มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 1/2564 (ครั้งที่ 23)

วันจันทร์ที่ 11 มกราคม พ.ศ. 2564 เวลา 16.00 น.

1. มาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID – 19) รอบที่ 2

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 . มาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID – 19) รอบที่ 2

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบมาตรการช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) ด้านไฟฟ้าที่กระทรวงมหาดไทยเสนอ 3 มาตรการ คือ ลดค่าไฟฟ้าร้อยละ 3 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท 3 เดือน (เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563) ขยายระยะเวลาการชำระค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการเฉพาะอย่างโดยไม่คิดดอกเบี้ย ไม่เกิน 6 เดือน ในรอบการใช้ไฟฟ้าเดือนเมษายนถึงเดือนพฤษภาคม 2563 และคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้า ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1 บ้านอยู่อาศัย และประเภทที่ 2 กิจการขนาดเล็ก และเมื่อวันที่ 7 เมษายน 2563 เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าฯ ที่กระทรวงมหาดไทยเสนอ ประกอบด้วย มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ จาก 50 หน่วยต่อเดือน เป็น 90 หน่วยต่อเดือน (เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563) และขยายระยะเวลาการชำระค่าไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ ไม่เกิน 6 เดือน ในใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนเมษายน ถึงมิถุนายน 2563 ต่อมาเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบแนวทางการดำเนินการมาตรการช่วยเหลือฯ ที่กระทรวงพลังงานเสนอ ได้แก่ ช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน ให้ใช้ไฟฟ้าฟรี เป็นเวลา 3 เดือน (เดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563) และผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน โดยใช้หน่วยการใช้ไฟฟ้าเดือนกุมภาพันธ์ 2563 เป็นฐานในการอ้างอิง รอบการใช้ไฟฟ้าเดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563

         2. ในปี 2563 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับนโยบายตามมติคณะรัฐมนตรี มาดำเนินการ และได้เพิ่มเติมมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 (ประเภทที่ 3 กิจการขนาดกลาง ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ ประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง ประเภทที่ 6 องค์กรไม่แสวงหากำไร และประเภทที่ 7 สูบน้ำเพื่อการเกษตร) โดยมีภาระงบประมาณการดำเนินงานตามมาตรการ ในช่วงเดือนมีนาคมถึงตุลาคม 2563 เป็นเงิน 26,269.93 ล้านบาท ซึ่ง กกพ. ได้พิจารณานำเงินสำหรับใช้ในการรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าซึ่งเรียกคืนจากการไฟฟ้าในกรณีที่มีรายได้มากกว่าที่ควรจะได้รับในปี 2557-2562 (เงินเรียกคืนฐานะการเงินของการไฟฟ้า) มาใช้เป็นแหล่งงบประมาณในการดำเนินงาน เป็นเงินจำนวน 24,636.81 ล้านบาท ปัจจุบันมีภาระคงค้างส่วนเกินเป็นเงิน จำนวน 1,633.12 ล้านบาท ซึ่งได้ให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) รับภาระดังกล่าวไว้พลางก่อน ต่อมา เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรัปบระชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะการเงินของการไฟฟ้าด้วย

         3. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) รอบที่ 2 เพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบ กกพ. จึงมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. วิเคราะห์แนวทาง การดำเนินงาน “มาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาด ของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) รอบ 2” ภายใต้แนวคิดสนับสนุน household sector ที่เป็น last unit consumption ในงบประมาณที่จำกัด โดยกรอบแนวคิด ดังนี้ (1) ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ซึ่งส่วนหนึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส และได้รับผลกระทบมาก จึงจำเป็นต้องกำหนดนโยบายเพื่อบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ใช้ไฟฟ้าดังกล่าว ที่อาจเข้าข่ายที่จะไม่ได้รับการชดเชยจากมาตรการอื่นของภาครัฐ (2) มาตรการช่วยเหลือเพิ่มเติมให้ดำเนินการได้เท่าที่จำเป็น และสอดคล้องกับภาระที่เพิ่มขึ้นสำหรับประชาชนที่ต้องทำงานที่บ้าน (Work from home) หรือผู้ที่ไม่อาจหางานหรือรายได้ที่เพิ่มขึ้นในช่วงเวลาดังกล่าว โดยไม่สร้างแรงจูงใจ ให้มีการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากราคาไฟฟ้าที่ลดลง (3) คำนึงถึงระดับผลกระทบต่อภาระค่าใช้จ่ายในภาคไฟฟ้า ต่อการดำเนินงานตามมาตรการ โดยไม่สร้างผลกระทบอย่างรุนแรงต่อฐานะการเงินของการไฟฟ้าและการรักษาเสถียรภาพด้านไฟฟ้าของประเทศ

         4. สำนักงาน กกพ. ได้ศึกษามาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรค COVID – 19 รอบที่ 2 ในรูปแบบเดียวกับปี 2563 พบว่า จะมีภาระด้านงบประมาณสูงเนื่องจากมีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่สูงขึ้น รวมทั้งมีความซ้ำซ้อนของแต่ละมาตรการ และอาจจูงใจ ให้เกิดการใช้ไฟฟ้าที่มากเกินความจำเป็นได้ โดยงบประมาณที่ใช้ดำเนินการสำหรับระยะเวลา 1 เดือน จำนวน 8,178.54 ล้านบาท และสำหรับระยะเวลา 2 เดือน จำนวน 16,357.07 ล้านบาท ในการนี้ สำนักงาน กกพ. จึงศึกษาแนวทางการกำหนดมาตรการช่วยเหลือประชาชนผู้ได้รับผลกระทบดังกล่าว โดยมีข้อเสนอ ดังนี้ 4.1 มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ ที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน (ประเภทที่ 1.1 ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ประเภทที่ 1.1.1 ของ กฟภ. ลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และประเภท 10 ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบฯ) แบ่งเป็น 2 กรณี คือ กรณีช่วยเหลือเฉพาะพื้นที่ควบคุมสูงสุด 28 จังหวัด (3 จังหวัดในพื้นที่ กฟน. และ 25 จังหวัดในพื้นที่ กฟภ.) และกรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ พบว่ามีการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ย 80 หน่วยต่อรายต่อเดือน ทั้งนี้ หากคำนึงถึงผลกระทบ ที่ประชาชนต้องทำงานที่บ้าน จึงเห็นควรเสนอแนวทางช่วยเหลือ ดังนี้ (1) ช่วยเหลือค่าไฟฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้า ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยกรณีช่วยเหลือ 28 จังหวัด จำนวน 1.47 ล้านราย ใช้งบประมาณ 229.85 ล้านบาทต่อเดือน กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 7.30 ล้านราย คิดเป็นร้อยละ 72 ของผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มนี้ใช้งบประมาณ 963.01 ล้านบาทต่อเดือน หรือ (2) ช่วยเหลือค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับ 90 หน่วยแรกของผู้ใช้ไฟฟ้าทุกราย กรณีช่วยเหลือ 28 จังหวัด จำนวน 2.32 ล้านราย ใช้งบประมาณ 460.56 ล้านบาทต่อเดือน กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 10.13 ล้านราย ใช้งบประมาณ 1,824.99 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ การดำเนินงานดังกล่าวให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม 4.2 มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน (ประเภทที่ 1.2 - 1.3 ของ กฟน. ประเภท 1.1.2 - 1.2 ของ กฟภ. ลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และประเภท 11 ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบฯ) หากช่วยเหลือรูปแบบเดียวกับปี 2563 ซึ่งให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าสำหรับการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 800 หน่วย 801 - 3,000 หน่วย และมากกว่า 3,000 หน่วย กับผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ จะใช้งบประมาณ 3,248.55 ล้านบาท แต่จากศึกษาพบว่ากลุ่มนี้มีการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ในระดับ 400 หน่วยต่อรายต่อเดือน หากคำนึงถึงผลกระทบที่ประชาชนต้องทำงานที่บ้าน จึงเสนอแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับหน่วย การใช้ไฟฟ้าส่วนที่เกินจากบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 โดยปรับปรุงช่วงการใช้ไฟฟ้าใหม่เป็นไม่เกิน 500 หน่วย 501 - 1,000 หน่วย และมากกว่า 1,000 หน่วย โดยมีแนวทางการคิดค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนน้อยกว่าหรือเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้คิด ค่าไฟฟ้าตามหน่วยการใช้ไฟฟ้าจริงประจำเดือนนั้นๆ (2) กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนไม่เกิน 500 หน่วย ให้คิด ค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 แต่หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 500 หน่วย แต่ไม่เกิน 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้า ที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 50 และหากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตรา ร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 70 โดยการดำเนินงานตามข้อ (2) ให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม ทั้งนี้ มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าดังกล่าว แบ่งเป็น 2 กรณี คือ กรณีช่วยเหลือเฉพาะพื้นที่ควบคุมสูงสุด 28 จังหวัด จำนวน 6.90 ล้านราย ใช้งบประมาณ 1,230.11 ล้านบาทต่อเดือน และกรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 11.83 ล้านราย ใช้งบประมาณ 1,876 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งน้อยกว่าการช่วยเหลือในรูปแบบเดียวกับ ปี 2563 4.3. สำนักงาน กกพ. ได้พิจารณาภาระของงบประมาณโดยประเมินฐานะการเงินของ การไฟฟ้าปี 2563 (เบื้องต้น) ภายในการกำกับการปรับลดระดับผลตอบแทนทางการเงินของการไฟฟ้า (Return on Invested Capital: ROIC) ให้สอดคล้องกับต้นทุนเงินทุนในปัจจุบัน พบว่า ROIC สามารถปรับลดลงได้ ร้อยละ 10 จากหลักเกณฑ์ที่กำหนดปี 2558 - 2562 ซึ่งเมื่อหักภาระผูกพันที่ต้องส่งคืนเงินจากมาตรการช่วยเหลือของปี 2563 ให้ กฟภ. และภาระตามมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 -7 ต่อเนื่อง โดยขยายเวลาการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ออกไปจนถึงเดือนมีนาคม 2564 คาดว่าจะมีประมาณการเงินเรียกคืนฐานะการเงินประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ประมาณ 3,000 ล้านบาท สำหรับใช้บริหารจัดการค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจากมาตรการช่วยเหลือที่กำหนด สำนักงาน กกพ. จึงเห็นควรเสนอมาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรค COVID – 19 รอบ 2 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยทั่วประเทศ ตามแนวทางข้อ 4.1 และข้อ 4.2 ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้า จำนวน 21.96 ล้านราย (ร้อยละ 90 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ) เป็นระยะเวลา 1 เดือน โดยดำเนินการในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2564 เพื่อให้การไฟฟ้ามีเวลาเตรียมการปรับปรุงระบบสารสนเทศเพื่อการคิดค่าไฟฟ้า และสื่อสารกับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยสรุปข้อเสนอมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยได้ ดังนี้ แนวทางที่ 1 (มาตรการข้อ 4.1 (1) และข้อ 4.2) โดยหากช่วยเหลือเฉพาะ 28 จังหวัด จำนวน 8.37 ล้านราย ระยะเวลา 1 เดือน ใช้งบประมาณ 1,459.95 ล้านบาท ระยะเวลา 2 เดือน ใช้งบประมาณ 2,919.91 ล้านบาท กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 19.14 ล้านราย ระยะเวลา 1 เดือน ใช้งบประมาณ 2,839.02 ล้านบาท ระยะเวลา 2 เดือน ใช้งบประมาณ 5,678.03 ล้านบาท และแนวทางที่ 2 (มาตรการข้อ 4.1 (2) และข้อ 4.2) หากช่วยเหลือเฉพาะ 28 จังหวัด จำนวน 9.22 ล้านราย ระยะเวลา 1 เดือน ใช้งบประมาณ 1,690.67 ล้านบาท ระยะเวลา 2 เดือน ใช้งบประมาณ 3,381.34 ล้านบาท กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 21.96 ล้านราย ระยะเวลา 1 เดือน ใช้งบประมาณ 3,700.99 ล้านบาท ระยะเวลา 2 เดือน ใช้งบประมาณ 7,401.98 ล้านบาท โดยเสนอให้นำเงินสำหรับใช้รักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าซึ่งเรียกคืนจากการไฟฟ้าในกรณีที่มีรายได้มากกว่า ที่ควรจะได้รับในปี 2563 จำนวนประมาณ 3,000 ล้านบาท เป็นแหล่งงบประมาณในการดำเนินงาน และขอ การสนับสนุนงบประมาณเพิ่มเติมจากภาครัฐเพื่อให้เพียงพอต่อการดำเนินมาตรการดังกล่าว โดยหากกำหนดนโยบายช่วยเหลือมากกว่า 1 เดือน จำเป็นต้องพิจารณาแหล่งงบประมาณอื่นในการดำเนินงานร่วมด้วย 4.4 เมื่อวันที่ 8 มกราคม 2564 สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ได้ประชุมร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และได้มีความเห็นให้กำหนดมาตรการช่วยเหลือเพิ่มเติมสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก ซึ่งส่วนหนึ่งมีลักษณะเป็นการอยู่อาศัยร่วมกับการประกอบธุรกิจรายเล็ก โดยใช้แนวทางการให้ค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับกิจการขนาดเล็ก 50 หน่วยแรกทุกราย ไม่รวมส่วนราชการ และรัฐวิสาหกิจ เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือตามภาระที่จำเป็นต่อการดำรงชีพของผู้ใช้ไฟฟ้า ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้เสนอมาตรการช่วยเหลือเพิ่มเติมสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการ และรัฐวิสาหกิจ) กรณีช่วยเหลือค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกทุกราย โดยหากช่วยเหลือเฉพาะพื้นที่ควบคุมสูงสุด 28 จังหวัด จำนวน 0.82 ล้านราย ใช้งบประมาณ 193.54 ล้านบาทต่อเดือน และหากช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 1.74 ล้านราย ใช้งบประมาณ 366.52 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งหากประมาณการรวมการช่วยเหลือกลุ่มลูกค้าตรงของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบฯ กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จะใช้งบประมาณเพิ่มขึ้นจาก 366.52 ล้านบาทต่อเดือน เป็นประมาณ 400 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ สรุปข้อเสนอมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย โดยพิจารณาเลือกแนวทางที่ 2 (มาตรการข้อ 4.1 (2) และข้อ 4.2) ร่วมกับมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) โดยช่วยเหลือค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกทุกราย กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 23.70 ล้านราย จะใช้งบประมาณทั้งสิ้นประมาณ 4,101 ล้านบาทต่อเดือน แต่หากพิจารณาช่วยเหลือเป็นระยะเวลา 2 เดือน จะใช้งบประมาณรวม 8,202 ล้านบาท ซึ่งอาจกระทบฐานะการเงินของการไฟฟ้าอย่างมาก จึงเห็นควรมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเสนอขอรับ การจัดสรรแหล่งงบประมาณเพิ่มเติมเพื่อสนับสนุนงบประมาณในการดำเนินงานต่อไป

         5. สำนักงาน กกพ. เห็นสมควรเสนอ กบง. เพื่อพิจารณามาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรค COVID – 19 รอบที่ 2 ดังนี้ (1) พิจารณากำหนดนโยบายหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 รอบที่ 2 ตามข้อเสนอของ กกพ. ในข้อ 4.3 ในวงเงินประมาณการ 3,701 ล้านบาทต่อเดือน โดยการสนับสนุน 1 เดือน จะไม่กระทบฐานะการเงินการไฟฟ้า แต่อาจกระทบการรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตรา ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในกรณีที่เศรษฐกิจผันผวนเกินค่าที่ประมาณการในรอบเดือนมกราคมถึงเดือนเมษายน 2564 (2) พิจารณามาตรการเพิ่มเติมเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวม ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ซึ่งมีลักษณะเป็นการอยู่อาศัยร่วมกับการประกอบธุรกิจรายเล็ก โดยสนับสนุน ค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกของการใช้ไฟฟ้าตามจำนวนเครื่องวัด ในวงเงินประมาณการ 400 ล้านบาทต่อเดือน ตามข้อเสนอของที่ประชุมเมื่อวันที่ 8 มกราคม 2564 ในข้อ 4.4 และ (3) หากเห็นชอบการดำเนินงานตามข้อ (1) และ (2) จะใช้งบประมาณทั้งสิ้นประมาณ 4,101 ล้านบาทต่อเดือน จึงเห็นควรมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องนำเสนอขอรับการจัดสรรงบประมาณจากกระทรวงการคลังเพิ่มเติมจากข้อ (1) เพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายที่ กบง. ให้ความเห็นชอบต่อไป

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบมาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็ก ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าจำนวนรวม 23.70 ล้านราย คิดเป็นร้อยละ 97 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ รวม 3 มาตรการ เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ – มีนาคม 2564 โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 8,202 ล้านบาท ดังนี้

             1.1 มาตรการที่ 1 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ ที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน ประกอบด้วย ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1.1 ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ประเภทที่ 1.1.1 ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ลูกค้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และประเภท 10 ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) จำนวน 10.13 ล้านราย โดยให้ได้รับค่าไฟฟ้าฟรี 90 หน่วยแรกทุกราย ใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 3,649.98 ล้านบาท (1,824.99 ล้านบาทต่อเดือน) ทั้งนี้ การดำเนินงานดังกล่าวให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม

             1.2 มาตรการที่ 2 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน ประกอบด้วย ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1.2-1.3 ของ กฟน. ประเภท 1.1.2 -1.2 ของ กฟภ. ลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และประเภท 11 ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) จำนวน 11.83 ล้านราย โดยได้รับส่วนลดค่าไฟฟ้าในส่วนของหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจากบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 3,752 ล้านบาท (1,876 ล้านบาทต่อเดือน) ทั้งนี้ การดำเนินงานดังกล่าวให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยมีแนวทางการคิดค่าไฟฟ้า ดังนี้

              (1) กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนน้อยกว่าหรือเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามบิล ค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้คิดค่าไฟฟ้าตามหน่วยการใช้ไฟฟ้าจริงประจำเดือนนั้นๆ

              (2) กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยมีแนวทางในการคิดค่าไฟฟ้า ดังนี้

                     (2.1) หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนไม่เกิน 500 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563

                     (2.2) หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 500 หน่วย แต่ไม่เกิน 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 50

                     (2.3) หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 70

             1.3 มาตรการที่ 3 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ของ กฟน. กฟภ. ลูกค้าตรงของ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ที่มีลักษณะเป็นการอยู่อาศัยร่วมกับการประกอบธุรกิจรายเล็ก โดยให้ค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกทุกราย ใช้งบประมาณ รวมทั้งสิ้น 800 ล้านบาท (400 ล้านบาทต่อเดือน)

     2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาแหล่งงบประมาณจากนำเงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าซึ่งมีรายได้มากกว่าที่ควรได้รับในปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ประมาณ 3,000 ล้านบาท สนับสนุนการดำเนินงาน และให้สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติพิจารณาแนวทางการจัดสรรงบประมาณเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานมาตรการในส่วนที่เหลือต่อไป

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 8/2563 (ครั้งที่ 22)

วันจันทร์ที่ 21 ธันวาคม พ.ศ. 2563 เวลา 14.00 น.

1. บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ

2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ

3. ผลการพิจารณาแผนการดำเนินการของผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm

4. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

5. แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 . บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ

สรุปสาระสำคัญ

         เมื่อวันที่ 10 กันยายน 2563 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) มีหนังสือขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และเมื่อวันที่ 29 กันยายน 2563 ปตท. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งผลการขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ต่อมาเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2563 ธพ. มีหนังสือขอความอนุเคราะห์ ปตท. ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 . การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ

สรุปสาระสำคัญ

         1. จากการเกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อ COVID-19 และราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวลดลง ซึ่งส่งผลกระทบต่อปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติให้ลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถโดยสารสาธารณะลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัมเป็นระยะเวลา 3 เดือน (1 เมษายน 2563 ถึง 30 มิถุนายน 2563) และขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ เพื่อคงราคาขายปลีกที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 กบง. มีมติขยายเวลาช่วยเหลือต่อไปอีก 1 เดือน ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 ซึ่งคณะกรรมการ ปตท. เห็นว่าเศรษฐกิจของประเทศไทยยังฟื้นตัวได้ไม่เต็มที่ จึงขยายเวลาบรรเทาความเดือดร้อนให้ผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัมถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563

         2. เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2563 กบง. มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะในเขต กทม./ปริมณฑล และในต่างจังหวัด ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ยกเว้นในกรณีที่ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ต่ำกว่า 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถทั่วไป โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสาน ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถแท็กซี่ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ตามข้อร้องเรียนของสมาคมการค้าเครือข่ายแท็กซี่ไทย ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2563 ปตท. มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน แจ้งว่าจากการคาดการณ์ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในปี 2564 - 2565 อยู่ในช่วง 13 - 14 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งการช่วยเหลือโดยการให้ส่วนลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นราคาที่ต่ำกว่าต้นทุนและไม่สะท้อนถึงการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ เพื่อให้เกิดความยั่งยืนในระยะยาว และหลีกเลี่ยงการบิดเบือนราคาพลังงาน ปตท. จึงเห็นควรสิ้นสุดมาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 . ผลการพิจารณาแผนการดำเนินการของผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบการขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ตามข้อเสนอคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โครงการ SPP Hybrid Firm ออกไป 1 ปี จากเดิมภายในปี 2564 เป็นภายในปี 2565 และมอบหมาย กกพ. ให้แจ้งผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ให้จัดทำรายงานแผนการดำเนินการโครงการ และจัดส่งให้ กกพ. ภายในวันที่ 30 ตุลาคม 2563 เพื่อพิจารณา และนำผลการพิจารณาดังกล่าว มารายงานต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป ต่อมาผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm (กลุ่มเยียวยา) จำนวน 14 โครงการ ได้จัดส่งแผนการดำเนินโครงการ (Implementation Plan) มายังสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ประกอบด้วย (1) แผนลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 ถึง 31 ธันวาคม 2564 (2) แผน SCOD ไม่เกิน 31 ธันวาคม 2565 ตามกรอบระยะเวลา ที่ กบง. พิจารณาขยายวัน SCOD (3) ระยะเวลาพัฒนาโครงการ ตั้งแต่วันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ถึงวัน SCOD 12 – 25 เดือน (4) สรุปแผนงานก่อสร้างโรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อน (เชื้อเพลิงชีวมวล และก๊าซชีวภาพ) ประมาณ 11 ถึง 19 เดือน และโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ ประมาณ 11 - 15 เดือน

         2.เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2563 กกพ. พิจารณาแผนการดำเนินโครงการแล้ว มีความเห็นว่า โครงการ SPP Hybrid มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแบบ Firm ควรกำหนดระยะเวลาดำเนินการที่แน่นอน เนื่องจากอาจส่งผลกระทบต่อการคิดอัตราค่าบริการที่ต้องเรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า ความมั่นคง ในการจัดหาไฟฟ้า และการวางแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ จึงพิจารณาขยายวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามหลักการ ดังนี้ (1) ขยายวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เป็นระยะเวลา 1 ปี (จากเดิมภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2562 เป็นภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2563) เพื่อให้สอดคล้องกับระยะเวลาการขยายกำหนดวัน SCOD ตามมติ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 ที่ได้เห็นชอบการขยายกำหนดวัน SCOD ออกไป 1 ปี จากกำหนดเดิมภายในปี 2564 เป็นภายในปี 2565 (2) ขยายระยะเวลาโครงการเพิ่มเติมจากข้อ (1) ตามแนวทางที่ กกพ. เคยมีมติขยายระยะเวลาดำเนินโครงการให้แก่โครงการอื่นๆ เนื่องจากสถานการณ์ การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนาสายพันธุ์ใหม่ 2019 (COVID-19) ซึ่งทำให้มีการประกาศสถานการณ์ฉุกเฉินและการกำหนดมาตรการบังคับกับภาครัฐและภาคเอกชน (ตั้งแต่วันที่ 26 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2563) จำนวน 97 วัน เป็นภายในวันที่ 20 มีนาคม 2564 แต่เนื่องจากวันดังกล่าวตรงกับวันหยุดทำการ (วันเสาร์) จึงให้ขยายวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นภายในวันที่ 22 มีนาคม 2564 ซึ่งเป็นวันที่เริ่มทำการใหม่ต่อจากวันที่หยุดทำการ โดยผู้ได้รับการคัดเลือกฯ จะต้องได้รับอนุมัติรายงานด้านสิ่งแวดล้อมก่อนลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และให้ขยายวัน SCOD เป็นภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2564 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้แจ้งมติ กกพ. ดังกล่าวไปยังการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และผู้ได้รับคัดเลือกฯ ทั้ง 14 โครงการเรียบร้อยแล้ว

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 4 . การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบ ให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชนจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามมติ กบง. ต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 และเมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบ ให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และมอบหมาย ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน กบน. เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป

         2. สถานการณ์ก๊าซ LPG สำหรับแผนในเดือนธันวาคม 2563 มีดังนี้ (1) การผลิต คาดว่าปริมาณ การผลิตภายในประเทศมีเพียงพอต่อความต้องการใช้ โดยอยู่ที่ประมาณ 440,330 ตัน (2) ความต้องการใช้ คาดว่าความต้องการใช้ภายในประเทศลดลง โดยอยู่ที่ประมาณ 450,192 ตัน เนื่องจากความต้องการใช้ ในภาคปิโตรเคมีลดลง (3) การนำเข้า คาดว่าเป็นการนำเข้าเพื่อส่งออก อยู่ที่ประมาณ 14,500 ตัน และนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศ อยู่ที่ประมาณ 33,000 ตัน (4) การส่งออก คาดว่าการส่งออกจากโรงกลั่นอยู่ที่ประมาณ 15,800 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้าอยู่ที่ประมาณ 14,200 ตัน ทั้งนี้ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนธันวาคม 2563 อยู่ที่ 455.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 20.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยเดือนธันวาคม 2563 อยู่ที่ 429 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลง จากเดือนก่อน 11.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จากราคาก๊าซ LPG Cargo (เฉลี่ย 2 สัปดาห์) ปรับตัวลดลง และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 15 – 28 ธันวาคม 2563 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.4841 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนที่แข็งค่าขึ้น 0.0932 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.4841 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.7080 บาทต่อกิโลกรัม (517.3464 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) กองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 3.2351 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 3.7192 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท

     3. เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2563 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพ ราคาก๊าซ LPG โดยในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วน ของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 13 ธันวาคม 2563 มีฐานะกองทุนสุทธิ 28,139 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 36,959 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 8,820 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 493 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,135 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 643 ล้านบาทต่อเดือน

     4. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ กบน. เสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการ กพช. นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป ต่อมา เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบมติ กพช. ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน 2563 และวันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) มีหนังสือถึง สนพ. ขอให้พิจารณา หาแนวทางการกำหนดนโยบาย ให้สอดคล้องกับแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เนื่องจาก สกนช. มีความกังวลว่าการกำหนดนโยบายในการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 18.87 บาทต่อกิโลกรัม หรือ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 อาจมีผลกระทบ ต่อการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ไปชดเชยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ตามมติ กบง. ที่กำหนดราคาขายปลีก ก๊าซ LPG ไว้ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม นั้น หากข้อเท็จจริงมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกในประเทศสูงขึ้นไม่ถึง 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม (โดยอยู่ในช่วง 318 ถึง 362 บาทต่อถัง15 กิโลกรัม) จะทำให้เกิดสภาวะ ที่ไม่เข้าหลักเกณฑ์วิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ตามหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันฯ ข้อ 2 สถานการณ์ที่ 1 ข้อ 2) ข “มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศปรับตัวสูงขึ้น อยู่ในระดับที่เกินกว่าราคาที่เหมาะสมสำหรับถัง 15 กิโลกรัม มากกว่า 363 บาท” และจะไม่สามารถ ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ได้

     5. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ (1) ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และสอดคล้องกับแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ (2) ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 3 เดือน (วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564) หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอ ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 ตามแนวทางที่ 2 เพื่อบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชน หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG โดยการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG คาดว่าจะสามารถรองรับภาระการชดเชยราคาก๊าซ LPG ตามกรอบวงเงินที่ กบน.กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ได้อีกประมาณ 2 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2564 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2564)

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายให้ราคาขายปลีก อยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564

     2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ต่อไป

     3. รับทราบแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG ตามที่ฝ่ายเลขานุการเสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาอีกครั้ง

เรื่องที่ 5 . แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา

สรุปสาระสำคัญ

         1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคาสำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โครงการโซลาร์ภาคประชาชน) มีวัตถุประสงค์เชิงนโยบายเน้นการผลิตไฟฟ้าใช้เองในภาคครัวเรือนเป็นหลักและสามารถขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ เพื่อช่วยลดค่าใช้จ่ายและเพิ่มรายได้ให้แก่ภาคประชาชน สำหรับโครงการโซลาร์ภาคประชาชนตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน แบ่งเป็น 2 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 การรับซื้อไฟฟ้าจากภาคครัวเรือนที่ติดแผงโซลาร์บนหลังคาเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าใช้เองเป็นหลัก และขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ และระยะที่ 2 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างผู้ใช้ไฟฟ้า (Peer to Peer) โดยผ่านระบบสำหรับการซื้อขายไฟฟ้า

         2. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 คณะกรรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบกรอบแนวคิดในการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ระยะที่ 1 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ดังนี้ (1) กลุ่มเป้าหมายเป็นภาคครัวเรือน (ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านที่อยู่อาศัย ติดตั้งน้อยกว่า 10 kVA หรือกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 kWp) สามารถติดแผงโซลาร์บนหลังคาเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าใช้เองเป็นหลักและขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ (2) ปริมาณรับซื้อไม่เกิน 100 MWp โดยแบ่งพื้นที่ เป็นการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) 30 MW (เมกะวัตต์) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) 70 MW ในปี 2562 (3) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราไม่เกิน 1.68 บาท/kWh ซึ่งเป็นอัตราต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost: SRMC) ตามข้อมูลของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (4) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป

     3. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. มีมติเห็นชอบแผน PDP 2018 และมอบหมายให้ กบง. และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาแนวทางดำเนินโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 MWระยะเวลา 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ ต่อมาในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และในการประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) โดยปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในปี 2563 ลงเหลือ 47 MW และปี 2564 – 2567 เหลือปีละ 50 MW

     4. เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2562 กพช. มีมติเห็นชอบแผน PDP 2018 และมอบหมายให้ กบง. และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาแนวทางดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 MW ระยะเวลา 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 ครม. มีมติเห็นชอบ มติ กพช. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 โดยให้แผน PDP2018 Rev.1 ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์ลงในปี 2563 เหลือ 47 MW และปี 2564 – 2567 เหลือปีละ 50 MW โดยมีเป้าหมายสะสมในปี 2563 จำนวน 50 MW และปี 2564 จำนวน 100 MW เนื่องจากการดำเนินการที่ผ่านในช่วงปี 2562 ยังต่ำกว่าเป้าหมายมาก และสถานภาพปัจจุบันมีจำนวนที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2563 ประมาณ 2.2 MW คิดเป็นร้อยละ 4.4 ของเป้าหมาย 50 MW กระทรวงพลังงานจึงได้มอบหมาย ให้สำนักงาน กกพ. และ กกพ. พิจารณาปรับปรุงแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา โดยให้ขยายผลไปยังกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการใหม่) และกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบของทุกกลุ่มไม่เกินต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยระยะสั้น (SRMC) เดิม โดยมีแนวทางการวิเคราะห์ และสมมติฐาน ดังนี้ (1) แนวทางการวิเคราะห์ โดย เพิ่มกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล ทั้งนี้ ในกลุ่มบ้าน อยู่อาศัยให้ปรับเพิ่มอัตรารับซื้อให้ผลตอบแทนดีขึ้น และกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบของทุกกลุ่มไม่เกินต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยระยะสั้น (SRMC) (2) สมมติฐานการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้า เป้าหมายกำลังผลิตสะสม 100 MW ในปี 2564 แบ่งเป็น 2 ส่วน ดังนี้ โซลาร์ภาคประชาชน และกลุ่มบ้านอยู่อาศัย ปริมาณรับซื้อไฟฟ้า 50 MW โดยปรับเพิ่มอัตรารับซื้อให้ระยะเวลาคืนทุนภายใน 8 - 9 ปี และโครงการใหม่แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มโรงเรียน ปริมาณรับซื้อไฟฟ้า 25 MW ปรับอัตรารับซื้อให้ระยะเวลาคืนทุนใกล้เคียงบ้านอยู่อาศัย และกลุ่มโรงพยาบาล ปริมาณรับซื้อไฟฟ้า 25 MW ปรับลดอัตรารับซื้อเพื่อให้ค่าเฉลี่ยเท่ากับ SRMC (3) ผลการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้า โดยกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล อยู่ในอัตราที่เท่ากันคือ 1.00 บาท/kWh กลุ่มบ้านอยู่อาศัยจะอยู่ที่อัตรา 2.20 บาท/kWh ระยะเวลาคืนทุนกลุ่มโรงเรียนอยู่ที่ 8.86 ปี กลุ่มโรงพยาบาลอยู่ที่ 6.96 ปี และบ้านอยู่อาศัยอยู่ที่ 8.94 ปี และมีประมาณการค่ารับซื้อไฟฟ้ากลุ่มโรงเรียน อยู่ที่ 336.7 ล้านบาท กลุ่มโรงพยาบาลอยู่ที่ 336.7 ล้านบาท และบ้านอยู่อาศัยอยู่ที่ 1,481.6 ล้านบาท รวมประมาณการค่ารับซื้อไฟฟ้าของทั้ง 3 กลุ่ม เป็นจำนวน 2,155.1 ล้านบาท

     5. กกพ. เห็นสมควรเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา โดยขยายการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชนไปยังกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการใหม่) กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบของทุกกลุ่มไม่เกินต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยระยะสั้น (SRMC) เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายของแผน PDP2018 Rev.1 ดังนี้ (1) กลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการใหม่) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบในอัตรา 1.00 บาท/kWh มีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 kWp แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และ (2) โครงการโซลาร์ภาคประชาชน (โครงการเดิม) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบในอัตรา 2.20 บาท/kWh ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ เห็นควรให้ กบง. พิจารณาโครงการโซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จะได้รับอัตรา 2.20 บาท/kWh ด้วยหรือไม่

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ดังนี้

             1.1 กลุ่มบ้านอยู่อาศัย (โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาท/kWh มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาท/kWh โดยให้อัตรามีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564

             1.2 กลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 1.00 บาท/kWh มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp แบ่งเป็นกลุ่มโรงเรียน 25 MWp และกลุ่มโรงพยาบาล 25 MWp โดยมีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 kWp แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี

             ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

     2. ในกรณีการลงทุนโดยภาครัฐในส่วนของกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานรับไปหารือกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณาปรับปรุงกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาสามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม

             ทั้งนี้ ให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 7/2563 (ครั้งที่ 21)

วันพุธที่ 11 พฤศจิกายน พ.ศ. 2563 เวลา 13.30 น.

