยงานที่มีอำนาจพิจารณา (2) เป็น Upper Limit ของ slopes ในสูตรการจัดหา LNG ซึ่ง Shippers ต้องเสนอ slopes ในสัญญาที่ต่ำกว่า (3) สามารถจัดหาได้ทั้ง 3 รูปแบบ คือ Oil-Linked Gas-Linked และ Hybrid (4) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงจนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (5) มีการเปิด เงื่อนไข take or pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (6) หลีกเลี่ยงการประกาศหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ที่มีรายละเอียดทั้งหมดสู่สาธารณะ เนื่องจากอาจมีผลกระทบต่อการเจรจากับผู้ค้าทำให้สูญเสียอำนาจการต่อรองได้
4. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 กกพ. ได้พิจารณาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ โดยมีความเห็นให้ Shipper พิจารณาจัดหาสัญญาระยะกลางและสัญญาระยะยาวให้เหมาะสมกับโรงไฟฟ้าของตน เพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าให้น้อยที่สุด และเป็นไปตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2564 กกพ. ได้ปรับปรุงหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ Brent หรือ JCC คือ PLNG = A x [Oil Marker] + B โดยเป็น Linear หรือ S-Curve (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ HH คือ PLNG = C x HH + D โดยเป็น Linear หรือ S-Curve และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม คือ PLNG = A x [Oil Marker] + B กรณี Oil Marker 70 $/barrelหรือ PLNG = 50%(A x [Oil Marker] + B) + 50%(C x HH + D) กรณี Oil Marker > 70$/barrel โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) การทำสัญญาเป็นแบบ Sales & Purchase Agreement (SPA) ในระยะสัญญาระยะกลาง-ระยะยาวที่เหมาะสม โดยหมายถึงระยะเวลาสัญญามากกว่า 5 ปีขึ้นไป (2) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงจนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (3) ผู้นำเข้าจะต้องมีการเปิดเงื่อนไข take-or-pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (4) เนื่องจากตลาด LNG ในระยะนี้มีความผันผวนและมีแนวโน้มเข้าสู่ภาวะตลาดของผู้ขาย (Seller’s Market) หากไม่สามารถจัดหา LNG โดยหลักเกณฑ์ราคานำเข้าดังกล่าวได้ ให้นำเสนอหลักเกณฑ์ราคาที่ดีที่สุดเพื่อให้พิจารณา
5. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 สนพ. และสำนักงาน กกพ. ได้นำเสนอคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เพื่อพิจารณาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ และสมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบในหลักการการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market โดยมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีข้อเสนอการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market สำหรับสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ Brent หรือ JCC คือ PLNG = A x [Oil Marker] + B โดยเป็น Linear หรือ S-Curve (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ HH คือ PLNG = C x HH + D โดยเป็น Linear หรือ S-Curve และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม คือ PLNG = A x [Oil Marker] + B กรณี Oil Marker 70 $/barrel หรือ PLNG = 50%(A x [Oil Marker] + B) + 50%(C x HH + D) กรณี Oil Marker > 70$/barrelโดย PLNG คือ ราคานำเข้า LNG มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู A คือ Oil Marker Slopes สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx Oil Marker คือ ดัชนี JCC หรือ Brent เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4 B คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา HH คือ ดัชนี Henry Hub เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4 C คือ HH Factor สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx และ D คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) การทำสัญญาเป็นแบบ Sales & Purchase Agreement (SPA) ในระยะสัญญาระยะกลางและ/หรือระยะยาวที่เหมาะสม โดยหมายถึงระยะเวลาสัญญาตั้งแต่ 5 ปีขึ้นไป (2) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงจนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (3) ผู้นำเข้าจะต้องมีการเปิดเงื่อนไข take or pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (4) เนื่องจากตลาด LNG ในระยะนี้มีความผันผวนและมีแนวโน้มเข้าสู่ภาวะ Seller’s Market หากไม่สามารถจัดหา LNG โดยหลักเกณฑ์ราคานำเข้าดังกล่าวได้ ให้นำเสนอหลักเกณฑ์ราคาที่ดีที่สุดต่อ กบง. พิจารณา
7. การประเมินผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยกำหนดสมมติฐานการนำเข้า LNG มาใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้า 2 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำเข้า จำนวน 1.8 ล้านตันต่อปี และ Shipper รายใหม่ นำเข้าจำนวน 0.5 ล้านตันต่อปี โดยมีการส่งผ่านค่าไฟฟ้าผ่านค่า Ft และมีการปรับค่าสะสมที่เกิดขึ้นจากผลต่างระหว่างค่า Ft ที่คำนวณได้กับค่า Ft ที่เก็บจริง (Accumulate Factor: AF) ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์กระทบต่อค่า Ft เฉลี่ยตั้งแต่ปี 2558 ถึงปี 2564 พบว่า การนำเข้า LNG ตามสูตรราคาในรูปแบบ Hybrid มีผลกระทบต่อค่า Ft ไม่มากนัก โดยทำให้ค่า Ft เฉลี่ยเพิ่มขึ้น 0.78 สตางค์ต่อหน่วย เมื่อเทียบกับสัญญาเดิม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (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) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market ต่อไป
เรื่องที่ 4 สถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณ และการทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล ต่อมา เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 ถึงปี 2566 และได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 ถึงปี 2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้ ชธ. และ ปตท. เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาทบทวน รวมทั้งมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 คือ กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) และกลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) สำหรับสัญญาซื้อและขายก๊าซใหม่ (New Demand) และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าของผู้ประกอบการกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รวมทั้งกำกับดูแลต่อไป
2. การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณมีการดำเนินการ ดังนี้ เมื่อวันที่30 พฤษภาคม 2559 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ได้แก่ กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ และบงกช ตามที่ ชธ. เสนอ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไปล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ต่อมา เมื่อวันที่ 24 เมษายน 2561 กระทรวงพลังงานออกประกาศเชิญชวนให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอ (Invitation for Proposal: IFP) ข้อกำหนด หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการยื่นคำขอการพิจารณาและการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 (กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ) โดยต่อมา เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2561 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติให้ บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (PTTEP ED) ร่วมกับ บริษัท เอ็มพี จี2 (ประเทศไทย) จำกัด เป็นผู้ได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตในกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ (แปลง G1/61) ตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน โดยคำแนะนำของคณะกรรมการปิโตรเลียม และเมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2562 มีการลงนามในสัญญาแบ่งปันผลผลิตระหว่างกระทรวงพลังงานและผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต ซึ่งตามประกาศเชิญชวนและสัญญาแบ่งปันผลผลิตดังกล่าวระบุให้ผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตมีหน้าที่ผลิตและขายก๊าซธรรมชาติให้ได้ปริมาณขั้นต่ำ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ตั้งแต่วันที่ 24 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2575 โดยกระทรวงพลังงานคาดหวังให้ผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตดำเนินการต่าง ๆ ในช่วงเตรียมการ ซึ่งกิจกรรมหนึ่งคือการเจรจาข้อตกลงการเข้าพื้นที่กับผู้รับสัมปทานเพื่อดำเนินการติดตั้งแท่นหลุมผลิตและเจาะหลุมผลิตในช่วงเตรียมการ ซึ่งหมายถึงระยะเวลาตั้งแต่ลงนามสัญญาแบ่งปันผลผลิต จนถึงวันที่ 23 เมษายน 2565 อันเป็นเวลาสิ้นสุดสัมปทาน โดยมีเป้าหมายให้ได้ข้อตกลงเข้าพื้นที่ภายในเดือนพฤษภาคม 2562
3. ชธ. ได้กำกับการดำเนินงานระหว่างผู้รับสัมปทานและผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตในช่วงเปลี่ยนผ่านอย่างใกล้ชิด โดยผู้รับสัมปทานและผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตได้มีการเจรจาอย่างต่อเนื่อง และได้เห็นร่วมกันในการแบ่งข้อตกลงการเข้าพื้นที่เป็น 2 ฉบับ โดยเมื่อวันที่ 7 สิงหาคม 2562 ได้ลงนามข้อตกลงการเข้าพื้นที่ระยะที่ 1 ซึ่งมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2562 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2564 ทั้งสองฝ่ายเพิ่งจะสามารถบรรลุและลงนามในข้อตกลงการเข้าพื้นที่ระยะที่ 2 (Site Access Agreement: SAA2) พร้อมข้อตกลงการเข้าพื้นที่เพื่อดำเนินกิจกรรมการรื้อถอนสิ่งติดตั้ง (Asset Retirement Access Agreement: ARAA) และข้อตกลงการถ่ายโอนการดำเนินงาน (Operations Transfer Agreement: OTA) ร่วมกัน ส่งผลให้จนถึงปัจจุบันผู้รับสัญญายังไม่ได้เข้าพื้นที่เพื่อติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุม ซึ่งจากความล่าช้าดังกล่าวคาดว่าจะส่งผลให้ความสามารถในการผลิตก๊าซธรรมชาติจากกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณในช่วงต้นสัญญาแบ่งปันผลผลิตต่ำกว่า 800 MMSCFD
4. การคาดการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณไตรมาสที่ 1 ปี 2565 ซึ่งเป็นช่วงท้ายของสัมปทาน คาดว่ากำลังการผลิตจะมีแนวโน้มลดลง ทั้งนี้ จากการคาดการณ์ของบริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด ณ เดือนตุลาคม 2564 พบว่า ระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ณ สิ้นอายุสัมปทาน (Exit Rate) อาจอยู่ที่ประมาณ 425 MMSCFD ถึง 500 MMSCFD โดยกรณีที่ผู้รับสัญญาสามารถติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมหลังจากวันที่ 24 เมษายน 2565 เป็นต้นไป จะทำให้อัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนเมษายน 2566 อยู่ที่ประมาณ 210 MMSCFD และจะค่อย ๆ เพิ่มอัตราการผลิตขึ้นจนถึง 800 MMSCFD ภายในเดือนเมษายน 2567 รวมระยะเวลาความไม่ต่อเนื่องในการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณประมาณ 24 เดือน ทั้งนี้ ปตท. ได้มีแนวทางบริหารจัดการลดผลกระทบจากความไม่ต่อเนื่องดังกล่าวเบื้องต้น ดังนี้ แนวทางที่ 1 จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซที่มีศักยภาพ ได้แก่ (1) แหล่งอาทิตย์ ปริมาณ 63 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2567 โดยได้เสนอคณะกรรมการปิโตรเลียมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 (2) แปลง B8/32 ปริมาณ 16 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนพฤษภาคม 2568 โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามในการกำหนดราคาก๊าซเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2564 (3) พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) แปลง B-17&C-19 และแปลง B-17-01 ปริมาณ 33 MMSCFD ระยะเวลาเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2572 และแปลง A-18 ปริมาณ 50 MMSCFD ระยะเวลาปี 2565 โดยอยู่ระหว่างการเจรจากับผู้ขายเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และแนวทางที่ 2 เรียกรับก๊าซธรรมชาติเต็มความสามารถตามสัญญาซื้อขายก๊าซ โดยคาดว่าจะเรียกรับได้เฉลี่ยประมาณ 100 MMSCFD ในปี 2565 ทั้งนี้ ในปี 2565 ถึงปี 2567 คาดว่าปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณจะอยู่ที่เฉลี่ยประมาณ 314 393 และ 753 MMSCFD ตามลำดับ อย่างไรก็ตาม คาดว่ายังมีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG เพื่อชดเชยก๊าซธรรมชาติที่หายไปในช่วงดังกล่าวอีกประมาณ 1.8 0.7 และ 0.1 ล้านตัน ตามลำดับ
5. การทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 ถึงปี 2567 คาดการณ์ ณ เดือนพฤศจิกายน 2564 ประกอบด้วย 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ถึงปี 2567 อยู่ที่ประมาณ 4,446 4,679 และ 4,783 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ สูงขึ้นจากคาดการณ์เดิมที่เสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 ร้อยละ 0.64 และ 3.67 ตามลำดับ จากสภาพเศรษฐกิจฟื้นตัวจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ดีขึ้น โดยเพิ่มขึ้นจากภาคการใช้ไฟฟ้า ทั้งโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในขณะที่ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง และโรงแยกก๊าซธรรมชาติลดลง ส่วนที่ 2 ปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ถึงปี 2567 พิจารณาจากสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน จากแหล่งก๊าซในประเทศทั้งแหล่งในอ่าวไทยและแหล่งบนบก การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศเมียนมา และการนำเข้า LNG ตามสัญญาระยะยาวจำนวน 4 สัญญา ส่วนแหล่งเอราวัณพิจารณาจากอัตราการผลิตที่คาดว่าจะเกิดขึ้นจริง และปริมาณก๊าซจากสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งที่มีศักยภาพ และการเรียกรับก๊าซธรรมชาติเต็มความสามารถการผลิตเพื่อชดเชยก๊าซที่หายไป สรุปปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ถึงปี 2567 อยู่ที่ประมาณ 3,810 3,942 และ 4,067 พันล้านบีทียูต่อวันตามลำดับ ลดลงจากคาดการณ์เดิมประมาณ 353 และ 127 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ และส่วนที่ 3 ความสามารถในการนำเข้า LNG พิจารณาจากข้อมูลคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและการจัดหาก๊าซธรรมชาติ พบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG ปี 2565 ถึงปี 2567 เท่ากับ 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ แบ่งเป็นปริมาณ LNG ที่นำเข้าเพื่อชดเชยการจัดหาจากแหล่งเอราวัณ จำนวน 1.8 0.7 และ 0.1 ล้านตัน ตามลำดับ และการนำเข้า LNG เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 อีก 2.7 4.5 และ 4.9 ล้านตัน ตามลำดับ
6. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 ชธ. ได้นำเสนอคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เพื่อทราบผลการทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2565 เป็น 4.5 ล้านตัน โดยเป็นการจัดหา LNG ทดแทนการผลิตก๊าซธรรมชาติของกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 จาก 1.74 ล้านตัน เป็น 2.7 ล้านตัน โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติรับทราบปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 ตามที่ ชธ. เสนอ และให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปี 2565 - 2567 รวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาทบทวน
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 - 2567 และกำกับดูแลต่อไป
เรื่องที่ 5 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บท ต่อมา สนพ. ได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 เสนอต่อ กบง. พิจารณา โดยเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น รวมทั้งกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ และต่อมา เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติรับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว ทั้งนี้ แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นจะสิ้นสุดในปี 2564 สนพ. จึงได้จัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574 โดยผ่านกระบวนการรับฟังและแลกเปลี่ยนความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกภาคส่วน และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) โดยเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2564 คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
2. ร่างแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้
2.1 วิสัยทัศน์และเป้าหมายภาพรวม (Vision & Goal) โดยวิสัยทัศน์ คือ ส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่าง ๆ และการจัดการทรัพยากรในระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่จำเป็น รองรับการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบโครงข่ายไฟฟ้ายุคใหม่อย่างมีประสิทธิภาพและเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม เป้าหมายภาพรวมแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ได้แก่ เป้าหมายระยะสั้น 1 – 5 ปี เป็นการเตรียมความพร้อมและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่าง ๆ ที่จำเป็น และนำร่องการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์ (Distributed energy resources: DER) ในรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่เริ่มส่งผลต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า และเป้าหมายระยะปานกลาง 6 – 10 ปี เป็นการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน และเร่งการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์อย่างเต็มรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่ส่งผลอย่างมีนัยสำคัญต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า
2.2 เป้าหมายสำคัญ (Key Milestone) แบ่งเป็น 4 ระยะ ได้แก่ ระยะ 1 – 2 ปี เป็นระยะเร่งด่วนที่ต้องเร่งดำเนินการ ระยะ 3 – 5 ปี เป็นระยะสั้นของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะ 6 – 10 ปี เป็นระยะยาวของแผนการขับเคลื่อนฯ และระยะมากกว่า 10 ปี เป็นมุมมองที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในระยะต่อไป โดยแบ่งเป้าหมายสำคัญเป็น 5 เสาหลัก และแผนอำนวยการสนับสนุน ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการสั่งการและใช้งานการตอบสนองด้านโหลดแบบกึ่งอัตโนมัติ (Semi-Auto DR) และแบบอัตโนมัติ (Auto DR) ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท สามารถทดแทนผลิตภัณฑ์ในระบบไฟฟ้าได้หลากหลายในเชิงพาณิชย์ และครอบคลุมทุกรูปแบบการให้บริการ (Grid Service) โดยจะกำหนดเป้าหมายการตอบสนองด้านโหลดลงในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) (2) เสาหลักที่ 2 การพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ครอบคลุมทั้งโรงไฟฟ้า SPP VSSP รวมถึง Prosumer-Aggregator (3) เสาหลักที่ 3 ระบบไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (Microgrid & Prosumer) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานพลังงานหมุนเวียนสำหรับไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (RE base Microgrid / Prosumer) เชิงพาณิชย์ที่เป็นการดำเนินการปกติ และไมโครกริดสามารถช่วยในการบริหารจัดการโครงข่ายไฟฟ้าที่มีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนสูง (High %RE Penetration) (4) เสาหลักที่ 4 ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานในทุกรูปแบบการบริการของระบบกักเก็บพลังงานที่เกี่ยวข้องกับโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศไทย รวมถึงมาตรการส่งเสริมรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ ของ ESS (5) เสาหลักที่ 5 การบูรณาการยานยนต์ไฟฟ้า (EV Integration) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าที่มีการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าแบบ V1G และ V2X ครอบคลุมผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าทุกประเภทตามแผนการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน เป้าหมายสำคัญ คือ ช่วยสนับสนุนคู่ขนาน 5 เสาหลัก รวมถึงพัฒนาเทคโนโลยีสมัยใหม่เพื่อสนับสนุนงาน Smart Grid และพัฒนาให้เกิดรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ โดยมีแผนกลยุทธ์การดำเนินงาน (Strategic Plan) ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ ด้านนโยบาย ด้านกฎระเบียบข้อบังคับ และด้านเทคนิค