1. รายงานแผนพลังงาน 4 แผน ที่ผ่านความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี

2. รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น (พ.ศ. 2560 – 2564)

3. แนวทางการส่งเสริมโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

4. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

5. แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas : LNG) ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ระหว่างปี พ.ศ. 2564 – 2566 (3 ปี)

6. แนวทางการช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะ

7. แนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศจากผลกระทบการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 . รายงานแผนพลังงาน 4 แผน ที่ผ่านความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนพลังงาน 4 แผน ดังนี้ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (Power Development Plan 2018 Revision 1 : PDP 2018 Rev.1) (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (Alternative Energy Development Plan 2018 : AEDP2018) (3) แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (Energy Efficiency Plan 2018 : EEP2018) และ (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ทั้งนี้ แผนพลังงานทั้ง 4 แผนดังกล่าวเป็นแผนระดับที่ 3 ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2560 เรื่อง แนวทางการเสนอแผน เข้าสู่การพิจารณาของคณะรัฐมนตรี ซึ่งกำหนดแนวทางให้ทุกส่วนราชการและหน่วยงานของรัฐนำเสนอแผนระดับที่ 3 ต่อสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ เพื่อพิจารณาเบื้องต้นก่อนนำเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป

         2. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2563 สภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ได้มีมติเห็นชอบในหลักการของแผนระดับที่ 3 ของกระทรวงพลังงาน ทั้ง 4 แผนดังกล่าว และเห็นควรให้กระทรวงพลังงานเร่งทบทวนแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 แผน EEP2018 แผน AEDP2018 และ Gas Plan 2018 รวมทั้งแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งอยู่ระหว่างการจัดทำ โดยให้จัดทำแผนบูรณาการให้เป็นแผนพัฒนาด้านพลังงานของประเทศไทย 1 แผน รวมทั้ง กำหนดเป้าหมายในช่วงระยะเวลา 5 ปี ให้สอดคล้องกับช่วงเวลาของแผนแม่บทภายใต้ยุทธศาสตร์ชาติ และนำผลการพิจารณาทบทวนแผนดังกล่าวเสนอต่อ กพช. ภายใน 6 เดือน เพื่อเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบแผนพลังงานทั้ง 4 แผน ตามมติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 โดยให้กระทรวงพลังงาน รับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้ง พิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 . รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานตามแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น (พ.ศ. 2560 – 2564)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 ที่ประชุมคณะรัฐมนตรีได้รับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 ดังนี้ (1) เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) กระทรวงมหาดไทย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และหน่วยงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บทฯ ต่อไป ทั้งนี้จะต้องคำนึงถึงความคุ้มค่าของการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและให้มีผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนให้น้อยที่สุด (2) มอบหมายให้ พน. โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาอนุมัติในรายละเอียดต่อไป

         2. เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560-2564 (แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น) โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถพิจารณาทบทวนกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นอย่างมีนัยสำคัญ ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้รับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว

     3.สาระสำคัญของแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น เป็นแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดให้สอดคล้องกับกรอบการพัฒนาตามแผนแม่บทฯ เพื่อให้เกิดการนำไปปฏิบัติในเชิงรูปธรรมในระยะสั้น ครอบคลุมช่วงปี พ.ศ. 2560 – 2564 ซึ่งเป็นระยะการพัฒนาโครงการนำร่องเพื่อทดสอบความเหมาะสมทางเทคนิค และความคุ้มค่าของการลงทุนในแต่ละเทคโนโลยี และนำผลที่ได้จากการศึกษา ทดสอบและวิจัยมาพิจารณาทบทวนถึงความเหมาะสมในการนำไปใช้พัฒนาจริงในระยะต่อไป โดยแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นเป็นการดำเนินงานผ่าน 3 เสาหลัก ได้แก่ เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน และแผนอำนวยการสนับสนุนการขับเคลื่อน ซึ่งครอบคลุมทั้งหมด 5 หัวข้อหลัก ได้แก่ ระบบบริหารจัดการพลังงาน (Energy Management System: EMS) การออกแบบกลไกราคาและสิ่งจูงใจ และการตอบสนองด้านโหลด (Pricing & Incentive Design & Demand Response) ระบบไมโครกริด (Microgrid) ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) และระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน โดยมีเป้าหมายและผลประโยชน์ในภาพรวมที่จะเกิดขึ้นภายใต้เป้าหมายของแต่ละแผนงานของแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น

     4.สนพ. ได้ดำเนินการติดตามและรวบรวมความคืบหน้าของการดำเนินการตามแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น อย่างต่อเนื่องโดยพบว่า หน่วยงานที่ได้รับมอบหมายตามแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นได้ขอปรับปรุงแก้ไขรายละเอียดการดำเนินโครงการตามที่ระบุไว้ในแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น รวมถึงมีการเพิ่มเติมโครงการ/กิจกรรมอื่นๆ ด้านสมาร์ทกริดที่ไม่อยู่ภายใต้แผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น แต่เป็นกิจกรรมที่เกี่ยวข้องกับสมาร์ทกริด เช่น โครงการที่มีการเริ่มต้นดำเนินงานก่อนการจัดทำแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น ซึ่งเป็นโครงการที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานหรือโครงการตามภารกิจงานของหน่วยงานในอนาคต ทั้งนี้คณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมครั้งที่ 2/2561 (ครั้งที่ 8) เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2561 มีมติรับทราบการปรับปรุงกรอบงบประมาณและรายละเอียดการดำเนินโครงการ ตามแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น และเห็นชอบการเพิ่มเติมรหัสโครงการ สำหรับโครงการหรือกิจกรรมอื่นๆ ด้านสมาร์ทกริดของหน่วยงานหลักตามที่ สนพ. นำเสนอ ซึ่ง สนพ. ได้ดำเนินการติดตามและรวบรวมความคืบหน้าการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น ซึ่งหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายเริ่มดำเนินงานอย่างเป็นรูปธรรม

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 . แนวทางการส่งเสริมโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันจันทร์ที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา (4) เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหาร การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป

         2.กระทรวงพลังงานได้มีการทบทวนโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยคำนึงถึงการจัดหาวัตถุดิบที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และให้เกษตรกรได้รับประโยชน์อย่างแท้จริง จึงได้ปรับปรุงหลักการการรับซื้อและเงื่อนไขของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการนำร่อง) จากมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 โดยสรุปการเปรียบเทียบข้อแตกต่างจากเงื่อนไขเดิมได้ ดังนี้ (1) ประเภทเชื้อเพลิง เงื่อนไขเดิม ประกอบด้วย ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และเชื้อเพลิงแบบผสมผสานร่วมกับพลังงานแสงอาทิตย์ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) ประกอบด้วย ชีวมวล และก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) (2) เป้าหมายการรับซื้อ เงื่อนไขเดิม 700 เมกะวัตต์ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) 150 เมกะวัตต์ (ชีวมวล 75 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 75 เมกะวัตต์) (3) ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายต่อโครงการ เงื่อนไขเดิม ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) โรงไฟฟ้าชีวมวล ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการ และโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ ไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ (4) รูปแบบผู้เสนอโครงการ เงื่อนไขเดิม คือ ภาคเอกชน หรือภาคเอกชนร่วมกับองค์กรของรัฐ เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) เฉพาะภาคเอกชน (5) การแบ่งผลประโยชน์ เงื่อนไขเดิม ได้แก่ หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และมีส่วนแบ่งจากรายได้ที่เกิดจากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใดๆ ทั้งสิ้น ในอัตรา 25 สตางค์ต่อหน่วย ให้กับกองทุนหมู่บ้านในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า (ขอบเขตตามหลักเกณฑ์ของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า) เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) ได้แก่ หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และผลประโยชน์อื่นๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้า โดยให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภค ด้านการศึกษา เป็นต้น และ (6) วิธีการคัดเลือกโครงการ เงื่อนไขเดิม ใช้การประเมินคุณสมบัติขั้นต้นและให้คะแนนข้อเสนอด้านเทคนิคและด้านผลประโยชน์คืนสู่ชุมชน เงื่อนไขใหม่ (โครงการนำร่อง) ใช้วิธีแข่งขันทางด้านราคา

     3. เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2563 คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ได้มีมติให้ดำเนินโครงการนำร่อง โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยมีหลักการการรับซื้อและเงื่อนไข ดังนี้ (1) มีเป้าหมายการรับซื้อ 150 เมกะวัตต์ โดยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายใน 36 เดือน นับถัดจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA, Power Purchase Agreement) แบ่งเป็นเชื้อเพลิงชีวมวล ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ (2) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) (3) ประเภทเชื้อเพลิง มี 2 ประเภท คือ ชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) (4) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น (5) สัญญารับซื้อไฟฟ้าเป็นสัญญาแบบ Non-Firm ระยะเวลา 20 ปี (6) วิธีการคัดเลือกโครงการ จะดำเนินการคัดเลือก โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ด้วยวิธีการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) (7) โครงการที่ยื่นขอขายไฟฟ้าต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ (8) รูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 ส่วน คือ ผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชน) ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 90 และวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน และมีสมาชิกรวมกันไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 10 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิ) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า (9) การแบ่งผลประโยชน์หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า (10) การแบ่งผลประโยชน์อื่น ๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้า ให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภค ด้านการศึกษา เป็นต้น (11) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงโดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อพืชพลังงาน ระยะเวลาการรับซื้อพืชพลังงาน คุณสมบัติของพืชพลังงาน และราคารับซื้อพืชพลังงานไว้ในสัญญาด้วย โดยพืชพลังงานที่จะนำมาใช้จะต้องได้มาจากการปลูกโดยวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน หรือเกษตรกรบริเวณใกล้เคียง อย่างน้อยร้อยละ 80 และผู้ประกอบการสามารถจัดหาเองได้ ไม่เกินร้อยละ 20 (12) ปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศการรับซื้อกำหนด โดยไม่เกิน 3 เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) และ ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าชีวมวล และ (13) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด หรือมิได้ดำเนินการตามแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้

     4. ในการประชุมคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าฯ ซึ่งกระทรวงพลังงานได้เสนอให้ใช้วิธีการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานให้ความเห็น อาจมีแนวทางดำเนินการ ดังนี้ (1) ข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านเทคนิค เสนอให้แต่งตั้งคณะทำงาน/อนุกรรมการ จากผู้แทนของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (กฟผ. กฟน. และ กฟภ.) เป็นผู้ดำเนินการพิจารณาตรวจสอบคุณสมบัติและประเมินข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านเทคนิค (2) ข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านราคา เสนอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เป็นผู้ดำเนินการประเมินข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านราคา สำหรับผู้ยื่นข้อเสนอที่ผ่านการพิจารณาคุณสมบัติและการประเมินข้อเสนอขอขายไฟฟ้าด้านเทคนิค

มติของที่ประชุม

     1.เห็นชอบกรอบหลักการและเงื่อนไขการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบFeed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการนำร่อง) ดังนี้

     (1) มีเป้าหมายการรับซื้อ 150 เมกะวัตต์ โดยกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายใน 36 เดือน นับถัดจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA, Power Purchase Agreement) แบ่งเป็น (1) เชื้อเพลิงชีวมวล ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์ และ (2) เชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) ปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ต่อโครงการ เป้าหมายการรับซื้อ 75 เมกะวัตต์

     (2) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)

     (3) ประเภทเชื้อเพลิง มี 2 ประเภท คือ ชีวมวล และ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25)

     (4) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเท่านั้น

        (5) สัญญารับซื้อไฟฟ้าเป็นสัญญาแบบ Non-Firm ระยะเวลา 20 ปี

     (6) วิธีการคัดเลือกโครงการ จะมีการพิจารณาข้อเสนอขอขายไฟฟ้าทางด้านเทคนิคและด้านราคา ดังนี้ (1) ด้านเทคนิค จะมีการตรวจสอบคุณสมบัติตามเงื่อนไข และประเมินด้านเทคนิค อาทิเช่น ความพร้อมด้านเทคโนโลยี ความพร้อมด้านการเงิน ความพร้อมด้านพื้นที่มีระบบสายส่งรองรับ ความพร้อมด้านเชื้อเพลิง รวมถึงพื้นที่ปลูก การบริหารน้ำและปัจจัยอื่นๆ ตลอดจน มีผู้เชี่ยวชาญด้านการเกษตร เป็นต้น ผู้ที่ผ่านเกณฑ์ด้านเทคนิคเท่านั้นที่จะได้รับการพิจารณาด้านราคาต่อไป และ (2) ด้านราคา จะเป็นการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยผู้ยื่นเสนอโครงการจะต้องเสนอส่วนลดในส่วนของ FiT คงที่ ซึ่งเป็นส่วนของค่าใช้จ่ายในการสร้างโรงไฟฟ้า โดยผู้ที่เสนอส่วนลดสูงสุดจะได้รับการพิจารณาเป็นลำดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ

     (7)โครงการที่ยื่นขอขายไฟฟ้า ต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาผูกพันกับภาครัฐ

     (8)รูปแบบการร่วมทุนประกอบด้วย 2 ส่วน คือ (1) ผู้เสนอโครงการ (ภาคเอกชน) ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 90 และ (2) วิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน และมีสมาชิกรวมกันไม่น้อยกว่า 200 ครัวเรือน ถือหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 10 (เป็นหุ้นบุริมสิทธิ) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า

     (9) การแบ่งผลประโยชน์ (1) หุ้นบุริมสิทธิ ร้อยละ 10 ให้กับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน (ที่จดทะเบียนเป็นนิติบุคคลถูกต้องตามกฎหมาย) ซึ่งเป็นผู้ปลูกพืชพลังงานให้แก่โรงไฟฟ้า และ (2) ผลประโยชน์อื่น ๆ สำหรับชุมชนรอบโรงไฟฟ้า ให้โรงไฟฟ้าและชุมชนทำความตกลงกัน ทั้งนี้ ให้กำหนดวัตถุประสงค์ให้เกิดประโยชน์ในการพัฒนาชุมชนและสวัสดิการสังคม เช่น ด้านการสาธารณสุข ด้านสาธารณูปโภค ด้านการศึกษา เป็นต้น

     (10) ต้องมีแผนการจัดหาเชื้อเพลิงโดยมีสัญญารับซื้อเชื้อเพลิงในราคาประกันกับวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน ในรูปแบบเกษตรพันธสัญญา (Contract farming) ซึ่งในสัญญาจะต้องมีการระบุข้อมูลปริมาณการรับซื้อพืชพลังงาน ระยะเวลาการรับซื้อพืชพลังงาน คุณสมบัติของพืชพลังงาน และราคารับซื้อพืชพลังงานไว้ในสัญญาด้วย โดยพืชพลังงานที่จะนำมาใช้จะต้องได้มาจากการปลูกโดยวิสาหกิจชุมชน หรือเครือข่ายวิสาหกิจชุมชน หรือเกษตรกรบริเวณใกล้เคียง อย่างน้อยร้อยละ 80 และผู้ประกอบการสามารถจัดหาเองได้ ไม่เกินร้อยละ 20

     (11) ปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเป็นไปตามที่ประกาศการรับซื้อกำหนด โดยไม่เกิน 3 เมกะวัตต์สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน ผสมน้ำเสีย/ของเสีย น้อยกว่าหรือเท่ากับร้อยละ 25) และไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ สำหรับโรงไฟฟ้าชีวมวล

     (12) กรณีที่ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด หรือมิได้ดำเนินการตามแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้

     2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาให้ความเห็นชอบตามข้อ 1 และพิจารณามอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปดำเนินการออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการนำร่อง) และดำเนินการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป

เรื่องที่ 4 . แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1 โครงการนำร่อง และรับทราบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 2 และระยะที่ 3 โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปศึกษาการดำเนินการเพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 กบง. ได้เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ทดสอบนำเข้า LNG แบบตลาดจร (Spot) จำนวน 2 ลำเรือ ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน ซึ่งเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2562 และวันที่ 21 เมษายน 2563 กฟผ. ได้นำเข้า LNG แบบ Spot 2 ลำเรือ ปริมาณ 65,000 ตันต่อลำเรือ โดยนำก๊าซที่แปรสภาพแล้วไปใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกงชุดที่ 5 โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ชุดที่ 4 และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้รายงานผลการนำเข้าให้ กบง. รับทราบแล้วเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563

         2. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มอบหมายให้ สนพ. และ กกพ. ไปทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป ซึ่ง สนพ. กกพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ปตท. และ กฟผ. ได้มีการประชุมร่วมกันหลายครั้ง และได้เสนอคณะอนุกรรมการบริหารจัดการ การจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ ซึ่งสรุปแนวทางได้ 2 รูปแบบ ดังนี้

     2.1 ปรับปรุงแนวทางฯ จากที่ กพช. ได้รับทราบไว้แล้วเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ดังนี้ (1) ธุรกิจต้นน้ำในการจัดหา LNG ให้มี Shipper หลายรายทำหน้าที่จัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติไปยังลูกค้าโดยตรง และมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG รายใหม่เข้ามาลงทุนเชื่อมต่อกับระบบ (2) ธุรกิจกลางน้ำ กำหนดราคาก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas (Old Demand/Supply) และราคาตลาด LNG นำเข้า (New Demand/Supply) ทั้งนี้ สัดส่วนของราคา Pool จะค่อยๆ ลดลงตามสัญญาเก่าที่ทยอยหมดอายุ สำหรับสัญญาที่ต่อใหม่ให้เป็น New Supply/Demand และให้ ปตท. เตรียมจัดตั้งหน่วยงานหรือองค์กรผู้บริหารระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator : TSO) ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ และ (3) ด้านธุรกิจปลายน้ำ กำหนดผู้ใช้ก๊าซฯ ต้องเข้าระบบแข่งขัน (ยกเว้นที่ติดสัญญาระยะยาวให้รอจนกว่าสัญญาหมดอายุ) และเริ่มเปิดให้มีผู้บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution System Operator หรือ DSO) รายใหม่ ในส่วนที่ปรับปรุงแนวทางฯ จากที่ กพช. ได้รับทราบเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ในส่วนแรกจะเป็นการอนุญาตให้มีการนำเข้า LNG เพิ่มจาก LNG สัญญาระยะยาวที่ทำไว้ (LNG Flexible Supply) โดยนำเข้าจากตลาดจร (Spot) ในช่วงที่เงินบาทแข็งค่าและ LNG มีราคาต่ำกว่าราคา Pool Gas เพื่อช่วยให้ค่าไฟฟ้ามีราคาลดลง สำหรับการปรับปรุงส่วนที่ 2 เป็นเรื่องที่ยังไม่เชื่อมโยงกับการดำเนินนโยบาย SPP Pool เนื่องจาก สนพ. ยังอยู่ในช่วงการศึกษาและเตรียมการจัดตั้งตลาดกลางการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนและกำลังศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้าในอนาคต ทั้งนี้ การปรับปรุงแนวทางฯ รูปแบบนี้มีข้อดีคือ เป็นการเปิดเสรีอย่างแท้จริงทั้งในส่วนที่จัดหาและค้าส่งไปพร้อมกัน เห็นผลรวดเร็ว Shipper ต้องมี Demand ของตนเอง ช่วยเพิ่ม Bargaining Power และส่งเสริมให้ภาคเอกชนไทยเข้าสู่ธุรกิจก๊าซส่วนUpstream/Midstream และแข่งขันกับต่างชาติได้ รวมทั้งภาครัฐสามารถคุมนโยบายและการปฏิบัติได้โดยไม่มีภาระความรับผิดชอบทางธุรกิจ แต่มีข้อเสียคือต้องมี Major New Demand จึงจะเกิด New Shipper และสร้างการแข่งขันได้

     2.2 รูปแบบ Enhance Single Buyer (ESB) ปตท. ได้เสนอรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ควบคู่กับการส่งเสริมการแข่งขันในธุรกิจไฟฟ้า โดย ปตท. จะทำหน้าที่เป็นผู้จัดหา (Aggregator) ก๊าซธรรมชาติ ที่เปิดโอกาสให้ Shippers/Suppliers สามารถแข่งขันขาย LNG ส่วนเพิ่ม(ปริมาณส่วนเพิ่มในแต่ละช่วงเวลากำหนดโดย กพช.) ผ่าน ปตท. เพื่อให้ประโยชน์เกิดกับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกราย และยังคงมั่นใจได้ว่าการจัดหาและจัดส่งก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างต่อเนื่อง ไม่กระทบต่อความมั่นคงทางพลังงานของประเทศในภาพรวม โดยรูปแบบ ESB มีข้อดีคือ เปิดแข่งขันได้แม้ไม่มี New Demand โดยเริ่มจากการแข่งขันจัดหาเข้า Pool โดยผู้จัดหาไม่ต้องมี Demand ของตนเอง ผู้ค้าส่งไม่ต้องนำเข้าก๊าซเอง และมีข้อเสียคือ ใช้เวลานานกว่าการเปิดเสรีทั้งระบบ ไม่สามารถทดสอบการใช้งาน TPA ทั้งระบบพร้อมกันได้ ภาครัฐต้องบริหาร Pool Gas ทั้งด้านราคา คุณภาพ และปริมาณ และรับความเสี่ยงในการบริหาร สัญญาซื้อ-ขายก๊าซทั้งระบบ ทำให้ยากต่อการแข่งขันทั้งระบบอย่างแท้จริง (ปตท. ยังมีบทบาทสำคัญในธุรกิจก๊าซ) นอกจากนี้ยังมีข้อจำกัดสำคัญคือ กฟผ. ไม่สามารถแข่งขันในการจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ เนื่องจากพระราชบัญญัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2511 กำหนดบทบาท กฟผ. ไว้ในด้านการผลิตไฟฟ้าและบริหารจัดการระบบสายส่งเท่านั้น

     3. คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ได้รับทราบว่าปริมาณการจัดหาก๊าซฯ ในช่วงปี 2561 - 2572 จะเป็นไปตามสัญญาระยะยาวของ ปตท.เมื่อถึงปลายปี 2572 สัดส่วนการจัดหาของ ปตท. จาก 100% จะลดลงเหลือประมาณ 58% และหลังปี 2572 จะเป็นโอกาสของตลาดของการแข่งขันอย่างแท้จริง และจากการพิจารณาข้อดีและข้อเสียของการปรับปรุงแนวทางตามข้อ 2.1 และ 2.2 คณะอนุกรรมการฯ มีความเห็นว่าแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ระยะเปลี่ยนผ่านก่อนการเปิดเสรีเต็มรูปแบบ ในช่วงปี 2563 – 2567 ควรเป็นรูปแบบการปรับปรุงแนวทางเดิมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ตามข้อ 2.1

     4. กกพ. ได้อนุมัติให้ใบอนุญาตประกอบการกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) ทำให้นอกจาก ปตท. แล้ว ณ เดือนมิถุนายน 2563 มี New Shippers 4 ราย ได้แก่ (1) กฟผ. (2) บริษัท บี.กริม แอลเอ็นจี จำกัด (3) บริษัท กัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด (มหาชน) และ (4) บริษัท หินกองเพาเวอร์โฮลดิ้ง จำกัด ต่อมาเมื่อวันที่ 10 กันยายน 2563 สนพ. ได้เชิญ Shipper ทั้ง 4 ราย มาประชุมแลกเปลี่ยนความเห็น โดย New Shippers สนับสนุนให้เร่งประกาศนโยบายเปิดเสรีกิจการก๊าซฯ และมีความเห็นสรุปได้ดังนี้ (1) การใช้บริการสถานี LNG Terminal/ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ควรกำหนดอัตราค่าปรับการใช้บริการให้ชัดเจนและเหมาะสม ปรับปรุงการจองใช้บริการ LNG Terminal ให้สามารถใช้บริการได้จริง ข้อกำหนดการส่งเสริมให้เป็น LNG Hub ระยะแรกควรมีความยืดหยุ่นเพื่อให้ Shipper แต่ละรายมีเวลาปรับตัว การนำเข้า LNG ของ Shipper มีการใช้เฉพาะท่อส่งก๊าซบนบกเท่านั้น จึงควรคิดค่าผ่านท่อให้สอดคล้องกับการใช้งานจริง และควรจัดตั้งหน่วยงานกลางในการกำกับดูแล ควบคุมการเรียกรับก๊าซและคุณภาพก๊าซจากแหล่งต่างๆ เพื่อให้เกิดความเป็นธรรม (2) กกพ. ควรเผยแพร่ข้อมูลให้ทันสมัยตลอดเวลา เพื่อให้ Shipper ทุกรายสามารถเข้าถึงข้อมูลได้อย่างเท่าเทียมและรวดเร็ว การกำหนดราคาก๊าซสำหรับผู้ใช้ก๊าซในภาคไฟฟ้า ควรมีความเท่าเทียมด้านต้นทุนค่าเชื้อเพลิง และแข่งขันที่ประสิทธิภาพการผลิตของโรงไฟฟ้าเป็นหลัก การกำหนดกลไกในการบริหารจัดการปริมาณ LNG ที่ขาด/เกิน ควรมีความชัดเจน เช่น แบ่งเป็นส่วนเพื่อการค้าและส่วนเพื่อความมั่นคง การบริหารจัดการ Take or Pay ควรเปิดเผยข้อมูลและการบริหารจัดการสัญญาแต่ละแหล่งให้สาธารณะได้รับรู้อย่างครบถ้วนและมิให้เป็นภาระของประเทศ และ (3) ควรมีโครงสร้างราคาการแข่งขันที่ชัดเจน และประกาศราคาอ้างอิงล่วงหน้าเพื่อให้ shipper ใช้เป็นเกณฑ์ในการตัดสินใจในการทำข้อผูกพันแต่ละครั้ง

     5. จากผลการดำเนินการระยะที่ 1 โครงการนำร่องของ กฟผ. ความพร้อมในการเตรียมการระยะที่ 2 ระยะเปลี่ยนผ่าน ความเห็นจากคณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหาฯ ประกอบกับความเห็นจาก New Shippers ทุกราย ฝ่ายเลขานุการฯ จึงมีข้อเสนอดังนี้ (1) มอบหมาย กกพ. เร่งดำเนินการในเรื่องที่เกี่ยวข้องเพื่อพร้อมเปิดการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 2 ภายในเดือนธันวาคม 2563 ประกอบด้วย การจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ให้ Shipper ทุกรายมี Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code ของระบบท่อส่งก๊าซฯ และสถานี LNG กำหนดค่าปรับความไม่สมดุลทางบวกและทางลบ ค่าปรับการใช้ความสามารถในการให้บริการเกินกำหนดของระบบส่งก๊าซฯ กำหนดแนวทางการกำกับ กลไกและเครื่องมือการบริหารจัดการตลาดเพื่อให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ให้เหมาะสมกับปัจจุบันและรองรับในอนาคต โดยมอบ กกพ. เป็นหน่วยงานกลางในการกำกับกิจการก๊าซฯ และนำความเห็นของ New Shipper ไปประกอบการพิจารณาเพื่อให้การเปิดการแข่งขันฯ โปร่งใส เป็นธรรมและทั่วถึง (2) ปรับปรุงอำนาจและหน้าที่ของคณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยเพิ่มการบริหาร กำกับ ติดตาม การจัดหาก๊าซฯ เพื่อความความมั่นคง โดยครอบคลุมการจัดหาทั้งจากอ่าวไทยและนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซฯ และจากการนำเข้า LNG และกำหนดหลักเกณฑ์ เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มี Shipper หลายราย และเพื่อใช้ในการวางแผนการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ อาจต้องปรับปรุงองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการฯ เพื่อรองรับอำนาจและหน้าที่ที่เพิ่มขึ้นด้วย โดยมอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำคำสั่ง และเสนอประธาน กบง. พิจารณาลงนามในคำสั่งต่อไป และ (3) มอบหมาย สนพ. ทบทวนหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ซึ่งตามมติ กพช. วันที่ 28 มิถุนายน 2553 กำหนดราคา LNG จะต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตาที่มีความหนืดปานกลาง (2% Sulphur) และให้เสนอ กบง. และ กพช. พิจารณา

มติของที่ประชุม

     1. รับทราบแนวทางส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในช่วงปี 2564 – 2572 ตามรูปแบบปรับปรุงแนวทางเดิมตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ดังนี้ (1) ธุรกิจต้นน้ำในการจัดหา LNG ให้มีระบบที่มีการแข่งขันการจัดหา LNG โดยให้มี Shipper หลายรายทำหน้าที่จัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติไปยังลูกค้าโดยตรง และมีผู้ลงทุนและบริหารกิจการสถานี LNG รายใหม่เข้ามาลงทุนเชื่อมต่อกับระบบ (2) ธุรกิจกลางน้ำ กำหนดราคาก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas (Old Demand/Supply) และราคาตลาด LNG นำเข้า (New Demand/Supply) ทั้งนี้ สัดส่วนของราคา Pool จะค่อยๆ ลดลงตามสัญญาเก่าที่ทยอยหมดอายุ สำหรับสัญญาที่ต่อใหม่ให้เป็น New Supply/Demand และให้ ปตท. เตรียมจัดตั้ง TSO ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อเป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซ และรักษาสมดุลของระบบท่อ (3) ด้านธุรกิจปลายน้ำ กำหนดผู้ใช้ก๊าซฯ ต้องเข้าระบบแข่งขัน (ยกเว้นที่ติดสัญญาระยะยาวให้รอจนกว่าสัญญาหมดอายุ) และเริ่มเปิดให้มีผู้บริหารระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (Distribution System Operator หรือ DSO) รายใหม่ ทั้งนี้ในส่วนที่ปรับปรุงแนวทางฯ จากที่ กพช. ได้รับทราบไว้แล้วเมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ในส่วนแรกจะเป็นการอนุญาตให้มีการนำเข้า LNG เพิ่มจาก LNG ที่เป็นสัญญาระยะยาวที่ทำไว้ (LNG Flexible Supply) โดยนำเข้าจากตลาดจร (Spot) ในช่วงที่เงินบาทแข็งค่าและ LNG มีราคาต่ำกว่าราคา Pool Gas ในวัตถุประสงค์เพื่อช่วยให้ค่าไฟฟ้ามีราคาลดลงจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่ถือเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า สำหรับการปรับปรุงส่วนที่ 2 เป็นเรื่องที่ยังไม่เชื่อมโยงกับการดำเนินนโยบาย SPP Pool เนื่องจาก สนพ. ยังอยู่ในช่วงการศึกษา และเตรียมการจัดตั้งตลาดกลางการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนและกำลังศึกษาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้าในอนาคต

     2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เร่งดำเนินการในเรื่องที่เกี่ยวข้อง เพื่อพร้อมเปิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ภายในเดือนธันวาคม 2563 ดังนี้ (1) จัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) ให้ Shipper ทุกรายมี Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (3) ทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code ของระบบท่อส่งก๊าซฯ และสถานี LNG (4) กำหนดค่าปรับความไม่สมดุลทางบวกและทางลบ ค่าปรับการใช้ความสามารถในการให้บริการเกินกำหนดของระบบส่งก๊าซฯ (5) กำหนดแนวทางการกำกับ กลไกและเครื่องมือการบริหารจัดการตลาดเพื่อให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ให้เหมาะสมกับปัจจุบันและรองรับในอนาคต และ (6) มอบ กกพ. เป็นหน่วยงานกลางในการกำกับกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยนำความเห็นของ New Shipper ไปประกอบการพิจารณาเพื่อให้การเปิดการแข่งขันฯ โปร่งใส เป็นธรรมและทั่วถึง

     3. เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยให้มีผู้ทรงคุณวุฒิเข้ามาช่วยพิจารณารูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันราคา LNG นำเข้า โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติที่เหมาะสมและแนวทางต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อช่วยส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติได้จริงอย่างเป็นรูปธรรม