2.3 แผนการดำเนินกิจกรรม/โครงการ (Action Plan Projects) ภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ประกอบด้วย สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ซึ่งมีจำนวนกิจกรรม/โครงการรวมทั้งสิ้น 71 กิจกรรม/โครงการ ประมาณการกรอบงบประมาณรวมทั้งสิ้น 415,610 ล้านบาท สรุปได้ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 DR & EMS จำนวน 17 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 48,380 ล้านบาท (2) เสาหลักที่ 2 RE Forecast จำนวน 8 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 160 ล้านบาท (3) เสาหลักที่ 3 Microgrid & Prosumer จำนวน 13 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 80,256 ล้านบาท (4) เสาหลักที่ 4 ESS จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 196,980 ล้านบาท (5) เสาหลักที่ 5 EV Integration จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 3,800 ล้านบาท และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน จำนวน 9 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 86,034 ล้านบาท
2.4 ความมุ่งหมายของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ประกอบด้วย 3 ด้านหลัก ดังนี้(1) ด้านการบริหารการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย จะทำให้เกิดการบูรณาการร่วมกันของทุกภาคส่วน และมีกลไกในการติดตามการพัฒนาอย่างเป็นระบบ (2) ด้านการเตรียมความพร้อมด้านเทคโนโลยีและโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านทางด้านพลังงานให้สามารถรองรับการพัฒนาประเทศและเป้าหมายของแผนต่าง ๆ อย่างครบถ้วน ทั้งการใช้งานเทคโนโลยีสมัยใหม่ หรือธุรกิจรูปแบบใหม่ รวมถึงการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานร่วมกับภาคส่วนกิจการอื่น ๆ (3) ด้านการพัฒนาโอกาสทางธุรกิจภาคเอกชนและศักยภาพการพัฒนาเทคโนโลยีและความมีส่วนร่วมของหน่วยงานและบุคลากร รวมถึงผู้ใช้ไฟฟ้าภายในประเทศ ให้มีส่วนร่วมและเห็นทิศทางการเปลี่ยนผ่านในส่วนของกิจการไฟฟ้า เกิดการสร้างโอกาสในการพัฒนาเศรษฐกิจ อุตสาหกรรม นวัตกรรม รวมถึงโอกาสทางธุรกิจภาคเอกชนและศักยภาพการพัฒนาเทคโนโลยีของหน่วยงานและบุคลากรภายในประเทศ
3. การวิเคราะห์กรอบงบประมาณและความคุ้มค่าของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้
3.1 กรอบงบประมาณของกิจกรรม/โครงการ ภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง จำนวน 415,610 ล้านบาท แบ่งออกเป็นกลุ่มกิจกรรมหลัก 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) งบดำเนินงาน ประมาณ 2,359 ล้านบาท (2) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน ประมาณ 146,980 ล้านบาท และ (3) โครงการลงทุน ประมาณ 266,271 ล้านบาท ทั้งนี้ กรอบงบประมาณส่วนใหญ่ประมาณ 413,251 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 99.4 เป็นงบดำเนินการของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ทั้งการพัฒนาระบบและโครงสร้างพื้นฐาน รวมถึงโครงการลงทุนขนาดใหญ่ โดยมีงบประมาณสำหรับการผลักดันและขับเคลื่อนการดำเนินงานภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง เพียง 2,359 ล้านบาทเท่านั้น
3.2 ผลประโยชน์ภาพรวมของประเทศในการจัดทำแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ในมิติของความสมดุลด้านพลังงาน (Energy Trilemma) มีความสอดคล้องกับหลักการเสริมสร้างความยั่งยืนตามยุทธศาสตร์ของประเทศ 3 ด้าน ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคง ทำให้เกิดความมั่นคงทางพลังงานจากการผลิตและใช้พลังงานภายในประเทศ และการใช้โครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานแบบกระจายศูนย์เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นให้กับระบบไฟฟ้า (2) ด้านความมั่งคั่ง ทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศลดลง หลีกเลี่ยงการลงทุนที่ไม่จำเป็น ภาคผู้ใช้ไฟฟ้ามีโอกาสลดต้นทุนค่าไฟฟ้าของตนเองและเกิดการสร้างรายได้ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถของผู้ใช้ไฟฟ้า เกิดการลงทุนในประเทศ การเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ เกิดการจ้างงานในประเทศ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันทั้งด้านการส่งออกและการลงทุนต่าง ๆ ในประเทศ และ (3) ด้านความยั่งยืน ทำให้สามารถรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปริมาณสูง และสนับสนุนการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์โดยใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาด
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นดังนี้ (1) เห็นควรให้นำกิจกรรม/โครงการ รวมถึงงบประมาณของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง เสนอต่อคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า เพื่อให้คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ พิจารณากำหนดกิจกรรม/โครงการ รวมถึงกรอบงบประมาณดังกล่าวไว้ในแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เพื่อให้เกิดการบูรณาการแผนการลงทุนของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งให้เกิดประโยชน์สูงสุด ไม่เป็นการลงทุนที่ซ้ำซ้อน และไม่เป็นภาระต้นทุนส่วนเกินต่อประชาชน (2) เห็นควรให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการ Smart Grid ดำเนินการติดตามและขับเคลื่อนการดำเนินงานให้เป็นไปตามกรอบเป้าหมายสำคัญของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลางในแต่ละระยะตามที่กำหนดไว้ และ (3) เห็นควรมอบหมายให้คณะอนุกรรมการ Smart Grid สามารถพิจารณาทบทวนรายละเอียดโครงการ/กิจกรรม รวมถึงกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ได้ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ในอนาคต แต่ยังคงเป็นไปตามเป้าหมายสำคัญที่กำหนดไว้ ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง อย่างมีนัยสำคัญ ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอนุมัติต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลางพ.ศ. 2565 – 2574 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินงานตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ดำเนินการติดตามและขับเคลื่อนการดำเนินงานให้เป็นไปตามกรอบเป้าหมายสำคัญ (Milestone) ในแต่ละระยะของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลางตามที่กำหนดไว้
2. เห็นชอบให้นำกิจกรรม/โครงการ รวมถึงงบประมาณของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง นำเสนอต่อคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) เพื่อให้คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ พิจารณากำหนดกิจกรรม/โครงการ รวมถึงกรอบงบประมาณดังกล่าวไว้ในแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง
3. มอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) สามารถพิจารณาทบทวนรายละเอียดโครงการ/กิจกรรม รวมถึงกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ได้ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ในอนาคต แต่ยังคงเป็นไปตามเป้าหมายสำคัญที่กำหนดไว้ ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลางอย่างมีนัยสำคัญ ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) จาก 9,000 เมกะวัตต์ (MW) เป็น 10,500 MW ตามผลการหารือในที่ประชุมที่เห็นว่าข้อเสนอการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU จาก 9,000 MW เป็น 9,500 MW ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอนั้น จะสนับสนุนการบรรลุเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 ของประเทศไทยได้อย่างจำกัด และครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการแค่บางส่วน ดังนั้น ที่ประชุมจึงได้พิจารณาข้อเสนอเดิมที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เคยเสนอในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เป็น 10,500 MW โดยข้อเสนอดังกล่าวได้พิจารณาครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการกับ สปป. ลาว ทั้งหมด และสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป. ลาว ซึ่งจะเป็นการปิดความเสี่ยงในการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ในอนาคต และรักษาความสัมพันธ์อันดีกับประเทศเพื่อนบ้าน นอกจากนี้ ไฟฟ้าจากพลังน้ำมีต้นทุนต่ำกว่าพลังงานสะอาดประเภทอื่น ซึ่งจะเป็นเครื่องมือสำคัญในการควบคุมอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศในอนาคตเมื่อประเทศไทยมีระดับการใช้พลังงานสะอาดเพิ่มสูงขึ้น ทั้งนี้ การขยายกรอบดังกล่าวยังอยู่ภายใต้กรอบความมั่นคงทางพลังงาน ที่กำหนดให้รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศใดประเทศหนึ่งได้ไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังการผลิตทั้งหมดในระบบ
2. กระทรวงพลังงาน โดยคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (ฝ่ายไทย) จะดำเนินการหารือร่วมกับคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (ฝ่าย สปป. ลาว) เพื่อให้ได้ข้อสรุปในรายละเอียดการขยายกรอบ MOU ทั้งด้านปริมาณและเนื้อหาสาระใน MOU ที่เห็นพ้องร่วมกันทั้ง 2 ฝ่าย และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานลงนามใน MOU ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง.ครั้งที่ 14/2564 (ครั้งที่ 36) วันพุธที่ 24 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 14/2564 (ครั้งที่ 36)
วันพุธที่ 24 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
1. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณา เรื่อง มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น และได้มีมติ ดังนี้ (1) มอบสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก 1.00 บาทต่อลิตร เป็น 0.01 บาทต่อลิตร (2) ปรับลดสัดส่วนผสมขั้นต่ำของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา เป็นร้อยละ 6 โดยปริมาตร และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. รวมทั้งมอบหมายให้ สกนช. นำเสนอ กบน. ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา โดยให้ส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เท่ากับ 0.25 บาทต่อลิตร (3) เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงของฝ่ายเลขานุการฯ (4) เห็นชอบค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดเท่ากับ 1.40 บาทต่อลิตร (5) มอบหมายให้ สกนช. ติดตามและกำกับให้ค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดอยู่ในช่วง 1.40 บาทต่อลิตร โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯในการบริการจัดการอัตราเงินกองทุน และ (6) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามการดำเนินมาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และจัดทำแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะยาวนำเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2564 กบง. ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยกำหนดให้สัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นไปตามสัดส่วนการผสมตามปกติ ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 เป็นต้นไป และกำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา อยู่ที่ 0.15 บาทต่อลิตร ส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 0.25 บาทต่อลิตร รวมทั้งคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (2) เห็นชอบแนวทางดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบดังกล่าว จากการใช้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร หรือที่ราคาน้ำมันดิบดูไบไม่เกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ที่มีอยู่ในปัจจุบัน รวมถึงกู้ยืมเงินในวงเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกดังกล่าว ทั้งนี้ กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบเกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล หรือสถานภาพกองทุนน้ำมันฯ ไม่เพียงพอที่จะรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตรแล้ว ให้ประสานกระทรวงการคลังเพื่อปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตเป็นลำดับต่อไป (3) มอบ ธพ. ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. และ (4) มอบฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน สกนช. นำเสนอ กบน. พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ส่วนต่างราคาขายปลีก และค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลเป็นไปตามที่กำหนด โดยต่อมา เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้ปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตา ในอัตรา 0.005 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 1 ปี และอัตรา 0.05 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 2 ปี ถัดไป
3. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 สหพันธ์การขนส่งทางบกแห่งประเทศไทย ได้ยื่นหนังสือต่อกระทรวงพลังงานโดยมีข้อเรียกร้องในการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้ (1) ตรึงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 25 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 1 ปี (2) ลดภาษีสรรพสามิตลง 5 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 1 ปี (3) ยกเลิกการนำไบโอดีเซลมาผสมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นเวลา 1 ปี และ (4) ปรับโครงสร้างราคาน้ำมันให้เป็นธรรม โดยลดราคาหน้าโรงกลั่น งดจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนต่างๆ และลดค่าการตลาด ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้หารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อบรรเทาความเดือดร้อนของประชาชนจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยมีข้อสรุป ดังนี้ (1) มาตรการบรรเทาผลกระทบในช่วงเดือนธันวาคม 2564 ถึงมีนาคม 2565 ปรับลดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากเดิมมีการผสมอยู่ 3 สัดส่วน คือ ร้อยละ 7 (บี7) ร้อยละ 10 (บี10) และร้อยละ 20 (บี20) ให้มีสัดส่วนผสมเดียว คือ ร้อยละ 7 (บี7) และขอให้ผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร และ (2) แนวทางดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบ โดยให้ ธพ. ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. ใหม่ ที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซลร้อยละ 7 และให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ โดยการดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว ประกอบกับการคาดการณ์ราคาน้ำมันดิบดูไบเดือนธันวาคม 2564 มกราคม 2565 กุมภาพันธ์ 2565 และมีนาคม 2565 ที่คาดว่าจะมีแนวโน้มลดลงอยู่ในระดับ 79.71 78.53 77.71 และ 76.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับจะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ลดลงจากปัจจุบันซึ่งอยู่ที่ระดับ 28.84 บาทต่อลิตร มาอยู่ที่ระดับ 28.07 27.99 27.95 และ 27.92 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2564 ถึง 31 มีนาคม 2565 ดังนี้
1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 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) ขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง คงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
2. มอบหมายกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. ….
3. มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น
4. มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน สกนช. นำเสนอ กบน. ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุน เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
5. มอบหมายกระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) นำเสนอมาตรการส่งเสริมการส่งออกน้ำมันปาล์มดิบแก่ กนป. เพื่อพิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 13/2564 (ครั้งที่ 35) วันพฤหัสบดีที่ 11 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 13/2564 (ครั้งที่ 35)
วันพฤหัสบดีที่ 11 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
1. การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
2. การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
3. โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ได้กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยประกอบไปด้วย 5 องค์ประกอบดังนี้ (1.1) Pool Gas หรือ ราคาก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิต (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา แหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนก๊าซธรรมชาติเหลว(Liquefied Natural Gas ; LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่น ๆ ในอนาคต (1.2) อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติประกอบด้วยค่าใช้จ่ายสำหรับในการจัดหาและค้าส่งก๊าซฯรวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซฯ การส่งก๊าซฯ ให้ได้ตามปริมาณที่กำหนดภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้จัดหาก๊าซฯ และผู้ผลิตก๊าซฯ และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้จำหน่ายก๊าซฯ และผู้ใช้ก๊าซฯ รวมถึงความเสี่ยงอื่นๆ (1.3) อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับระบบท่อนอกชายฝั่งที่ระยอง (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) (1.4)อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge และ (1.5) ค่าดำเนินการ หรือ ค่าใช้จ่ายในส่วนของการลงทุนและค่าใช้จ่ายสถานีก๊าซ NGV ทั้ง 3 ประเภท (สถานีแม่ สถานีลูก และสถานีแนวท่อ) + ค่าขนส่งภายในรัศมี 50 กิโลเมตร และค่าใช้จ่ายการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ และตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ได้กำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ NGV อ้างอิงกับราคาน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ดังนี้ ราคาขายปลีก NGV เท่ากับ X% (ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 + ค่าขนส่ง)โดยที่ X เท่ากับ ร้อยละ 75 และราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10ในเขตกรุงเทพฯ ประกาศโดย PTTOR และ ค่าขนส่ง คือ ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพฯ กับภูมิภาคทั้งนี้ ราคาขายปลีก NGV ไม่รวมภาษีบำรุงท้องถิ่น ทั้งนี้ มอบสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) นำเสนอกพช. ต่อไป เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลในขณะนั้นยังไม่มีความเหมาะสม จึงได้คงหลักเกณฑ์เดิมต่อไปก่อน