เรื่องที่ 5 . แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas : LNG) ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ระหว่างปี พ.ศ. 2564 – 2566 (3 ปี)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบหลักการการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ต่อมาเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2562 และวันที่ 21 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยให้ทดลองนำเข้า LNG แบบตลาดจร (Spot) จำนวน 2 ลำเรือ (Cargoes) โดย Cargo ละประมาณ 65,000 ตัน ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน ตามกำหนดเวลาคือ ลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ซึ่ง กฟผ. ได้นำเข้าลำเรือที่ 1 เมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 เมื่อวันที่ 21 เมษายน 2563 และส่งให้ โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 โรงไฟฟ้าบางปะกงชุดที่ 5 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ชุดที่ 4 แล้วเสร็จ จากการประเมินผลกระทบจากการจัดหา LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ พบว่า ราคา LNG ของ กฟผ. ต่ำกว่าราคาก๊าซฯ Pool ส่งผลให้มูลค่าเชื้อเพลิงลดลงประมาณ 656.58 ล้านบาท และมีผลให้ค่าเชื้อเพลิงในค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ลดลงโดยเฉลี่ยประมาณ 0.56 สตางค์ต่อหน่วย

         2. 2. กฟผ. ได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตไฟฟ้า โดยมีวัตถุประสงค์หลักเพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และสามารถบริหารจัดการต้นทุนค่าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ของ กฟผ. ได้อย่างมีประสิทธิภาพ โดยกำหนดแนวทางดำเนินการ ดังนี้ (1) จัดซื้อจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) โดยจัดทำร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติฉบับใหม่ (Global DCQ) ระยะเวลา 10 ปี และกำหนดปริมาณซื้อขายก๊าซเฉลี่ยต่อวัน (Daily Contract Quantity : DCQ) ตามความเหมาะสมกับความต้องการและสอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เกิดความยืดหยุ่น โดยที่ กฟผ. ไม่เกิดความเสี่ยงจากบทปรับที่ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ต่ำกว่าปริมาณขั้นต่ำรายปี (Minimum Take) และไม่กระทบต่อภาระ Take or Pay ของ ปตท. (2) จัดหา LNG สำหรับปริมาณความต้องการใช้ก๊าซฯ ของ กฟผ. ในส่วน ที่เกินจากปริมาณตามข้อผูกพันใน Global DCQ เพื่อเพิ่มทางเลือกและเสริมความมั่นคงการจัดหาเชื้อเพลิง ให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และเพิ่มความยืดหยุ่นในการบริหารต้นทุนค่าเชื้อเพลิงก๊าซฯ ของ กฟผ. ต่อมาเมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2563 กฟผ. มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน เพื่อเสนอแผนการนำเข้า LNG ของ กฟผ. สำหรับปี 2563 - 2565 (3 ปี) ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการ กฟผ. เพื่อขอให้นำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณา ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2563 กฟผ. และ ปตท. ได้ลงนามสัญญา Global DCQ โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2563 กำหนดอายุสัญญา 10 ปี และเมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2563 กฟผ. มีหนังสือ ถึง สนพ. เสนอการปรับปรุงแผนการจัดหา LNG จากปี 2563 – 2565 เป็นปี 2564 - 2566 สำหรับปี 2563 หาก กบง. และ/หรือ กพช. มีมติอนุมัติแผนการจัดหา LNG ภายในเดือนพฤศจิกายน 2563 กฟผ. คาดการณ์ว่าจะสามารถนำเข้า LNG ได้ในปริมาณไม่เกิน 1 ลำเรือ หรือประมาณ 70,000 ตัน พร้อมรายงานผลการประเมินต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ระหว่างปี 2564 – 2566

     3. แผนการจัดหา LNG ของ กฟผ. สำหรับใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกง โรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าวังน้อย ปี 2563 – 2566 มีปริมาณจัดหาไม่เกิน 0.07 1.90 1.80 และ 1.80 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ และการประเมินต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในค่า Ft ระหว่างปี 2564 – 2566 (3 ปี) เท่ากับ -2.88 -1.44 และ -1.13 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ ทั้งนี้ กฟผ. สามารถนำเข้า LNG ตามแผนได้ หลังจากที่ กพช. มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แล้ว การที่ กฟผ. ทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ตามนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ จะส่งผลดีต่อประเทศโดยรวม ทั้งด้านการรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และด้านการเพิ่มความสามารถในการแข่งขันของประเทศ

     4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นต่อแผนการนำเข้า LNG ของ กฟผ. สรุปได้ดังนี้ (1) การนำเข้า LNG ของ กฟผ. สอดคล้องกับนโยบายส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติที่ต้องการให้มี shipper หลายราย (2) กฟผ. จะต้องปฏิบัติตามระเบียบและข้อกำหนดของ TPA ทั้งในส่วนของสถานีรับ-จ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว และในส่วนของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยไม่มีการผ่อนปรนกฎระเบียบใดๆ รวมถึงหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับ ที่ ปตท. ปฏิบัติอยู่ (3) ปริมาณตามแผนการนำเข้าของ กฟผ. สูงเกินกว่า Capacity ของ Map Ta Phut LNG Terminal ที่ กฟผ. ทำสัญญาจองใช้บริการที่ 1.5 ล้านตันต่อปี ซึ่งอาจส่งผลกระทบกับผู้จองใช้ LNG terminal รายอื่น และ (4) ปริมาณการจัดหา LNG ตามแผนที่ กฟผ. เสนอเป็นส่วนเกินจากปริมาณตามสัญญา Global DCQ เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2563 จึงจำเป็นต้องประเมินปริมาณที่ กฟผ. จะนำเข้าก่อนการนำเข้าจริง เพื่อให้เหมาะสมและสอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ และไม่ก่อให้เกิดภาระ Take or Pay กับผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติที่มีสัญญาอยู่ก่อนนั้น ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอให้รับทราบแผนการจัดหา LNG ของ กฟผ. สำหรับใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกง โรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าวังน้อย ปี 2563 – 2566 มีปริมาณจัดหาไม่เกิน 0.07 1.90 1.80 และ 1.80 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทั้งนี้ กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้า LNG ตามแผนได้ หลังจากที่ กพช. มีมติเห็นชอบเรื่องแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แล้ว โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สำนักงาน กกพ. สนพ. กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ปตท. และ กฟผ. ไปพิจารณาปริมาณการนำเข้าของ กฟผ. ที่เหมาะสมเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay และสอดคล้องกับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อไป

มติของที่ประชุม

     รับทราบแผนการจัดหา LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) สำหรับใช้ ในโรงไฟฟ้าบางปะกง โรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าวังน้อย ปี 2563 – 2566 ดังนี้ (1) ปี 2563 มีปริมาณการจัดหาไม่เกิน 0.07 ล้านตันต่อปี (2) ปี 2564 มีปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.90 ล้านตันต่อปี (3) ปี 2565 มีปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.80 ล้านตันต่อปี และ (4) ปี 2566 มีปริมาณการจัดหาไม่เกิน 1.80 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ กฟผ. สามารถดำเนินการนำเข้า LNG ตามแผนได้ หลังจากที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบเรื่องแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แล้ว โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบด้วย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) สำนักงาน กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และ กฟผ. ไปพิจารณาปริมาณการนำเข้าของ กฟผ. ที่เหมาะสมเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay และสอดคล้องกับแนวทางการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อไป

เรื่องที่ 6 . แนวทางการช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะ

สรุปสาระสำคัญ

         1. จากสถานการณ์การแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ประกอบกับกรมการขนส่งทางบกได้มีหนังสือ ขอให้กระทรวงพลังงานทบทวนนโยบายการช่วยเหลืออุดหนุนราคาเชื้อเพลิงสำหรับรถสาธารณะ เนื่องจาก มีปริมาณผู้โดยสารลดน้อยลงอย่างมาก ส่งผลให้ผู้ประกอบการอาจมีรายได้ไม่เพียงพอและเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิงที่เป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจ ต่อมาเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบให้ลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถวร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน (วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2563) และขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ เพื่อคงราคาขายปลีกที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน และ กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ได้ขยายเวลาช่วยเหลือต่อจนถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 ต่อมาคณะกรรมการ ปตท. เห็นว่าเศรษฐกิจของประเทศไทยยังฟื้นตัวได้ไม่เต็มที่ จึงขยายเวลาบรรเทาความเดือดร้อนให้ผู้ประกอบการ รถโดยสารสาธารณะที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 1 เดือน (วันที่ 1 - 31 สิงหาคม 2563) และเมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2563 ได้ขยายเวลาอีกครั้ง จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ทั้งนี้ แนวโน้มราคาขายปลีกก๊าซ NGVโดยทั่วไปราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในวันนี้จะสะท้อนราคาก๊าซ NGV ในอีก 6 - 12 เดือนถัดไป ซึ่งจากน้ำมันเชื้อเพลิงที่ลดต่ำในช่วงต้นปี 2563 จะส่งผลต่อราคาก๊าซ NGV ในช่วงปลายปี จากแนวโน้มจะพบว่าราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในเดือนพฤศจิกายน 2563 ถึงเดือนมกราคม 2564 และเดือนมีนาคม 2564 ราคาขายปลีกจะต่ำกว่า 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเป็นราคาที่จำหน่ายให้กับรถโดยสารสาธารณะ

         2. เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2563 สมาคมการค้าเครือข่ายแท็กซี่ไทย (สมาคมแท็กซี่) มีหนังสือ ถึงรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อขอความอนุเคราะห์ดังนี้ (1) ขอคงราคา ก๊าซ NGV จาก 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 (2) ขอให้ ปตท. สนับสนุนงบประมาณด้านสวัสดิการให้กับคนขับแท็กซี่ และ (3) ให้มีเวทีที่แท็กซี่ได้ทำงานใกล้ชิดกับหน่วยงานภาครัฐ ต่อมาเมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2563 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้จัดประชุมหารือแนวทางการช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถโดยสารสาธารณะ ระหว่างกรมการขนส่งทางบก (ขบ.) ปตท. สมาคมแท็กซี่ และสำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค ซึ่งสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) สมาคมแท็กซี่ขอความอนุเคราะห์บรรเทาความเดือดร้อนของเครือข่ายแท็กซี่ไทยด้านอัตราค่าเชื้อเพลิง อย่างน้อยถึงเดือนธันวาคม 2563 และ (2) ขอให้เปิดเวทีให้สมาคมแท็กซี่ได้ทำงานใกล้ชิดกับหน่วยงานภาครัฐ เพื่อรับทราบ กฎ กติกา และระยะเวลา เพื่อดำเนินการร่วมกัน โดยเฉพาะการดำเนินการหลังเดือนธันวาคม 2563 เพื่อจะได้ทราบล่วงหน้า และรับไปพิจารณาตามนโยบาย

     3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เห็นควรให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับ การพิจารณาของคณะกรรมการ ปตท. และหากกระทรวงพลังงานลดราคาก๊าซ NGV ลงที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัมแล้ว กระทรวงคมนาคมควรพิจารณาปรับอัตราค่าโดยสารลดลงให้สอดคล้องกับราคาก๊าซ NGV ที่ปรับลดลงด้วย ประกอบกับความเห็นของสมาคมแท็กซี่ที่เห็นด้วยกับการปรับราคาก๊าซ NGV ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยกระทรวงคมนาคมต้องปรับอัตราค่าบริการเพิ่มขึ้น ซึ่งกระทรวงคมนาคมได้ดำเนินโครงการศึกษาการพัฒนาเพื่อความปลอดภัยและคุณภาพการให้บริการของรถแท็กซี่ โดยพิจารณาโครงสร้างต้นทุน และการประกอบการ โดยมีสถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย (TDRI) เป็นผู้รับจ้างศึกษา ซึ่งศึกษา แล้วเสร็จเมื่อเดือนมิถุนายน 2561 และขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณาห้วงเวลาที่เหมาะสมในการนำอัตรา ค่าโดยสารตามผลการศึกษามาบังคับใช้ และจากแนวโน้มสถานการณ์ก๊าซ NGV ที่คาดว่าจะลดลงในช่วงปลายปี ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ยกเว้นในกรณีที่ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ต่ำกว่า 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาตามราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถทั่วไป ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล : รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด : รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก.รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ยกเว้นในกรณีที่ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ต่ำกว่า 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถทั่วไป ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563

     2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้ลดราคาขายปลีก ก๊าซ NGV อยู่ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถแท็กซี่ ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ตามข้อร้องเรียน ของสมาคมการค้าเครือข่ายแท็กซี่ไทย

เรื่องที่ 7 .แนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศจากผลกระทบการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19

สรุปสาระสำคัญ

         1. สถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 ส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจ ของประเทศไทยและหลายประเทศทั่วโลก ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศไทยลดต่ำลงเมื่อเปรียบเทียบกับค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ส่งผลให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศสูงขึ้น อาจเป็นเหตุให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้น ซึ่งจะเพิ่มภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชน กระทรวงพลังงาน จึงได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาหาแนวทางการบริหารจัดการลดระดับ Reserve Margin ของประเทศ เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบดังกล่าว ต่อมาเมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติมอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับไปดำเนินการบริหารจัดการ Reserve Margin ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม โดยจัดทำแผนหรือมาตรการเพื่อลด Reserve Margin ให้เสร็จภายเดือนธันวาคม 2563 และนำมารายงาน กบง. ต่อไป

         2.สนพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และ กฟผ. เรื่องแนวทางการบริหารจัดการลดระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศจากผลกระทบการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 จำนวน 3 ครั้ง และได้เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการลดระดับ Reserve Margin เบื้องต้น สรุปได้ดังนี้

     2.1 แนวทางการเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้า (เพิ่ม Demand) ได้แก่ (1) กระตุ้นให้มีการใช้ไฟฟ้ามากขึ้นโดยการใช้มาตรการลดค่าไฟฟ้า อาจดำเนินการได้ในรูปแบบการให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าหรือการปรับอัตราค่าไฟฟ้าแบบอัตราก้าวหน้าในช่วง (Block) ท้ายๆ ให้ถูกลง เพื่อช่วยกระตุ้นให้เกิดการใช้ไฟฟ้ามากขึ้น และทำให้ระดับ Reserve Margin ลดต่ำลง รวมถึงเป็นการเพิ่มการใช้ประโยชน์ (Utilization Factor) ของโรงไฟฟ้าได้มากขึ้น แต่มีข้อกังวลคือ อาจจะทำให้เกิดพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าที่ฟุ่มเฟือยเกินความจำเป็น ซึ่งขัดกับมาตรการประหยัดพลังงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน และการใช้มาตรการลดค่าไฟฟ้าในผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มประเภทอุตสาหกรรม อาจทำให้เกิดประเด็นการค้าระหว่างประเทศ หรือประเด็นการทุ่มตลาดได้ (2) การเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากรถยนต์ไฟฟ้า (EV) เป็นแนวทางการเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้าในภาพรวมทั้งประเทศและลดระดับ Reserve Margin ของประเทศ แต่มีข้อกังวลคือ การใช้งานรถ EV ในช่วงแรกยังมีปริมาณค่อนข้างน้อย อัตราการเพิ่มขึ้นค่อนข้างต่ำเนื่องจากยังไม่มีความชัดเจนด้านนโยบายหรือแผนในการส่งเสริมการใช้งานรถ EV ดังนั้น อาจไม่สามารถนำมาใช้เป็นแนวทางการลดระดับ Reserve Margin ในช่วงระยะสั้นได้ และ (3) การขายไฟฟ้าไปยังต่างประเทศ โดยประเทศที่มีศักยภาพ ได้แก่ กัมพูชาและเมียนมา ซึ่งสามารถขายไฟฟ้าได้เร็วที่สุดในปี 2566 ปริมาณขายสุทธิ 480 เมกะวัตต์ (กัมพูชา 400 เมกะวัตต์ และ เมียนมา 80 เมกะวัตต์) ปริมาณเสนอขายสะสม ณ ปี 2579 ประมาณ 2,300 เมกะวัตต์ (กัมพูชา 2,000 เมกะวัตต์ และ เมียนมา 300 เมกะวัตต์) ซึ่งจะช่วยลดระดับ Reserve Margin และยังเป็นการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้าในประเทศให้เกิดประโยชน์ มีความคุ้มค่า ลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและเป็นการเพิ่มรายได้เข้าประเทศด้วย แต่ทั้งนี้ ในกรณีที่ขายไฟฟ้าให้ต่างประเทศด้วยอัตราค่าไฟฟ้าที่ต่ำกว่าราคาที่ขายในประเทศ อาจทำให้เกิดประเด็นหรือข้อร้องเรียนได้

     2.2 แนวทางการลดกำลังผลิตโรงไฟฟ้า (ลด Supply) ประกอบด้วย (1) เจรจาเลื่อนวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าที่ผูกพันแล้ว ควรจะต้องพิจารณาการกำหนดหลักเกณฑ์ ที่เหมาะสมก่อนดำเนินการ เช่น ต้องเป็นโครงการที่ยังไม่ดำเนินการก่อสร้าง ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เป็นต้น (2) เร่งปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น (buy out) ควรพิจารณาการกำหนดหลักเกณฑ์ที่เหมาะสมก่อนดำเนินการ เช่น ระยะเวลาที่จะสิ้นสุดสัญญา ประสิทธิภาพการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (Heat Rate) ความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เป็นต้น ข้อกังวลคือ การพิจารณาเลื่อน COD สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าที่ผูกพันแล้ว หรือการเร่งปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น จะต้องเจรจาระหว่างคู่สัญญา พิจารณาคัดเลือกโรงไฟฟ้า ที่มีความเหมาะสม และมีความคุ้มค่า เปรียบเทียบข้อดี ข้อเสีย รวมถึงต้นทุนค่าใช้จ่าย/ค่าชดเชยที่เกิดขึ้น อย่างถี่ถ้วน เพื่อไม่ให้เกิดภาระหรือผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชนทั้งประเทศ และยังคงไว้ซึ่งความมั่นคงของระบบไฟฟ้า

มติของที่ประชุม

     1. รับทราบแนวทางการบริหารจัดการลดระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) เบื้องต้น ดังนี้ (1) แนวทางการเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้า (เพิ่ม Demand) ได้แก่ การกระตุ้นให้มีการใช้ไฟฟ้ามากขึ้น โดยการใช้มาตรการลดค่าไฟฟ้า การเพิ่มปริมาณการใช้ไฟฟ้าจากรถยนต์ไฟฟ้า (EV) และ การขายไฟฟ้าไปยังต่างประเทศ และ (2) แนวทางการลดกำลังผลิตโรงไฟฟ้า (ลด Supply) ได้แก่ การเจรจาเลื่อนวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าที่ผูกพันแล้ว และ การเร่งปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น (buy out)

     2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานภายใต้คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศเพื่อพิจารณาจัดทำรายละเอียดแนวทางการบริหารจัดการลดระดับ Reserve Margin ของประเทศ

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 6/2563 (ครั้งที่ 20)

วันจันทร์ที่ 21 กันยายน พ.ศ. 2563 เวลา 14.00 น.

1. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ

2. รายงานการนำเข้า LNG ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

3. หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว

4. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

5. ข้อเสนอเชิงนโยบายเพื่อเยียวยาผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm

6. แนวทางการบริหารจัดการการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

7. แนวทางการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานสำหรับประชาชน

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 . การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ

สรุปสาระสำคัญ

         1. มาตรการช่วยเหลือจากสภาวะการณ์ที่ได้เกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ประกอบกับกรมการขนส่งทางบกได้มีหนังสือขอความอนุเคราะห์ให้กระทรวงพลังงานพิจารณาทบทวนนโยบายการช่วยเหลืออุดหนุนราคาเชื้อเพลิงสำหรับรถสาธารณะ เนื่องจากมีปริมาณผู้โดยสารลดน้อยลงอย่างมาก ส่งผลให้ผู้ประกอบการอาจมีรายได้ไม่เพียงพอต่อค่าใช้จ่ายและอาจเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิงที่เป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจเพื่อบรรเทาความเดือดร้อนและลดภาระค่าใช้จ่ายจากการเกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อ COVID-19 และราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวลดลง ซึ่งส่งผลกระทบต่อปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) การคมนาคม ขนส่ง และเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2563 ได้พิจารณาเรื่องความช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV โดยให้ลดราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) : ลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาท ต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน (1 เมษายน ถึง 30 มิถุนายน 2563)) และขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ เพื่อคงราคาขายปลีกที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน และ กบง. เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ได้ขยายเวลาช่วยเหลือต่อไปอีก 1 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 - 31 กรกฎาคม 2563) เมื่อจะครบกำหนดเวลาช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ คณะกรรมการ ปตท. เห็นว่าเศรษฐกิจของประเทศไทยยังฟื้นตัวได้ไม่เต็มที่ จึงควรขยายเวลาบรรเทาความเดือนร้อนให้ผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 1 เดือน (วันที่ 1 - 31 สิงหาคม 2563) และได้ขยายเวลาอีกครั้งเมื่อวันที่ 20 สิงหาคม 2563 โดยขยายไปถึง 31 ธันวาคม 2563

         2. จากสถานการณ์การแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโควิด-19 ส่งผลกระทบต่อผู้ขับรถแท็กซี่และรถรับจ้างสาธารณะที่ใช้ก๊าซ NGV ผู้ประกอบการจึงได้มีหนังสือร้องเรียนถึงกระทรวงพลังงาน ได้แก่ สมาคมวิชาชีพผู้ขับขี่รถยนต์สาธารณะแท็กซี่ขอให้ราคา NGV ควรให้ราคาคงที่ไม่เกิน 10 บาทต่อกิโลกรัม สมาคมการค้าเครือข่ายแท็กซี่ไทย ขอให้ปรับลดราคาก๊าซ NGV เหลือ 10.62 บาทต่อกิโลกรัมทันที บริษัท สุชาติพัฒนา จำกัด ซึ่งประกอบธุรกิจเกี่ยวกับรถโดยสารประจำทางของจังหวัดกาญจนบุรี ขอให้ทบทวนการปรับขึ้นราคา NGV และมูลนิธิคุ้มครองผู้ใช้บริการรถยนต์สาธารณะ ขอให้ชะลอการปรับขึ้นราคาก๊าซธรรมชาติ NGV เป็นต้น

     3.ทั้งนี้ ปตท. ได้ขยายเวลาให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 สำหรับข้อร้องเรียนจากกลุ่มผู้ใช้ NGV กระทรวงพลังงาน และ ปตท. อยู่ระหว่างศึกษาแนวทางการช่วยเหลือโดยจะนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 . รายงานการนำเข้า LNG ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และ เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2555 ในการประชุม คณะรัฐมนตรี (ครม.) เห็นชอบสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ด้วยสัญญาระยะยาว (Sale and Purchase Agreement: SPA) กับบริษัท Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี เป็นเวลา 20 ปี ทั้งนี้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2555 โดยมีกำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนมกราคม 2558 เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 กพช. และ เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2559 ครม. มีมติเห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคา LNG ในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และบริษัท BP ในปริมาณรายละ 1.0 ล้านตันต่อปี (รวมปริมาณ 2.0 ล้านตันต่อปี) เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ ทั้งนี้ ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 และกับบริษัท BP เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2559 โดยมีกำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. และ เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 ครม. มีมติเห็นชอบการซื้อขาย LNG ด้วยสัญญา LNG SPA กับบริษัท PETRONAS LNG ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี เป็นระยะเวลา 15 ปี ทั้งนี้ ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท PETRONAS LNG เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 โดยมีกำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2560

         2. สถานการณ์ตลาดและแนวโน้มราคา LNG ในปี 2562 มีการค้า LNG ในปริมาณ 355 ล้านตัน ซึ่งเพิ่มขึ้นร้อยละ 13 จากปี 2561 โดยสาเหตุหลักมาจากโครงการผลิตที่เริ่มดำเนินการใหม่จำนวนมากในประเทศออสเตรเลีย รัสเซีย และสหรัฐอเมริกา และเป็นปีที่มีอุปทานเพิ่มขึ้นสูงที่สุดนับตั้งแต่ปี 2553 โดยสถานการณ์ตลาด LNG ยังคงอยู่ในภาวะที่อุปทานสูงกว่าอุปสงค์ จึงมีผลทำให้ราคา Spot LNG มีระดับต่ำต่อเนื่องจากปี 2561และเฉลี่ยตลอดทั้งปีที่ 5.95 $/MMBtu ซึ่งปัจจัยด้านอุปสงค์ภูมิภาคยุโรปนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญจากปี 2561 ร้อยละ 75.6 และเป็นภูมิภาคที่รับ LNG ส่วนเพิ่มจากโครงการผลิต LNG ใหม่ที่ล้นตลาด 37 ล้านตัน หรือคิดเป็นปริมาณกว่าร้อยละ 75 ของกำลังการผลิตที่เพิ่มขึ้นทั่วโลก แม้ว่าภูมิภาคเอเชียจะยังเป็นผู้รับซื้อ LNG ที่ใหญ่ที่สุด แต่ประเทศญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ ซึ่งเป็นกลุ่มประเทศผู้นำเข้า LNG รายใหญ่นำเข้าลดลง โดยประเทศญี่ปุ่นนำเข้าลดลงร้อยละ 6.8 และเกาหลีใต้นำเข้าลดลงร้อยละ 9.7 ซึ่งประเทศจีนมีการเติบโตลดลงจากเดิมร้อยละ 35 - 40 เป็นร้อยละ 14 เนื่องจากการผ่อนคลายนโยบายสนับสนุนให้ใช้ก๊าซธรรมชาติทดแทนถ่านหิน รวมไปถึงการชะลอตัวทางเศรษฐกิจ อย่างไรก็ตามประเทศผู้นำเข้า LNG รายเล็กในภูมิภาคเอเชีย เช่น บังคลาเทศ และปากีสถาน มีแนวโน้มนำเข้าเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องจากการเริ่มดำเนินการของ LNG Receiving Terminal ในประเทศ และปัจจัยด้านอุปทาน ในปี 2562 มีโครงการผลิต LNG ใหม่เข้าสู่ตลาด โดยโครงการผลิต LNG ขนาดใหญ่ที่สามารถเริ่มการผลิตได้ในปีนี้ ได้แก่ โครงการ Cameron LNG โครงการ Corpus Christi LNG โครงการ Freeport LNG โครงการ Elba LNG และโครงการ Prelude LNG อย่างไรก็ตามแนวโน้มอุปทาน จากโครงการผลิตใหม่ ในปี 2563 - 2565 จะมีอย่างจำกัดเนื่องจากผู้ขายมีการชะลอการตัดสินใจลงทุนระหว่าง ปี 2560 - 2561 ส่งผลให้ตลาดกลับเข้าสู่ภาวะสมดุลมากขึ้น แต่จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของ COVID-19 ในปัจจุบัน อาจส่งผลให้เกิดการชะลอตัวทางเศรษฐกิจทั่วโลก ความต้องการใช้ LNG ไม่เติบโตตามที่คาดการณ์ และตลาดต้องใช้เวลานานขึ้นที่จะทำให้ตลาดกลับสู่ภาวะสมดุล กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการจัดทำแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติ (Gas Plan) ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 (PDP 2018) พบว่า ประเทศไทยมีความต้องการก๊าซธรรมชาติและ/หรือ LNG เพิ่มมากขึ้นในแต่ละปี

     3.รายงานการนำเข้า LNG ในปี 2562 ปตท. นำเข้า LNG จากสัญญาระยะยาว 4 สัญญา รวมทั้งสิ้น 68 เที่ยวเรือ คิดเป็นปริมาณรวมทั้งสิ้น 4.96 ล้านตัน ราคานำเข้า LNG เฉลี่ยรวม เท่ากับ 9.69 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียูโดยสามารถสูบถ่าย LNG ได้แล้วเสร็จตามแผน โดยไม่เกิดค่าเสียเวลาเรือ (Demurrage) แบ่งเป็น จากบริษัท Qatargas จำนวน 21 เที่ยวเรือ คิดเป็นปริมาณ 1.92 ล้านตัน จากบริษัท Shell จำนวน 13 เที่ยวเรือ คิดเป็นปริมาณ 0.86 ล้านตัน จากบริษัท BP จำนวน 14 เที่ยวเรือ คิดเป็นปริมาณ 0.94 ล้านตัน และจากบริษัท PETRONAS จำนวน 20 เที่ยวเรือ คิดเป็นปริมาณ 1.24 ล้านตัน โดยการจัดหา LNG จากสัญญาระยะยาวยังคงเพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในปี 2562 จึงไม่มีการนำเข้าด้วยสัญญา SPOT เพิ่มเติม ทั้งนี้ ปตท. มีอัตราการส่ง LNG เข้าสู่ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. เฉลี่ย 716 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และในปี 2563 (มกราคม - สิงหาคม) ปตท. ได้นำเข้า LNG ปริมาณรวมแล้วทั้งสิ้น 3.91 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 53 เที่ยวเรือ แบ่งเป็นจากสัญญาระยะยาวทั้ง 4 สัญญาที่ได้ลงนามไว้ จำนวน 46 เที่ยวเรือ โดยราคานำเข้าเฉลี่ย เท่ากับ 8.32 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และจัดหาเพิ่มเติมจากตลาด Spot อีก 7 เที่ยวเรือ (จากแผนจัดหา Spot รวม 10 - 11 เที่ยวเรือ) โดยราคานำเข้าเฉลี่ย เท่ากับ 2.47 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู

     4.แผนการจัดหา LNG ในปี 2563 ปตท. มีแผนการรับ LNG ตามสัญญาระยะยาวจากบริษัท Qatargas, บริษัท Shell, บริษัท BP และบริษัท PETRONAS ปริมาณรวมประมาณ 5 ล้านตัน หรือคิดเป็นจำนวน 69 เที่ยวเรือ เพื่อส่งเข้าสู่ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. อัตราเฉลี่ย 694 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน นอกจากนี้ ปตท. ได้การบริหารจัดการต้นทุนก๊าซธรรมชาติ โดยใช้แนวทาง Optimizations การเรียกรับก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆ และนำเข้า Spot LNG เพื่อตอบสนองนโยบายภาครัฐฯ ให้ชะลอการรับก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยและนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาต่ำทดแทน เพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า และรักษาทรัพยากรก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยไว้ใช้ในระยะยาว โดยมีแผนจัดหา LNG จากตลาด Spot รวมประมาณ 10 - 11 เที่ยวเรือ ภายในปี 2563 นี้ ปัจจุบัน ปตท. จัดหา Spot LNG แล้ว จำนวน 7 เที่ยวเรือ ระหว่างเดือนมีนาคมถึงกรกฎาคม 2563 ซึ่งคาดว่าจะสามารถลดต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 2,600 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม ภายใต้สถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส COVID-19 ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติที่ปรับลดลงอย่างมีนัยยะสำคัญ ปตท. อยู่ระหว่างติดตามสถานการณ์ความต้องการก๊าซธรรมชาติในประเทศ และสถานการณ์ราคา Spot LNG ในตลาดโลกอย่างใกล้ชิด เพื่อให้สามารถจัดหา Spot LNG ในการช่วยลดต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติของประเทศได้เพิ่มเติม และในปี 2564 หากสถานการณ์ราคา LNG ในตลาดโลกยังคงอยู่ในระดับต่ำและ ปตท. สามารถบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของสัญญาที่มีอยู่เดิมได้โดยไม่เกิดภาระ Take or Pay ได้ ปตท. จะวางแผนรับ Spot LNG เพิ่มเติมเพื่อลดต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติสำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในทุกภาคส่วนต่อไป และแหล่งก๊าซธรรมชาติในประเทศไทยมีแนวโน้มที่จะลดกำลังการผลิตลงประมาณ 200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2563 เทียบกับกำลังการผลิตในปัจจุบัน โดย ปตท. อยู่ระหว่างจัดหาก๊าซธรรมชาติและ/หรือ LNG เพื่อทดแทนการลดกำลังการผลิตข้างต้น สอดคล้องกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติภายในประเทศด้วยต้นทุนที่ต่ำลง

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 3 . หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 โดยกำหนดร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน (ค่า X) อัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ต่อมาเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2561 กบง. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี 7) ซึ่งเป็นน้ำมันดีเซลเกรดพื้นฐานของประเทศในขณะนั้น โดยปรับปรุงค่า X จากเดิม ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศ ธพ. เป็นร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราเฉลี่ยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศ ธพ. เพื่อจูงใจให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 เป็นไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.8 เพื่อดูดซับน้ำมันปาล์มดิบส่วนเกินให้อยู่ในภาวะสมดุล และเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2562 กบง. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซล หมุนเร็วบี 10 โดยกำหนดร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศ ธพ. นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 กบง. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว โดยปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าพรีเมียมของการคำนวณราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงาน ที่เป็นธรรม ได้แก่ ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย ค่าประกันภัย ค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่งและค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง)

         2. เมื่อวันที่ 28 พฤษภาคม 2563 ธพ. ได้ออกประกาศปรับเปลี่ยนชื่อเรียกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลเกรดพื้นฐานของประเทศ โดยมีน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก ทั้งนี้ จะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 เป็นต้นไป โดยเปลี่ยนชื่อน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 และเปลี่ยนชื่อน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา

     3.ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรเสนอปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมัน กลุ่มดีเซลหมุนเร็ว เพื่อให้สอดคล้องกับประกาศ ธพ. ที่ปรับเปลี่ยนชื่อเรียกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว รวมทั้งเพื่อให้หลักการกำหนดสัดส่วนการผสมเชื้อเพลิงชีวภาพของหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมัน กลุ่มแก๊สโซฮอล และน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วเป็นหลักการเดียวกัน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 เป็นต้นไป โดยเห็นควรปรับปรุงการกำหนดค่า X ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 จากอัตราเฉลี่ยเป็นอัตราต่ำ ตามประกาศ ธพ. ให้สอดคล้องตามหลักการเดียวกัน ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เท่ากับ (1-X1) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X1) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน (2) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา เท่ากับ (1-X2) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X2) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน และ (3) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เท่ากับ (1-X3) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X3) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน โดยที่ X1 X2 และ X3 คือ ร้อยละโดยปริมาตร ไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ตามประกาศ ธพ. ตามลำดับ ส่วนไบโอดีเซล คือ ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. เห็นชอบ ทั้งนี้ การปรับหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ในส่วนของค่า X จากอัตราเฉลี่ย (ไม่น้อยกว่าร้อยละ 6.8) เป็นอัตราต่ำ (ไม่น้อยกว่าร้อยละ 6.6) จะทำให้การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ลดลงประมาณ 0.051 บาทต่อลิตร (ณ ราคาไบโอดีเซล 25.90 บาทต่อลิตร)

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้

     น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 = (1-X1) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X1) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน

     น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา = (1-X2) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X2) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน

     น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 = (1-X3) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X3) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน

     โดยที่

              X1 = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน

              X2 = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน

              X3 = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน

     ไบโอดีเซล = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ (บาทต่อลิตร)

     น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิง = (0.9184 x MOPS Gasoil 10 ppm + 0.0816 x MOPS Gasoil  ราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย 500 ppm + พรีเมียม) ที่ 60 ํF x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984

     โดยที่

     พรีเมียม = ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่า ประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ + ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.45 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรอง น้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)

     ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 เป็นต้นไป

เรื่องที่ 4 . การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 318 บาท ต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายเวลา การคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2563 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563

         2.สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนกันยายน 2563 ปริมาณผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 459,807 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 443,514 ตัน ลดลงเนื่องจากความต้องการใช้ ในภาคปิโตรเคมีลดลง การนำเข้าเพื่อส่งออกอยู่ที่ประมาณ 47,500 ตัน การส่งออกจากโรงกลั่น อยู่ที่ประมาณ 13,680 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้าอยู่ที่ประมาณ 16,400 ตัน ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกันยายน 2563 อยู่ที่ 360 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยเดือนกันยายน 2563 (1 – 8 กันยายน 2563) อยู่ที่ 354.92 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้น จากเดือนก่อน 16.84 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน

     3. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG วันที่ 9 - 21 กันยายน 2563 จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นและค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวลดลง ส่งผลให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 9 – 21 กันยายน 2563 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 17.33 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.5835 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 12.1276 บาทต่อกิโลกรัม (386.75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 12.7111 บาทต่อกิโลกรัม (404.08 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) กองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชยจาก 0.1388 บาทต่อกิโลกรัม เป็นชดเชย 0.7223 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2563 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง ณ วันที่ 13 กันยายน 2563 มีฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 31,880 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 39,307 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 7,427 ล้านบาท ทั้งนี้ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายจ่าย 240 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 210 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 450 ล้านบาทต่อเดือน

     4. ในช่วงเดือนมกราคมถึงมีนาคม 2563 ราคาก๊าซ LPG Cargo ปรับตัวลดลงประมาณ 272 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 527 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 255 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวลดลงหลังความต้องการใช้ทั่วโลกลดลง เนื่องจากนโยบายปิดเมืองเพื่อระงับการแพร่ระบาดของ เชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ดังนั้น เพื่อเป็นการบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน กบง. ได้ปรับลดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นของ LPG ลง 3 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับลดราคาในส่วนของโครงสร้างต้นทุนราคาก๊าซ LPG 1 บาทต่อกิโลกรัม และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนลง 2 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีก LPG ลดลงจาก 363 เป็น 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 ต่อมาในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงมิถุนายน 2563 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 315 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบตลาดโลกเนื่องจากความต้องการใช้น้ำมันปรับตัวสูงขึ้นจากมาตรการผ่อนคลายการปิดเมืองในหลายประเทศ และมาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจ ในช่วงเดือนกรกฎาคมถึงกันยายน 2563 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 39 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 354 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบตลาดโลกที่มีแนวโน้มปรับลดการผลิตในช่วงเดือนตุลาคม ถึงธันวาคม 2563 ราคา LPG Cargo คาดว่าปรับตัวเพิ่มขึ้นตามแนวโน้มราคา CP เดือนตุลาคมถึง ธันวาคม 2563 ซึ่งคาดว่าราคา CP ปรับตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ประมาณ 370 - 390 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากความต้องการใช้ LPG ในช่วงฤดูหนาวที่เพิ่มขึ้น

     5. จากสถานการณ์ดังกล่าว ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาและลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ 2 แนวทาง ดังนี้ (1) คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ LPG มีรายจ่ายประมาณ 450 ล้านบาทต่อเดือน และ (2) ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ขึ้น 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม จาก 14.3758 เป็น 15.3104 บาทต่อกิโลกรัม (ปรับเพิ่มขึ้น 15 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม) ราคาขายปลีกจะปรับเพิ่มขึ้นจาก 318 เป็น 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ LPG มีรายจ่ายประมาณ 173 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ ปัจจุบันรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาด ของ COVID-19 ประกอบกับราคา LPG ตลาดโลก มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นในช่วงปลายปีจากความต้องการใช้ในช่วงฤดูหนาว อีกทั้ง เพื่อให้สอดคล้องกับยุทธศาสตร์ชาติที่ 2 ด้านการสร้างความสามารถในการแข่งขัน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ตามแนวทางที่ 1 เพื่อบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ LPG รายจ่ายประมาณ 450 ล้านบาทต่อเดือน รองรับภาระการชดเชยราคา LPG ตามกรอบไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ได้อีกประมาณ 5 เดือน (ตั้งแต่ตุลาคม 2563 ถึงมกราคม 2564)

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563

     2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา LPG ต่อไป

เรื่องที่ 5 . ข้อเสนอเชิงนโยบายเพื่อเยียวยาผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กแบบ SPP Hybrid Firm ในปริมาณ 300 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายใน ปี 2563 อัตรารับซื้อไฟฟ้าแบบ FiT 3.66 บาทต่อหน่วย (FiT คงที่ 1.81 บาทต่อหน่วย และ FiT ผันแปร 1.85 บาทต่อหน่วย) รับซื้อด้วยวิธีการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา และมอบหมายให้ กกพ. และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแบ่งเป็นรายภูมิภาค ตามศักยภาพของแต่ละพื้นที่ และนำเสนอให้ กบง. พิจารณาเห็นชอบก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2560 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลา SCOD จากภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2564

         2. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2560 กกพ. ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในแบบ SPP Hybrid Firm พ.ศ. 2560 (ประกาศฯ) ตามหลักการที่ กพช. เห็นชอบ และเมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2560 ได้ประกาศรายชื่อผู้ได้รับคัดเลือก จำนวน 17 โครงการ ครบ 300 เมกะวัตต์ ตามเป้าหมายที่ กพช. กำหนด โดยทั้ง 17 โครงการ ต้องจัดทำ รายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) หรือรายงานตามประมวลหลักการปฏิบัติ (CoP) ให้แล้วเสร็จก่อนวันลงนาม PPA ตามเงื่อนไขประกาศฯ กกพ. กำหนดภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2562 (ภายใน 2 ปี) หากไม่สามารถลงนาม PPA ภายในเวลาดังกล่าวให้ถือว่าคำเสนอขอขายไฟฟ้าเป็นอันยกเลิกและสำนักงาน กกพ. จะริบหลักประกันการยื่นคำเสนอขอขายไฟฟ้า (500,000 บาทต่อเมกะวัตต์) ทั้งนี้ เงื่อนไขการลงนาม PPA ภายใน 2 ปี โดยต้องทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อมให้แล้วเสร็จก่อนลงนาม PPA เป็นเงื่อนไขเดิมสำหรับโครงการ SPP ในอดีตที่มีการรับซื้อไฟฟ้าแบบ Adder

     3. ผู้ได้รับการคัดเลือก 17 โครงการ ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ทันภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2562 ซึ่งมีเพียง 3 โครงการ (61.84 เมกะวัตต์) ที่จัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อมแล้วเสร็จก่อนกำหนดวันลงนาม PPA โดยทั้ง 17 โครงการได้ยื่นอุทธรณ์มายัง กกพ. เพื่อขอขยายวันลงนาม PPA และวัน SCOD ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2563 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายเวลาลงนาม PPA สำหรับผู้ได้รับการคัดเลือกที่จัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อมแล้วเสร็จจำนวน 3 โครงการ ภายใน 6 เดือน นับแต่วันที่ กกพ. มีมติและขยายกำหนดวัน SCOD ออกไปเป็น 2 ปี (ภายในปี 2565) นับแต่วันลงนาม PPA และให้สำนักงาน กกพ. จัดทำข้อเสนอ เชิงนโยบายเสนอต่อ กบง. เพื่อแก้ไขเยียวยาผู้ได้รับคัดเลือกที่อยู่ระหว่างขั้นตอนการจัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม จำนวน 14 โครงการ (238.16 เมกะวัตต์) โดยมี 3 กลุ่ม ดังนี้ (1) รายงาน EIA ได้รับการอนุมัติ 5 โครงการ (69.89 เมกะวัตต์) (2) ยังไม่ได้รับการอนุมัติรายงานด้านสิ่งแวดล้อม 3 โครงการ (55.00 เมกะวัตต์) (3) ยังไม่ยื่นรายงานด้านสิ่งแวดล้อม 6 โครงการ (113.27 เมกะวัตต์) (ข้อมูล ณ วันที่ 31 กรกฎาคม 2563) ทั้งนี้ ผู้ได้รับการคัดเลือกฯ 14 โครงการ จัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อมยังไม่แล้วเสร็จก่อนวันลงนาม PPA มีสาเหตุดังนี้ (1) ปัญหาการคัดค้านจากประชาชนในพื้นที่ 8 โครงการ ทำให้ไม่สามารถจัดเวทีรับฟังความคิดเห็นได้ ซึ่งเป็นขั้นตอนสำคัญประกอบการจัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม (2) ปัญหาด้านเทคนิคทำให้ใช้กระบวนการนานขึ้น 6 โครงการ เช่น ข้อจำกัดความสูงของปล่องระบายอากาศตามข้อกำหนดสำนักงานการบินพลเรือน การเดินสายไฟฟ้าผ่านพื้นที่ชาวบ้านข้างเคียง ต้องการเพิ่มระยะห่างของโครงการกับชุมชน ทำให้ต้องเปลี่ยน Plant Layout ให้เหมาะสม รวมถึงการเปลี่ยนแปลงสัดส่วนของเชื้อเพลิงชีวมวล ซึ่งเป็นการเปลี่ยนแปลงข้อมูลจากคำเสนอขอขายไฟฟ้า โดยต้องเสนอ กกพ. ขอเปลี่ยนแปลง ต้องศึกษาระบบกักเก็บพลังงานเพิ่มเติม เพื่อประกอบการขอหนังสือค้ำประกันสัญญา ปัจจุบันผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการได้รับการอนุมัติรายงานด้านสิ่งแวดล้อมเพิ่มเติม 5 โครงการ (ณ วันที่ 31 กรกฎาคม 2563) รวมถึงพิจารณาแล้วว่ามีโอกาสที่จะสามารถได้รับการอนุมัติรายงานด้านสิ่งแวดล้อมเพิ่มขึ้น โดยภายหลังจากรายงานด้านสิ่งแวดล้อมได้รับการอนุมัติ และลงนาม PPA แล้วจะใช้เวลาก่อสร้างประมาณ 2 ปี (ปี 2563 + 2 ปี) ทำให้จำเป็นต้องเลื่อนกำหนด วัน SCOD ออกไปเป็นภายในปี 2565

     4. ข้อวิเคราะห์ผลดีและผลเสีย แบ่งเป็น (1) ข้อดีของการขยาย SCOD สามารถขับเคลื่อนเป้าหมายเชิงนโยบายตามแผนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน สร้างความมั่นคงให้ระบบไฟฟ้า ค่าไฟฟ้าที่ประมูลได้อยู่ในระดับ 1.85 - 3.38 บาทต่อหน่วย (เฉลี่ย 2.44 บาทต่อหน่วย จากราคาที่รัฐตั้งไว้ 3.66 บาทต่อหน่วย) ทำให้กระทบค่าไฟฟ้าในภาพรวมน้อยกว่าการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนอื่น ส่งเสริมการลงทุนประมาณ 20,000 ล้านบาท (65 ล้านบาทต่อเมกะวัตต์) ช่วยกระตุ้นเศรษฐกิจประเทศ มูลค่าเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า 19.71 ล้านบาทต่อปี สามารถสร้างประโยชน์แก่ชุมชนรอบโรงไฟฟ้า สร้างรายได้ให้เกษตรกรจากการขายเชื้อเพลิงให้โรงไฟฟ้า และการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรเป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า ช่วยลดการเผาที่ก่อให้เกิดมลพิษทางอากาศ (ปริมาณเชื้อเพลิงชีวมวล และ RDF ปีละ 3.16 ล้านตัน) (2) ข้อเสียของการขยาย SCOD ปัจจุบันกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศสูงกว่าความต้องการไฟฟ้าซึ่งต่ำกว่าที่ประมาณการไว้ ดังนั้น หากไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าย่อมไม่กระทบต่อกำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ และค่าไฟฟ้าในภาพรวม อาจเกิดการฟ้องร้องจากผู้ประกอบการที่เสียโอกาสในการยื่นข้อเสนอโครงการที่คาดการณ์ ว่าไม่สามารถดำเนินการแล้วเสร็จตามกรอบ SCOD เดิม (ปี 2564)

     5. เมื่อวันที่ 9 กันยายน 2563 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายวันลงนาม PPA โครงการ SPP Hybrid Firm เป็นภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2563 โดยจะมีผลต่อเมื่อ กบง. พิจารณาขยายวัน SCOD โดย ผู้ได้รับการคัดเลือกทั้ง 14 โครงการ ต้องจัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อมและลงนาม PPA ภายในวันที่ 30 ธันวาคม 2563 และใช้เวลาก่อสร้างอีกประมาณ 2 ปี จึงจำเป็นต้องขอขยายวัน SCOD ออกไปอีก 1 ปี จากเดิมภายในปี 2564 เป็น 2565 โดยเงื่อนไขราคารับซื้อไฟฟ้าคงเดิมตามคำเสนอขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าควรให้ กกพ. แจ้งผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ให้จัดทำรายงานแผนการดำเนินการโครงการเพื่อรับรองว่าสามารถดำเนินการได้ทันกำหนดวันลงนาม PPA ใหม่ที่ กกพ. เห็นชอบ จัดส่งให้ กกพ. พิจารณาภายในวันที่ 30 ตุลาคม 2563 และให้ กกพ. นำผลการพิจารณามารายงาน กบง. เพื่อทราบต่อไปส่วนผู้ได้รับการคัดเลือกฯ ที่ไม่สามารถดำเนินการโครงการได้ทันวัน PPA ใหม่ ให้ กกพ. ดำเนินการพิจารณายึดหลักค้ำประกันภายใต้ระเบียบและประกาศของ กกพ. ต่อไป

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบการขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ตามข้อเสนอคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โครงการ SPP Hybrid Firm ออกไป 1 ปี จากเดิมภายในปี 2564 เป็นภายในปี 2565

     2. มอบหมาย กกพ. ให้ดำเนินการแจ้งผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ให้จัดทำรายงานแผนการดำเนินการโครงการ และจัดส่งให้ กกพ. ภายในวันที่ 30 ตุลาคม 2563 เพื่อพิจารณา และนำผลการพิจารณาดังกล่าวมารายงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อทราบต่อไป

เรื่องที่ 6 . แนวทางการบริหารจัดการการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการการขออนุญาตส่งออก LPG โดยให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นผู้ควบคุมดูแลการส่งออก LPG โดยให้พิจารณาการขออนุญาตส่งออกเป็นรายเที่ยว และอนุญาตให้ส่งออก LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศ โดยจะพิจารณาอนุญาตเฉพาะผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่เป็นผู้ผลิต LPG และให้ส่งออกได้ในปริมาณไม่เกินกว่าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ภายในประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 กบง. ได้มีมติขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) งดการส่งออก LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติในเชิงพาณิชย์ ยกเว้นในกรณีที่มีความจำเป็นด้านเทคนิค และให้รายงานการส่งออกต่อ ธพ. ทุกสัปดาห์ และ กบง. ในการประชุม เมื่อวันที่ 9 สิงหาคม 2561 ได้มีมติมอบหมายให้ ธพ. รายงานการขอส่งออก LPG ที่ผลิตจากโรงแยก ก๊าซธรรมชาติเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ ก่อนการพิจารณาอนุญาตหรือไม่อนุญาตให้มีการส่งออก และจากการประชุมหารือระหว่างกระทรวงพลังงาน และ ปตท. และเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2561 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีนโยบายให้ ปตท. บริหารจัดการ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติแทนการส่งออก

         2.สถานการณ์ LPG ปี 2563 คาดว่า การผลิตในประเทศอยู่ที่ระดับ 416 - 505 พันตันต่อเดือน ความต้องการใช้ในประเทศอยู่ที่ระดับ 420 - 529 พันตันต่อเดือน (ต่ำกว่าความต้องการใช้ปี 2562 และ 2561 ซึ่งมีปริมาณเฉลี่ย 549 และ 554 พันตันต่อเดือน ตามลำดับ) การนำเข้า LPG ในปี 2563 ส่วนใหญ่เป็นการนำเข้ามาเพื่อส่งออก ในขณะที่การส่งออก LPG ส่วนเกินจากการผลิตในประเทศอยู่ที่ 3 - 17 พันตันต่อเดือน จากมติ กบง. และนโยบายการส่งออก LPG เมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2561 ธพ. จึงได้ปรับเปลี่ยนหลักเกณฑ์การพิจารณาเห็นชอบให้ส่งออก LPG จากส่วนที่ผลิตในประเทศ ดังนี้ (1) กรณีการส่งออกจากปริมาณที่ผลิตจาก โรงกลั่นน้ำมัน ใช้หลักเกณฑ์เดิม (2) กรณีการส่งออกจากปริมาณที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จะมีขั้นตอนการดำเนินงานเพิ่มขึ้น คือ เมื่อ ธพ. พิจารณาแล้วว่าเห็นควรให้ส่งออกได้ จะรายงานผลต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ ธพ. จะเห็นชอบให้ส่งออก LPG หลังจากที่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานรับทราบผลการพิจารณาแล้ว ส่งผลให้มีระยะเวลาดำเนินการเพิ่มขึ้นและทำให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติไม่สามารถบริหารจัดการ LPG ส่วนเกินได้ทันต่อเหตุการณ์

     3. เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2563 ปตท. ได้มีหนังสือขอความอนุเคราะห์กระทรวงพลังงานพิจารณาแนวทางการบริหารการส่งออก LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยให้ ธพ. สามารถพิจารณาอนุญาตส่งออกได้ และแจ้งให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทราบ เนื่องจากปัจจุบันสถานการณ์ได้เปลี่ยนแปลงไป ส่งผลกระทบต่อสมดุลของ LPG ในประเทศ ได้แก่ มีการใช้ LNG ทดแทน LPG สถานการณ์การเมืองระหว่างประเทศ ผลกระทบจาก COVID-19 ประกอบกับ Emergency Shutdown ของโรงปิโตรเคมีเป็นครั้งคราว ส่งผลให้ความต้องการใช้ LPG มีความไม่แน่นอน และมีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่องจนทำให้เกิด LPG ส่วนเกินในระบบ อาจต้องลดกำลังการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อการผลิต LPG และผลิตภัณฑ์ที่นำไปเป็นวัตถุดิบของผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีอื่นๆ และมีความเสี่ยงต่อความมั่นคงทางด้านพลังงานของประเทศ รวมทั้งทำให้ธุรกิจที่เกี่ยวข้องและภาครัฐอาจต้องสูญเสียรายได้

     4. ข้อเสนอของ ธพ. ซึ่งต้องบริหารจัดการด้วยการส่งออกให้ทันต่อเหตุการณ์ เพื่อรักษาสมดุล และให้การจัดหาสอดคล้องกับความต้องการในประเทศ จำเป็นต้องปรับเปลี่ยนการกำหนดหลักเกณฑ์การส่งออก LPG ให้มีความยืดหยุ่นมากขึ้น จึงเห็นควรให้ทบทวนมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 และวันที่ 9 สิงหาคม 2561 โดยให้ ธพ. พิจารณาแผนปริมาณจัดหาและความต้องการใช้ หากมี LPG ส่วนเกินจากความต้องการใช้ สามารถอนุญาตให้ส่งออก LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติและโรงกลั่นน้ำมันได้ รวมทั้ง ให้มีการติดตามและประเมินผลกระทบต่อฐานะของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จากการนำ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติไปส่งออกและจำหน่ายในประเทศ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า การบริหารจัดการการส่งออก LPG เป็นอำนาจและหน้าที่ของ ธพ. ที่สามารถพิจารณาอนุญาตให้ผู้ค้าส่งออก LPG ได้ อย่างไรก็ตาม การพิจารณาอนุญาตให้ส่งออก LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศ ควรพิจารณาอนุญาตเฉพาะผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่เป็นผู้ผลิต LPG และให้ส่งออกได้ในปริมาณไม่เกินกว่าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ภายในประเทศ

มติของที่ประชุม

     1. ยกเลิกหลักการการอนุญาตส่งออก LPG ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเมื่อวันที่ 5 กรกฎาคม 2561 และวันที่ 9 สิงหาคม 2561

     2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นผู้อนุญาตการส่งออก LPG เป็นรายเที่ยวสำหรับการส่งออก LPG จากปริมาณที่ผลิตได้ในประเทศจะพิจารณาอนุญาตเฉพาะผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่เป็นผู้ผลิต LPG และให้ส่งออกได้ในปริมาณไม่เกินกว่าส่วนที่เกินจากความต้องการใช้ภายในประเทศ

     3. มอบหมายให้ ธพ. ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) พิจารณา LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพื่อการส่งออกและจำหน่ายในประเทศ หากเกิดผลกระทบต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สกนช. จะมีมาตรการอย่างไร แล้วแจ้งให้ ธพ. ทราบ เพื่อดำเนินการต่อไป

เรื่องที่ 7 .แนวทางการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานสำหรับประชาชน

สรุปสาระสำคัญ

         1. ในคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2563 นายกรัฐมนตรีได้สั่งการให้ส่วนราชการและหน่วยงานของรัฐเร่งดำเนินการป้องกัน ควบคุม แก้ไข และบรรเทาผลกระทบจากโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) ให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและประสิทธิผล เพื่อช่วยลดผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 และกระตุ้นเศรษฐกิจของประเทศ โดยกระทรวงพลังงานจึงได้มีการเสนอมาตรการช่วยเหลือประชาชนที่เกี่ยวข้องด้านพลังงาน โดยสามารถสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) มาตรการลดภาระค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย การคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้า สำหรับบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก การตรึงอัตราค่า Ft งวดเดือนพฤษภาคมถึงสิงหาคม 2563 ในอัตรา -11.60 สตางค์ต่อหน่วย หรือลดลง 11.60 สตางค์ต่อหน่วยจากค่าไฟฟ้าฐาน การลดค่าไฟฟ้าร้อยละ 3 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท 3 เดือน ตั้งแต่เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 การขยายเวลาการชำระค่าไฟฟ้าช่วงเดือนเมษายนถึงพฤษภาคม 2563 สำหรับ ธุรกิจโรงแรม และกิจการให้เช่าพักอาศัย และช่วงเดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 สำหรับบ้านอยู่อาศัยที่มีมิเตอร์ 5 แอมป์ (เพิ่มเติม) การขยายมาตรการไฟฟ้าฟรีจาก 50 หน่วย เป็น 90 หน่วย สำหรับบ้านอยู่อาศัยที่มีมิเตอร์ 5 แอมป์ ช่วงเดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 ค่าไฟฟ้าฟรี สำหรับบ้านอยู่อาศัยที่มีมิเตอร์ 5 แอมป์ ช่วงเดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563 ส่วนลดค่าไฟฟ้ารอบบิลเดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563 สำหรับ บ้านอยู่อาศัย โดยใช้หน่วยการใช้ไฟฟ้าของเดือนกุมภาพันธ์เป็นฐานในการอ้างอิง และการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) สำหรับกิจการขนาดกลาง กิจการขนาดใหญ่ กิจการเฉพาะอย่าง องค์กรที่ไม่แสวงกำไร และการสูบน้ำเพื่อการเกษตร ตั้งแต่เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 (2) มาตรการช่วยเหลือราคา NGV ของกลุ่มรถโดยสารสาธารณะ โดยลดราคาขายปลีก NGV จากเดิมที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม เหลือ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ในช่วงเดือนเมษายนถึงกรกฎาคม 2563 และเหลือ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ในช่วงเดือนสิงหาคมถึง ธันวาคม 2563 และบัตรส่วนลดก๊าซ NGV ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2554 สำหรับ รถโดยสารสาธารณะขนาดเล็ก ไม่เกิน 10,000 บาทต่อเดือนต่อบัตร และขนาดใหญ่ ไม่เกิน 40,000 บาทต่อเดือนต่อบัตร และ (3) มาตรการช่วยเหลือราคา LPG โดยคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563

         2. ปัจจุบันสถานการณ์การแพร่ระบาด COVID – 19 ในต่างประเทศยังไม่สามารถควบคุมได้ ทำให้ประเทศไทยยังคงสถานะเฝ้าระวังการแพร่ระบาดของโรค ส่งผลให้สถานการณ์ทางเศรษฐกิจยังคงชะลอตัวอย่างต่อเนื่อง ซึ่งหากยังไม่มีวัคซีนป้องกันและยังคงมีการแพร่ระบาดของ COVID – 19 คาดการณ์ว่าสภาพเศรษฐกิจจะยังคงชะลอตัวอย่างต่อเนื่องต่อไป โดยจะส่งผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน ในประเทศอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ ดังนั้น เพื่อช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานในการดำรงชีพของประชาชน กระทรวงพลังงาน จึงเสนอ “แนวทางการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานสำหรับประชาชน” เพื่อลดผลกระทบด้านพลังงาน และช่วยกระตุ้นเศรษฐกิจของประเทศ ดังนี้

     2.1 แนวทางการลดภาระค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย (1) ทบทวนความต้องการรายได้ของการไฟฟ้า ตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบัน ได้กำหนดอัตราผลตอบแทนทางการเงินอ้างอิงจากอัตราส่วนผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) ที่สะท้อนต้นทุนเงินทุนโดยเฉลี่ยของการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง โดยให้มีการทบทวนความเหมาะสมและความจำเป็นต่อการดำเนินการของทรัพย์สินของการไฟฟ้าที่ใช้ในฐานกำหนดผลตอบแทนการลงทุน และให้ใช้อัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) อัตราส่วนหนี้สินต่อสัดส่วนทุน (Debt/Equity Ratio) และอัตราส่วนการลงทุนจากรายได้ (Self-Financing Ratio: SFR) ประกอบการพิจารณา ทั้งนี้ เพื่อให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่ง มีฐานะการเงินที่สามารถบริหารจัดการทางการเงินได้ เพียงพอต่อการขยายกิจการอย่างต่อเนื่องและเหมาะสมในระยะยาว โดยค่า ROIC ที่ใช้เป็นหลักเกณฑ์ทางการเงินดังกล่าว คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานได้ประกาศใช้ตั้งแต่ ปี 2558 ภายใต้นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศ ปี 2554 - 2558 ดังนั้น จึงเสนอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน มีการทบทวนหลักเกณฑ์ทางการเงินดังกล่าวภายใต้บริบทสภาพเศรษฐกิจและพฤติกรรมผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีการเปลี่ยนแปลงไปอย่างรวดเร็ว ทั้งนี้ เพื่อให้มีต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เหมาะสม และสอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจปัจจุบัน (2) บริหารจัดการปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม เนื่องจากการชะลอตัวทางเศรษฐกิจของประเทศ จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของ COVID-19 มีผลทำให้ปริมาณการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศลดลงจากที่ประมาณการไว้ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561 – 2580 (PDP 2018) ส่งผลให้ปัจจุบันมีปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ (Reserve Margin: RM) มากกว่าร้อยละ 37 ของกำลังผลิตติดตั้งทั้งประเทศ ดังนั้น จึงเสนอให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย จัดทำแผนหรือมาตรการเพื่อลดปัญหาปริมาณ Reserve Margin ของประเทศ รวมทั้งยังช่วยลดต้นทุนค่าไฟฟ้าลงได้อีกทางหนึ่ง (3) เดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้นทุนต่ำ (Merit Order) ในการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของประเทศ มีลำดับการวางแผนและสั่งการเดินเครื่อง 3 ระดับ คือ (3.1) การเดินเครื่องเพื่อรักษาความมั่นคง หรือที่เรียกว่า Must run (3.2) การเดินเครื่องขั้นต่ำตามสัญญารับซื้อ หรือ Must take และ (3.3) การเดินเครื่องตามโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุดตามลำดับ (Merit order) ประกอบกับปัจจุบันมีปริมาณ Reserve ค่อนข้างสูง จึงอาจพิจารณาเพิ่มทางเลือกในการปรับสัดส่วน Must Run ได้ ดังนั้น จึงเสนอให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน จัดทำแผนการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า โดยให้มีสัดส่วน Merit Order เพิ่มขึ้น และดำเนินการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามแผน ทั้งนี้ เพื่อช่วยลดต้นทุนค่าไฟฟ้าลงจากการเรียกเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้นทุนต่ำ และมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานติดตามกำกับดูแลการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าดังกล่าวต่อไป

     2.2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อเป็นการทบทวนความเหมาะสมของการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติในสถานการณ์ปัจจุบัน และช่วยลดภาระของประชาชนด้านพลังงาน จึงเสนอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการ ดังนี้ (1) กำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) ซึ่งประกอบด้วยค่าใช้จ่ายสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทน (S1) และค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซธรรมชาติและการส่งก๊าซธรรมชาติให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด (S2) และ (2) ทบทวนค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ ประกอบด้วย การพิจารณาหลักการ Revalue ของสินทรัพย์ทางท่อ และผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม IRR/ ROE/ WACC

     2.3 การช่วยเหลือราคา NGV ที่ผ่านมา กระทรวงพลังงานได้มีมาตรการบรรเทาความเดือดร้อนประชาชน โดย ปตท. เข้าช่วยเหลือลดราคา NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะจาก 15.31 บาท ต่อกิโลกรัม ลงมาอยู่ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ในช่วงเดือนเมษายนถึง กรกฎาคม 2563 และ 13.62 บาท ต่อกิโลกรัม ในช่วงเดือนสิงหาคมถึงธันวาคม 2563 แล้ว อย่างไรก็ตาม เห็นควรให้มีการปรับปรุงต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ โดยเสนอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ปรับปรุงต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ในโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ประกอบด้วย ค่าเนื้อก๊าซธรรมชาติ, ค่าบริการจัดหา (S), ค่าผ่านท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Td1+3 + Tc) และค่าใช้จ่ายดำเนินการ ให้มีความเหมาะสม สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง และสอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจในปัจจุบัน

     2.4 ทบทวนหลักเกณฑ์ในการจัดสรรเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อให้กองทุนพัฒนาไฟฟ้า ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน สามารถดำเนินการสนับสนุนการสร้างงานสร้างรายได้และกระตุ้นเศรษฐกิจ ตามนโยบายการกระตุ้นเศรษฐกิจ สร้างงานสร้างรายได้ของรัฐบาล จึงเสนอให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ปรับปรุงระเบียบ/หลักเกณฑ์การจัดสรรเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อให้สามารถจัดสรรเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าในโครงการต่างๆ เพื่อช่วยกระตุ้นเศรษฐกิจ สร้างงาน สร้างรายได้ให้แก่ประชาชนตามนโยบายของรัฐบาล พร้อมเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป

     3. ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา “แนวทางการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานสำหรับประชาชน” และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการดังนี้ (1) มอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปดำเนินการทบทวนความต้องการรายได้ของการไฟฟ้า (ข้อ 2.1(1)) ทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ (ข้อ 2.2) ปรับปรุงต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ในโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ NGV (ข้อ 2.3) ทบทวนหลักเกณฑ์ในการจัดสรรเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า (ข้อ 2.4) และร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยจัดทำแผนการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า รวมทั้งติดตามกำกับดูแลการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยให้เป็นไปตามแผนดังกล่าว (ข้อ 2.1(3)) โดยดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2563 และนำมารายงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป และ (2) มอบหมายสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย รับไปดำเนินการบริหารจัดการปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม (ข้อ 2.1(2)) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2563 และนำมารายงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป

มติของที่ประชุม

     เห็นชอบแนวทางการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานสำหรับประชาชน ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการ ดังนี้

     1. มอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน รับไปดำเนินการทบทวนความต้องการรายได้ของการไฟฟ้า (ข้อ 2.1(1)) ทบทวนการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ (ข้อ 2.2) ปรับปรุงต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติในโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ NGV (ข้อ 2.3) ทบทวนหลักเกณฑ์ในการจัดสรรเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า(ข้อ 2.4) และร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จัดทำแผนการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้า รวมทั้งติดตามกำกับดูแลการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้เป็นไปตามแผนดังกล่าว (ข้อ 2.1(3)) โดยดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2563 และนำมารายงานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ต่อไป

     2. มอบหมายสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ร่วมกับ กฟผ. รับไปดำเนินการบริหารจัดการปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม (ข้อ 2.1(2)) ให้แล้วเสร็จภายในเดือนธันวาคม 2563 และนำมารายงาน กบง. ต่อไป