2. จากสถานการณ์ราคา LNG ซึ่งเป็นต้นทุนของก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้นตั้งแต่ในช่วงไตรมาส 2ปี 2564 จากระดับ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 30 – 40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคายังคงแนวโน้มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องในช่วงไตรมาส 3 และไตรมาส 4 จากราคา LNG สัญญาระยะยาวปรับราคาสูงขึ้นสะท้อนราคาน้ำมันช่วงที่ผ่านมา ประกอบกับเงินบาทที่อ่อนค่าลงมากทำให้มีการปรับเพิ่มราคา LNG รวมทั้งความต้องการสำรอง LNG เพื่อรองรับการใช้พลังงานในช่วงฤดูหนาว และโดยทั่วไปราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในวันนี้จะสะท้อนราคาก๊าซ NGV ในอีก 6 - 12 เดือนถัดไป ซึ่งจากสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงต้นปี 2564 ส่งผลให้ราคาก๊าซ NGV ปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องในไตรมาส 4 ปี 2564 และจากข้อมูลแนวโน้มราคาขายปลีกก๊าซ NGV พบว่าจะปรับตัวสูงขึ้นอย่างมากโดยเฉพาะเดือนพฤศจิกายน 2564ราคาจะปรับสูงขึ้นถึง 18.92 บาทต่อกิโลกรัม และคาดว่าปี 2565 ราคาขายปลีก NGV ยังคงอยู่ในระดับสูงที่15.00 -17.00 บาทต่อกิโลกรัม
3. การช่วยเหลือผู้ใช้ NGV ที่ผ่านมาจากสภาวการณ์ที่ได้เกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (โควิด-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ กบง. ได้มีมติช่วยเหลือดังนี้ (1) รถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถวร่วม บขส. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัมเป็นระยะเวลา 4 เดือน (1 เมษายน ถึง 31 กรกฎาคม 2563) และช่วยราคา NGV ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัมเป็นระยะเวลา 5 เดือน (1 สิงหาคม ถึง 31 ธันวาคม 2563) (2) รถยนต์ทั่วไปคงราคาขายปลีก NGVที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน (16 มีนาคม 2563 ถึง 15 สิงหาคม 2563) ส่วนการช่วยเหลือผู้ใช้ NGV ในปัจจุบัน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บรรเทาผลกระทบจากโรคติดเชื้อโควิด-19 ภายใต้โครงการลมหายใจเดียวกันสำหรับผู้ขับขี่รถแท็กซี่สาธารณะ ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล สามารถซื้อก๊าซ NGVในราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม วงเงินซื้อก๊าซ NGV ที่ได้รับส่วนลดไม่เกิน 10,000 บาทต่อเดือน มีผลตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน - 31 ธันวาคม 2564
4. ข้อเสนอการบรรเทาผลกระทบจากราคา NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้นจากสถานการณ์ราคาก๊าซ NGV ที่มีแนวโน้มปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงและรถโดยสารสาธารณะ เพื่อเป็นการบรรเทาความเดือดร้อนและลดภาระค่าใช้จ่ายจากการเกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโควิด-19 ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท.ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่16 พฤศจิกายน 2564 ไปจนถึงวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ ปตท. จะมีภาระช่วยเหลือประมาณ 485 ล้านบาท(ปริมาณการใช้ก๊าซ NGV 2.8 ล้านกิโลกรัมต่อวัน)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564ไปจนถึงวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน หารือ ปตท. ศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่เหมาะสมก่อนนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 2 การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
สรุปสาระสำคัญ
1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ลงนามสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2538 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซฯ วันที่ 1 สิงหาคม 2541 และลงนามสัญญาซื้อก๊าซฯจากแหล่งเยตากุน เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2540 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซฯ วันที่ 1 เมษายน 2543 ซึ่งทั้งสองสัญญามีเงื่อนไขการซื้อขายแบบ Take or Pay (TOP) กล่าวคือ หากผู้ซื้อรับก๊าซฯ ไม่ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญาฯ ผู้ซื้อจะมีภาระผูกพันต้องจ่ายเงินค่าก๊าซฯ ให้ผู้ขายก๊าซฯ สำหรับปริมาณที่รับขาดไปก่อน ทั้งนี้ผู้ซื้อสามารถเรียกรับก๊าซฯตามปริมาณที่ได้ชำระเงินไปแล้วนั้นคืนในภายหลังโดยไม่ต้องจ่ายเงินอีก (Make up) ต่อมา เนื่องจากผลกระทบจากวิกฤติเศรษฐกิจปี 2540 ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าและก๊าซฯ ลดลงคณะรัฐมนตรีได้มีมติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขยายสัญญาก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรีออกไป 180 วัน และให้ ปตท. ชะลอโครงการก่อสร้างท่อราชบุรี-วังน้อย ส่งผลให้ในช่วงปี 2541 ถึงปี 2544 ปตท. ไม่สามารถรับก๊าซฯ จากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนได้ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญาและต้องจ่ายเงินค่า TOP
2. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2543 มีมติเห็นชอบแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP ดังนี้(1) ให้ ปตท. เป็นแกนกลางเพื่อชำระค่าภาระ TOP โดยการกู้หรือระดมทุน เพื่อชำระค่า TOP ไปก่อน แล้วจึงเรียกเก็บภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจาก กฟผ. และภาครัฐ ซึ่งในส่วนของภาครัฐให้ ปตท. เป็นแกนกลางในการบริหารการจัดสรรภาระดอกเบี้ยส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ และค่าไฟฟ้าต่อไป (2) สัดส่วนของภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นและอยู่ในความรับผิดชอบของ ปตท. และ กฟผ. เท่ากับร้อยละ 11.4 และร้อยละ 12.8ตามลำดับ ซึ่งจะไม่ถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาค่าก๊าซฯ หรือราคาค่าไฟฟ้า (3) ภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในส่วนของภาครัฐในสัดส่วนร้อยละ 75.8 จะถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ โดยการเกลี่ยราคาเท่ากันทุกปีเป็นราคาเท่ากับ 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู และ (4) คณะรัฐมนตรีมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน(สนพ.) หรือ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ในขณะนั้น เป็นแกนกลางในการเร่งรัดและติดตามการดำเนินมาตรการลดขนาดของปัญหา TOP และรายงาน กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ และให้สนพ. กฟผ. และ ปตท. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการบริหารจัดการบัญชี TOP ต่อไป
3. ปตท. เริ่มรับก๊าซฯ Make up ของแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ตั้งแต่ปี 2544 และ2545 ตามลำดับ และ ปตท. ได้ออกพันธบัตรเพื่อจ่ายชำระค่าก๊าซฯ TOP ให้แก่ผู้ผลิตมูลค่า 35,451 ล้านบาทมีภาระดอกเบี้ย TOP ทั้งสิ้น 4,403 ล้านบาท โดยเป็นความรับผิดชอบของ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ 502 564และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ ต่อมาราคาก๊าซฯ Make up ปรับสูงขึ้นโดยตลอด ทำให้เกิดกำไรจากส่วนต่างราคาที่รับ Make up และราคาที่จ่าย TOP ภายหลังจากที่นำกำไรไปหักลดดอกเบี้ยจ่ายพันธบัตรแล้ว ปตท.นำไปหักลดมูลค่าต้นทุน TOP ตามแนวทางที่กำหนดทำให้สามารถหักมูลค่าต้นทุนของ TOP จากทั้งสองแหล่งได้หมดในปี 2555 โดยยังมีเนื้อก๊าซฯ ให้ Make up ได้ต่อไปโดยไม่มีต้นทุน สามารถรับก๊าซฯ TOP ของแหล่งเยตากุนได้หมดในปี 2555 และสามารถรับก๊าซฯ TOP ของแหล่งยาดานาได้หมดในปี 2561 ทำให้เกิดกำไรในบัญชี TOP นับตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นมาจนถึงปี 2561 โดย ปตท. มีการบันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นปัจจุบันสถานะของบัญชี TOP ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีกำไรสะสมประมาณ 13,591 ล้านบาทภาระดอกเบี้ยในส่วนของภาครัฐ 3,338 ล้านบาท ปตท. ส่งผ่านไปในราคาก๊าซฯ (Levelized Price) ในอัตรา0.4645 บาทต่อล้านบีทียู ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2544 จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551 ทั้งนี้ ในงวดสุดท้าย ปตท.เรียกเก็บไว้เกินประมาณ 27.8 ล้านบาท เนื่องจากเก็บตามปริมาณการใช้ก๊าซฯ เต็มเดือนซึ่งมากกว่าปริมาณคงเหลือที่จะต้องเรียกเก็บ ทั้งนี้ ปตท. ได้บันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นให้ในอัตราร้อยละ 5.0807 (ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับการบันทึกดอกเบี้ยจ่าย) จนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีมูลค่าประมาณ 52 ล้านบาท นอกจากนี้ ในปี 2554บริษัท Platts ซึ่งเป็นผู้ประกาศราคาน้ำมันเตา (Fuel Oil) ที่ใช้อ้างอิงในการคำนวณราคาซื้อขายก๊าซฯ ได้ประกาศเปลี่ยนแปลงค่า Conversion Factor จากเดิมเท่ากับ 6.5 BBLs/Metric Ton เป็น 6.35 BBLs/Metric Tonส่งผลให้ ปตท. เกิดข้อโต้แย้งกับผู้ขายก๊าซฯ โดย ปตท. มีภาระต้องชำระเงินค่าก๊าซฯและค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องเพิ่มเติม (จากการเปลี่ยนแปลง Conversion Factor) มูลค่ารวมประมาณ 4,632 ล้านบาท (มูลค่า ณ วันที่ 31ธันวาคม 2563) ทำให้ต้นทุนค่าก๊าซฯ ของ ปตท. เพิ่มขึ้นโดย ปตท. ต้องปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ และได้ดำเนินการชำระไปแล้ว ซึ่งเป็นส่วนที่ไม่สามารถเจรจากับผู้ขายก๊าซฯ ได้และยังไม่สามารถส่งผ่านไปยังราคาเนื้อก๊าซฯ ได้
4. รองนายกรัฐมนตรี และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตรวจสอบบัญชีผลประโยชน์ TOP ซึ่ง กกพ.ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 ได้มีมติรับทราบผลการตรวจสอบรายละเอียดบัญชีผลประโยชน์TOP โดยเห็นควรให้ สนพ. ปตท. และ กฟผ. ซึ่งเป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายจาก กพช. และคณะรัฐมนตรีทำหน้าที่ตรวจสอบความถูกต้องของข้อมูล สำหรับข้อเสนอของ ปตท. ในการนำเงินผลกำไรจากการบริหารจัดการผลประโยชน์บัญชี TOP ไปลดภาระต้นทุนการปรับเปลี่ยน Conversion Factor และภาระดอกเบี้ยที่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ ร่วมกันรับผิดชอบในช่วงปี 2543 ถึงปี 2547 เห็นว่า เรื่องดังกล่าวอยู่นอกเหนืออำนาจการพิจารณาของ กกพ. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และเห็นควรให้ปตท. นำเสนอหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2564 และวันที่ 2 สิงหาคม 2564สนพ. สำนักงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมร่วมกัน โดยมีข้อสรุปดังนี้ (1) สำนักงาน กกพ.ได้ตรวจสอบข้อมูลบัญชีรับจ่ายแล้วแต่ยังขาดข้อมูลที่มาของอัตราดอกเบี้ยในการรับ Make up gas ปี 2544ถึงปี 2548 และอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2543 ถึงปี 2545 (2) สนพ. ขอให้ 4 หน่วยงานช่วยกันหาหลักฐานที่มาของอัตราดอกเบี้ยดังกล่าวหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องว่าสามารถใช้เอกสารใดเทียบเคียงได้บ้าง
5. เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2564 ปตท. ได้นำเสนอความก้าวหน้าประเด็นอัตราดอกเบี้ยบัญชีผลประโยชน์ TOP ต่อ สนพ. โดยสรุปได้ดังนี้ (1) ปตท. ได้รับข้อมูลอัตราดอกเบี้ยเงินฝากออมทรัพย์ ปี 2544ถึงปี 2548 จากธนาคารกรุงไทย เมื่อเดือนสิงหาคม 2564 ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบแล้วพบว่าข้อมูลถูกต้องตรงกับบัญชีรับจ่าย (2) ปตท. รายงานว่า อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2543 ถึงปี 2545 ได้มีระบุในเอกสาร ดังนี้ อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2543 ปรากฏอยู่ในระเบียบวาระการประชุมกพช. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2543 โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 และปี 2543 เท่ากับร้อยละ7.9538 และร้อยละ 7.0090 ตามลำดับ (3) อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2545 อยู่ในรายงานการจัดสรรภาระ Take or Pay ประจำปี 2545 (ตุลาคม 2544 ถึงกันยายน 2545) ซึ่งเป็นรายงานที่มีการเห็นชอบร่วมกันระหว่าง 3 หน่วยงาน (สนพ. กฟผ. และ ปตท.) โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2542 ปี 2543 ปี 2544 และปี 2545 เท่ากับ ร้อยละ 7.9538 7.0090 5.0807 และ 5.0807 ตามลำดับทั้งนี้ ปตท. ได้เสนอหลักการจัดสรรประโยชน์ของบัญชี TOP จำนวนเงิน 13,591 ล้านบาท (ณ วันที่ 31ตุลาคม 2564) ดังนี้ (1) คืนภาระ Conversion Factor ค่า Gas ให้ ปตท. 4,632 ล้านบาท (2) คืนผู้รับภาระดอกเบี้ย Take or Pay ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 502 564 และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับและ (3) คงเหลือคืนภาครัฐ 4,556 ล้านบาท โดยสรุปจำนวนเงินคืนแต่ละหน่วยงาน ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 5,134 564 และ 7,893 ล้านบาท ตามลำดับ
6. เนื่องจากคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 ได้มีมติเฉพาะแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP แต่ไม่ได้กำหนดแนวทางการจัดสรรผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOPซึ่งมีรายได้ในระหว่างการ Make up ก๊าซฯ ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 เป็นจำนวนเงิน 13,591 ล้านบาทดังนั้นฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 จัดสรรประโยชน์ของบัญชี TOP จำนวนเงิน 13,591 ล้านบาท ตามข้อเสนอแนวทางของ ปตท. โดยคืนภาระ ConversionFactor ค่าก๊าซฯ และคืนให้กับผู้รับภาระดอกเบี้ยให้ ปตท. เป็นจำนวนเงิน 5,134 ล้านบาท กฟผ. จำนวนเงิน 564 ล้านบาท และภาครัฐ จำนวนเงิน 7,893 ล้านบาท หรือ แนวทางที่ 2 นำเงินผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOP จำนวน 13,591 ล้านบาท คืนภาครัฐทั้งหมดพร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการนำไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด-19
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการจัดสรรผลประโยชน์ของบัญชี Take or Pay ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564จำนวนเงิน 13,591 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจนถึงวันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)มีมติเห็นชอบให้คืนภาครัฐทั้งหมด โดยนำไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19
2. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน นำเงินผลประโยชน์ของบัญชีTake or Pay ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้า
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเรื่องการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมาเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 มีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยได้เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน(สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ต่อมาคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 ได้เห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 รวมทั้งเห็นชอบกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนขับเคลื่อนฯ และกพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นประกอบด้วย 3 เสาหลัก ได้แก่ (1) การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS)(2) ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) และ (3) ระบบไมโครกริดและระบบกักเก็บพลังงาน (Microgrid & ESS)
2. ประเทศไทยมีการดำเนินโครงการด้านการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response; DR)มาอย่างต่อเนื่อง โดยเป็นการตอบสนองด้านโหลดแบบชั่วคราว (Temporary DR) เพื่อรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน (Emergency DR) ทั้งนี้ ภายใต้แผนขับเคลื่อนฯ ระยะสั้น เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน มีเป้าหมายที่จะพัฒนาธุรกิจด้านการตอบสนองด้านโหลดแบบกึ่งอัตโนมัติ(Semi-auto DR) 350 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2561 – 2564 มุ่งเน้นการพัฒนาให้เกิดเป็นธุรกิจ DR และดำเนินการสั่งเรียก DR แบบถาวร (Permanent DR) โดยจะกำหนดเป้าหมาย DR ให้เป็นส่วนหนึ่งของแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (แผน PDP) เพื่อทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า รวมถึงทดแทนการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลา เพื่อให้เกิดการพัฒนาการใช้งานการตอบสนองด้านโหลดในเชิงพาณิชย์ ซึ่งจะช่วยกระตุ้นเศรษฐกิจ เพิ่มประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้า และสามารถนำการตอบสนองด้านโหลด (DR) มาทดแทนโรงไฟฟ้าในแผน PDP ได้ จำเป็นต้องเริ่มพัฒนากิจกรรมทางธุรกิจเพื่อเตรียมพร้อมในการพัฒนาความสามารถในการรวบรวมโหลดในอนาคต สนพ. จึงเห็นควรดำเนินโครงการการตอบสนองด้านโหลดตามแผนขับเคลื่อนฯในระยะสั้น โดยจัดทำเป็นโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ในช่วงระหว่างปี 2565 - 2566 ในปริมาณเป้าหมาย 50 MW เพื่อไม่ก่อให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชนมากเกินจำเป็นและเป็นการทดสอบนำร่องการใช้งานจริงของโปรแกรม DR ระหว่างการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ก่อนนำไปขยายผลการดำเนินการให้เป็นไปตามเป้าหมายต่อไป
3. สนพ. ได้ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ดำเนินการเตรียมความพร้อมและขับเคลื่อนการดำเนินงานที่เกี่ยวข้องกับการตอบสนองด้านโหลดตามแผนงาน ในช่วงปี 2560-2564 ประกอบด้วย (1) การพัฒนาระบบสมาร์ทมิเตอร์สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าปัจจุบันติดตั้งในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมครอบคลุมในเขต กฟน. แล้ว และจะครอบคลุมในพื้นที่เขต กฟภ. ภายในปี 2566 (2) การจัดตั้งศูนย์ควบคุมการตอบสนองด้านโหลด (Demand ResponseControl Center; DRCC) (3) การนำร่องการสาธิตระบบบริหารจัดการการควบคุมโหลด (Load AggregatorManagement System; LAMS) (4) การศึกษาการพัฒนารูปแบบธุรกิจการตอบสนองด้านโหลดที่เหมาะสมและ (5) การออกแบบรายละเอียดโปรแกรม และแนวทางการกำกับดูแลธุรกิจการตอบสนองด้านโหลด(Demand Response) พร้อมทั้งการพัฒนาเครือข่ายผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีโอกาสเข้าร่วมโครงการ ต่อมาเมื่อวันที่ 2กันยายน 2564 สนพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 (โครงการนำร่องฯ) โดยที่ประชุมเห็นว่า เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน จึงเห็นควรใช้เงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในการดำเนินโครงการนำร่องฯ โดยให้นำเสนอ กพช. พิจารณาแนวทางดังกล่าว เพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 9(8) และมาตรา 64 แห่งพระราชบัญญัติประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
4. สาระสำคัญของโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565-2566 แบ่งเป็น (1) แนวทางการจัดทำโครงการในช่วงนำร่อง รูปแบบโปรแกรม DR ใช้โปรแกรมการตอบสนองในรูปแบบ Firm (CommitCapacity DR Program) เพื่อทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุด กลุ่มผู้เข้าร่วมโครงการ ได้แก่ กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม ที่มีความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐานสมาร์ทมิเตอร์และมีต้นทุนการบริหารจัดการต่ำกว่าผู้ใช้ไฟฟ้ารายเล็ก จัดหาโดยกำหนดราคาและประกาศรับซื้อแหล่งทรัพยากร DR (DR Capacity Purchase) เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ ดำเนินการในช่วงปี 2565 – 2566(2) โครงสร้างการสั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DR) มีศูนย์สั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DRCC) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้รวบรวมโหลด (Load aggregator; LA) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ประกอบด้วย การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค สำหรับระยะนำร่อง โดยแบ่งตามเป้าหมายDR ในสัดส่วนร้อยละ 30 และ 70 ตามลำดับ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการ (DR Participants) เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม (Commercial & Industrial) ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3, 4 และ 5 (3) รายละเอียดของโปรแกรมตอบสนองด้านโหลด (DR Program) แบ่งเป็น โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าส่ง (Wholesale DR)ระหว่าง DRCC กับ LA ชื่อโปรแกรม Peak Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้งไม่เกิน 2 ครั้งต่อวัน และไม่เกิน 6 ครั้งต่อเดือน โดยเรียกขั้นต่ำอย่างน้อย 150 ชั่วโมงต่อปี มีช่วงเวลาการเรียกคือ 13.30-16.30 น. และ 19.30-22.30 น. และโปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าปลีก (Retail DR)ระหว่าง LA กับ DR Participants ชื่อโปรแกรม Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้งไม่เกิน 1 ครั้งต่อวัน และ ไม่เกิน 3 ครั้งต่อเดือน ช่วงเวลาการเรียก 13.30 - 16.30 น. (Afternoon) หรือ19.30 น.- 22.30 น. (Evening) โดยทั้ง 2 โปรแกรม มีการแจ้งเตือนล่วงหน้า 1 วัน (ก่อนเวลา 17.00 น. ของวันก่อนดำเนินมาตรการ) การคำนวณ Base line จากการใช้ไฟฟ้าภายใน 10 วันย้อนหลัง มีระยะเวลาเข้าร่วมโครงการ 12 เดือน (4) แผนงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด นำเสนอ กบง. และ กพช.ในช่วงไตรมาส 4 ของปี 2564 ในปี 2565 ไตรมาส 1 – 2 ลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MOU) พร้อมทั้งจัดทำประกาศการรับซื้อการตอบสนองด้านโหลด ในไตรมาส 3-4 ให้ กฟน. และ กฟภ. เปิดรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการตรวจสอบแหล่งทรัพยากร DR และส่งมอบให้ DRCC ดำเนินโครงการนำร่องฯ (DRCC-LA-ผู้ใช้ไฟฟ้า)ในปี 2566 จากนั้นประเมินผลความสำเร็จเมื่อสิ้นสุดโครงการ
5. รูปแบบการจ่ายผลตอบแทน DR แบ่งออกเป็น 2 ส่วนหลัก ได้แก่ ค่าความพร้อมในการลดการใช้ไฟฟ้า (AP) คือ ค่าตอบแทนแบบคงที่ (Fixed) มีหน่วยเป็น บาท/kW/เดือน ประเมินจากการนำ DRไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าประเภทกังหันก๊าซ (Peaking Plant) และค่าพลังงานไฟฟ้าที่ลดได้ (EP) คือค่าตอบแทนตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดการใช้ไฟฟ้าจริง มีหน่วยเป็น บาท/kWh โดยแปรผันตามต้นทุนต่อหน่วยของโรงไฟฟ้าที่ถูกทดแทนด้วยโปรแกรม DR ในส่วนอัตราผลตอบแทน DR แบ่งเป็น (1) โปรแกรม DR ในระดับค้าส่งระหว่าง DRCC กับ LA ค่า AP เท่ากับ 115.88 บาท/kW/เดือน ค่า EP1 เท่ากับ 3.3256 บาทต่อหน่วย ค่า EP1เท่ากับ 1.6628 บาทต่อหน่วย และ (2) โปรแกรม DR ในระดับค้าปลีกระหว่าง LA กับ DR Participants ค่า APส่งผ่านไปยัง DR Participants เฉลี่ยตามจำนวนผู้เข้าร่วมโปรแกรมทั้งหมด ส่วนค่า EP1 และ EP2 ส่งผ่านไปยังDR Participants ตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดได้จริง โดยอัตราผลตอบแทน DR จำเป็นต้องใช้เงินสนับสนุนรวมประมาณ 100 ล้านบาท สำหรับการดำเนินโครงการนำร่องฯ 50 เมกะวัตต์ ในปี 2565 - 2566
6. การส่งผ่านค่าตอบแทนการตอบสนองด้านโหลด (DR) ในโครงการนำร่องฯ จะเป็นการส่งต่อค่าตอบแทนจาก DRCC ไปยัง LA เพื่อไปกระจายสู่ผลตอบแทนไปสู่ผู้เข้าร่วมโครงการ (DR Participants)โดยตรงตามผลการลดการใช้พลังงานจริง (Performance Rate) ที่ระบุไว้ในสัญญา เนื่องจากในการจัดหาทรัพยากร DR ยังคงเป็นส่วนหนึ่งของกิจกรรมการจัดหาไฟฟ้าของรัฐ และสำหรับแหล่งที่มาของค่าตอบแทน DRให้ใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เนื่องจากในระยะโครงการนำร่องฯ ยังไม่มีการทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้ากังหันก๊าซจริง สำหรับในระยะเชิงพาณิชย์ จะส่งผ่านผลตอบแทนตามกลไกตลาด โดยหากบรรจุการจัดหาทรัพยากร DRเป็นส่วนหนึ่งของแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ค่าใช้จ่ายดังกล่าวจะอยู่ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐานทั้งหมด สำหรับโครงการนำร่องฯ จะยังไม่มีการคิดบทปรับ/ลงโทษ ทั้งในระดับการซื้อขาย DRแบบค้าส่ง และระดับการซื้อขาย DR แบบค้าปลีก
7. ผลประโยชน์โดยภาพรวมที่คาดว่าจะได้รับจากโครงการนำร่องฯ ได้แก่ (1) ทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในช่วง Peak ได้ไม่น้อยกว่า 10.8 ล้านหน่วย (2) ลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้อย่างน้อย3,900 ตันคาร์บอนไดออกไซต์ (tCO2) (3) สร้างรายได้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการรวมประมาณ 100 ล้านบาท(3) ช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนรวม 17.5 ล้านบาท (5) เตรียมความพร้อมและทดสอบระบบให้เกิดความเชื่อมั่นในการเรียกใช้งาน DR ได้อย่างเป็นรูปธรรม เพื่อไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ในอนาคตตามเป้าหมาย DR 350 เมกะวัตต์ ส่วนผลกระทบโดยภาพรวม เนื่องจากในช่วงปี 2565 – 2570 ประเทศไทยยังมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูง และยังไม่ต้องการโรงไฟฟ้าใหม่ การดำเนินโครงการนำร่อง DR อาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในช่วงแรก แต่ยังสามารถใช้ทรัพยากร DR ดังกล่าวลดต้นทุนไฟฟ้าในระยะยาวได้ อย่างไรก็ดีโครงการนำร่อง DR 50 เมกะวัตต์ จะไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า ในปี 2565 - 2566 เนื่องจากใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในระยะเริ่มต้น ทั้งนี้ ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับสำหรับผู้เข้าร่วมโครงการ ประกอบด้วย (1) ได้ค่าตอบแทนจากการลดใช้พลังงานไฟฟ้าในช่วงเวลาที่มีการดำเนินมาตรการ (2) ค่าใช้จ่ายสำหรับค่าไฟฟ้าลดลง จากการลดใช้พลังงานไฟฟ้า (3) เป็นทางเลือกในการบริหารจัดการค่าใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ และ (4) เสริมภาพลักษณ์ทางธุรกิจ (Green Energy Saving)สนับสนุนนโยบายภาครัฐการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก (GHG)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการดำเนินโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป รายละเอียดดังนี้
1. เห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 ตามที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) โดยมีปริมาณเป้าหมายการตอบสนองด้านโหลด 50 เมกะวัตต์
2. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สนพ. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง ร่วมกันขับเคลื่อนโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดให้ประสบผลสำเร็จ โดยให้ดำเนินการตามขั้นตอนเสมือนจริง พร้อมทั้งทำการประเมินผลโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดและรายงานผลต่อ กพช. ทราบเป็นระยะ ๆเพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมขยายผลในระยะต่อไป
3. มอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจัดทำโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 โดยขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97 (4)แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับผลตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดแก่ผู้เข้าร่วมโครงการ พร้อมทั้งค่าใช้จ่ายในการบริหารและติดตามประเมินผลโครงการ
กบง.ครั้งที่ 12/2564 (ครั้งที่ 34) วันจันทร์ที่ 1 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 12/2564 (ครั้งที่ 34)
วันจันทร์ที่ 1 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
สรุปสาระสำคัญ
1. แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) หรือ AEDP 2012 - 2021 กำหนดเป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทเชื้อเพลิงขยะ 400 เมกะวัตต์ และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) กำหนดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทเชื้อเพลิงขยะชุมชนเพิ่มเป็น 500 เมกะวัตต์
2. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะโดยให้ส่วนเพิ่มราคาซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ในอัตรา 2.50 บาทต่อหน่วย และต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้เปลี่ยนรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) โดยเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากขยะ ดังนี้ (1) ขยะ (การจัดการขยะแบบผสมผสาน) กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 1 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 6.34 บาทต่อหน่วย กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 1 แต่ไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 5.82 บาทต่อหน่วย และกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 5.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 20 ปีมี FiT Premium 2 ส่วนคือ สำหรับโครงการกลุ่มเชื้อเพลิงชีวภาพในช่วง 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วย และสำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ (จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อ.จะนะ อ.เทพา อ.สะบ้าย้อย และ อ.นาทวี) อยู่ที่ 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ และ (2) ขยะ (หลุมฝังกลบ) อัตรา FiT อยู่ที่ 5.60 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 10 ปี มี FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ อยู่ที่ 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ
3. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. มีมติให้รับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนโดยไม่ต้องผ่านการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ต่อมาเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติกำหนดวัน SCOD เป็นภายในปี 2562 แต่เนื่องจากมีการออกพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) แก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศตามแนวทางของกระทรวงมหาดไทยที่เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2558 กำหนดวัน SCOD ดังกล่าว จึงได้เลื่อนเป็นภายในปี 2564 ต่อมาคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2559 ลงวันที่ 1 ธันวาคม 2559 (สำหรับ VSPP) โดยได้ประกาศรายชื่อผู้ผ่านการคัดเลือกจำนวน 11 โครงการ และมีกำหนด SCOD ภายในปี 2564
4. ในส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้พิจารณาข้อเสนอขององค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ. นนทบุรี) เกี่ยวกับโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 และผ่านการพิจารณาจากคณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 โดยเห็นชอบให้ อบจ. นนทบุรี ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 และ กพช. มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ 3.66 บาทต่อหน่วย และในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP เป็นการทั่วไป กพช. มีมติเห็นชอบในหลักการดังนี้ (1) กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (2) ส่งเสริมลักษณะ Non-firm (3) อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm (ในปัจจุบันคือ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560) เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทย พิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุน ค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดต่อไป (4) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) (5) กำหนดวัน SCOD ภายในปี 2563 ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 พิจารณาข้อมูลการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะที่ได้ดำเนินการจนถึงเดือนพฤษภาคม 2561 มีกำลังการผลิตติดตั้ง 447.48 เมกะวัตต์ และมีมติกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าโครงการ อบจ. นนทบุรี 20 เมกะวัตต์ รวมเป็น 467.48 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นไปตามกรอบของแผน AEDP 2015 ที่ 500 เมกะวัตต์
5. กรมควบคุมมลพิษ กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ได้จัดทำแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ (พ.ศ. 2559 - 2564) ซึ่งการนำขยะมูลฝอยมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า เป็นแนวทางหนึ่งในการบริหารจัดการขยะอย่างเป็นระบบ โดยมีผลพลอยได้เป็นพลังงานไฟฟ้า ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) โดยแผน PDP2018 Rev.1 ได้กำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565
6. กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่นมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งข้อมูลการดำเนินโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เพื่อประกอบการพิจารณากำหนดนโยบายการจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน โดยโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 รวม 23 โครงการกำลังผลิตติดตั้งรวม 237.80 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า 212.07 เมกะวัตต์ (ข้อมูลวันที่ 25 พฤษภาคม 2564) ต่อมาสำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งสรุปผลการปฏิบัติราชการของคณะรัฐมนตรีในพื้นที่กลุ่มจังหวัดภาคใต้ฝั่งอันดามัน (ภูเก็ต กระบี่ ตรัง พังงา ระนอง และสตูล) โดยคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 3 พฤศจิกายน 2563 มีมติเห็นชอบตามที่สภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ เสนอ ซึ่งมีข้อสั่งการที่เกี่ยวกับกระทรวงพลังงานคือ ผลการดำเนินการและปัญหาของโรงเตาเผาขยะมูลฝอยชุมชน และมีข้อสั่งการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ให้ สนพ. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (FiT) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าขยะในปี 2564 เพื่อให้สามารถรับซื้อได้ภายในปี 2565
7. กระทรวงพลังงานขอเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmapหรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และต้องผ่านการพิจารณาคัดเลือกจากคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย และได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 (2) การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm ทั้ง SPP และ VSPP เนื่องจากปัญหาการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอนอาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอ (3) การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT จะสะท้อนต้นทุนของโรงไฟฟ้าขยะ ทั้งค่าก่อสร้าง ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการและบำรุงรักษา (O&M) ตลอดอายุการใช้งานโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดเตรียมขยะสำหรับการผลิตไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายในการควบคุมมลพิษทั้งนี้ โรงไฟฟ้าจะได้รับค่ากำจัดขยะ (Tipping Fee) จากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น ตามงบประมาณที่ได้รับการจัดสรรซึ่งแตกต่างกันตามแต่ละพื้นที่ ส่งผลให้ต้นทุนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงสุทธิแตกต่างกันดังนั้น การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงข้อจำกัดดังกล่าว ร่วมกับประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าและการกำจัดขยะของโครงการโรงไฟฟ้าขยะ เพื่อให้ได้ผลตอบแทนที่เหมาะสม ไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชน และเป็นประโยชน์ต่อประเทศชาติสูงสุดในภาพรวม (4) กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายในปี 2567 - 2568 ตามการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ โดยพิจารณาจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย แบ่งเป็น VSPP ปริมาณ 115 เมกะวัตต์ และ SPP ปริมาณ 100 เมกะวัตต์ (ข้อมูลตามหนังสือของกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น วันที่ 25 พฤษภาคม 2564) และ (5) การรับซื้อไฟฟ้าจะต้องพิจารณาถึงความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ ที่ดิน ปริมาณเชื้อเพลิง เทคโนโลยี ระบบสายส่ง/สายจำหน่าย แหล่งเงินทุน และประสบการณ์ของผู้พัฒนาโครงการ เพื่อให้โครงการสามารถดำเนินการให้บรรลุผลสำเร็จได้ตามเป้าหมายภายใต้แผนการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนตามแผน PDP และเป็นไปตามแนวทางการบริหารจัดการขยะมูลฝอยตามแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ (พ.ศ. 2559 - 2564)
8. ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 เนื่องจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของกรุงเทพมหานครและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ผ่านความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเป็นการพิจารณาความเหมาะสม ซึ่งหลายโครงการได้ลงนามสัญญากับภาคเอกชนให้ดำเนินโครงการแล้ว และ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 ได้มอบหมายให้ กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป จึงเห็นควรให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ไม่เกินกรอบอัตราสูงสุดตามที่ กพช. เคยมีมติในเรื่องนี้ไว้แล้ว ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 2.39 2.69 และ 5.08บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี มี FiT Premium 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วยและ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 แต่ไม่เกิน 50เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี ในส่วนของการประกาศรับซื้อไฟฟ้า เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม ภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ (1) และ (2) แล้วแต่กรณี โดยคำนึงถึงต้นทุนการดำเนินการแต่ละโครงการรวมถึงต้นทุนการประกอบกิจการพลังงานที่มีประสิทธิภาพและมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศน้อยที่สุด เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงาน ให้ กบง. ทราบต่อไปทั้งนี้ อัตราที่ กกพ. ประกาศข้างต้นให้ใช้กับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 โดยโครงการที่ได้ผลการคัดเลือกเอกชนแล้วให้มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2567 ส่วนโครงการที่ยังไม่ได้ผลการคัดเลือกเอกชนให้มี SCOD ภายในปี 2568 ทั้งนี้ กำหนดให้มีอายุสัญญา 20 ปี นับจาก SCOD หรือวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้วแต่วันใดเกิดขึ้นก่อน
9. การดำเนินโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเป็นการมอบให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการตามมาตรา 34/1 ของพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 โดยเอกชนจะได้ค่ากำจัดขยะจากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นซึ่งมีแหล่งที่มาจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีหรืองบประมาณขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นและรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าซึ่งอาจส่งผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนโดยรวม ดังนั้น เพื่อมิให้เป็นการเพิ่มภาระแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า หากจะมีโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มเติมจากรายชื่อโครงการที่กระทรวงมหาดไทยรายงานการดำเนินงานผ่าน กกพ. มาในครั้งนี้หรือเป็นโครงการใหม่ที่จะมีในอนาคต ควรให้ กพช. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าและ กกพ. ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าก่อน เพื่อนำอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าไปพิจารณาประกอบการกำหนดค่ากำจัดขยะ (Tipping Fee)ที่มีความเหมาะสมและดำเนินการคัดเลือกโครงการต่อไป ทั้งนี้ ตามนัยของมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565
2. เห็นชอบข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ 2 (แล้วแต่กรณี) โดยคำนึงถึงต้นทุนการดำเนินการแต่ละโครงการ ต้นทุนการประกอบกิจการพลังงานที่มีประสิทธิภาพ และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ และดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบตามข้อ 1 ต่อไป
4. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป