Super User
กบง.ครั้งที่ 15/2565 (ครั้งที่ 53) วันพฤหัสบดีที่ 20 ตุลาคม 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2565 (ครั้งที่ 53)
วันพฤหัสบดีที่ 20 ตุลาคม 2565
1. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
3. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ เรื่อง มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ดังนี้
1.1 เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้รายงาน กบง. ทราบด้วย โดยมีมาตรการ ดังนี้ มาตรการลำดับที่ (1) ถึง (4) มาตรการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ประกอบด้วย (1) ใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า ตามมติคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ปริมาณ 898.8 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้าน ให้ได้มากที่สุด เฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ปริมาณ 554.428 ล้านหน่วย (GWh) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และ (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 163.330 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. มาตรการลำดับที่ (5) ถึง (7) มาตรการที่เสนอเพิ่มเติม โดยอยู่ระหว่างเตรียมนำเข้าสู่การพิจารณาการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติต่อ กกพ. ประกอบด้วย (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ได้แก่ การใช้น้ำมันดีเซลกำมะถัน 50 ppm ปริมาณ 30 ล้านลิตร และการรับน้ำมันเตา Ship to Ship ที่โรงไฟฟ้าบางปะกง ปริมาณ 30 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. โดยรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 ได้เพิ่มประมาณ 43 ล้านหน่วย และโครงการเทินหินบุน ซึ่งคาดว่าจะสามารถรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มได้ประมาณ 9.6 ล้านหน่วย และ (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า ปริมาณ 88.62 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และมาตรการลำดับที่ (8) ถึง (11) มาตรการที่เสนอเพิ่มเติมและอยู่ระหว่างการหารือเพื่อประมาณการเป้าหมายในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 ประกอบด้วย (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. (9) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยมีมาตรการย่อยประกอบด้วย การตั้งอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศในอาคารให้สูงขึ้นจากปกติ 2 องศาเซลเซียส (เป็น 27 องศาเซลเซียส) และปิดระบบแสงสว่างในพื้นที่ที่ไม่จำเป็น การกำหนดเวลาเปิดปิดไฟป้ายโฆษณาขนาดใหญ่ การปิดสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงหลังเวลา 23.00 น. (เปิดระหว่างเวลา 05.00 น. – 23.00 น.) การกำหนดเวลาเปิดปิดภาคธุรกิจบริการที่ใช้พลังงานสูง เช่น ห้างสรรพสินค้า ร้านสะดวกซื้อ สถานบันเทิง การปิดระบบปรับอากาศก่อนห้างสรรพสินค้าปิดทำการ 30 - 60 นาที การปรับเปลี่ยนเครื่องจักรอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพการใช้พลังงานสูงของโรงงานอุตสาหกรรม โดยภาครัฐสนับสนุนการให้ข้อมูลและคำแนะนำ และอาจสนับสนุนเงินลงทุนบางส่วนแก่โรงงานอุตสาหกรรม และมาตรการประหยัดพลังงานอื่นๆ ที่เหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM (Japan-Korea Marker) สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และ (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ.
1.2 มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการ ดังต่อไปนี้ (1) ให้สำนักงาน กกพ. ร่วมกับ กฟผ. และ ธพ. ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนการใช้ น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา ตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. ดังนี้ 1) ให้สำนักงาน กกพ. กำกับติดตาม และบูรณาการการดำเนินการของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในภาพรวมเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา รวมทั้งเสนอต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาแผนการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สอดคล้องกัน 2) ให้ กฟผ. กำกับติดตามให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าเอกชนมีการรับและใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามที่กำหนดไว้ในแผนดังกล่าว และ 3) ให้ ธพ. ประสาน และติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงจัดส่งน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา (2) ให้ ชธ. ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและประเทศเพื่อนบ้านซึ่งมีราคาต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG ให้ได้มากที่สุด ทั้งนี้ ให้ ชธ. สนับสนุนและประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการเจรจากับประเทศเพื่อนบ้านเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติในราคาที่เหมาะสมและต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG เพิ่มเติม (3) ให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว เพิ่มเติม ดังนี้ 1) โครงการน้ำเทิน 1 ให้ กฟผ. บริหารสัญญาเพื่อรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม และ 2) โครงการเทินหินบุน รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีก 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม โดยให้ กฟผ. เจรจาและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม และรายงานให้ กบง. และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบ (4) เห็นชอบให้มีการบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 ดังนี้ 1) ให้ กกพ. กำหนดเป้าหมายการใช้ก๊าซธรรมชาติของภาคส่วนต่างๆ ให้เกิดความเป็นธรรม โดยให้แต่ละภาคส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติมีส่วนร่วมในการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยอาจปรับเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่น ที่มีราคาต่ำกว่า ทั้งนี้ ตามสัดส่วนการใช้ของแต่ละภาคส่วน 2) ให้สำนักงาน กกพ. ประสาน ปตท. เพื่อขอความร่วมมือจากกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมและภาคปิโตรเคมีในการปรับเปลี่ยนจากการใช้ก๊าซธรรมชาติไปใช้เชื้อเพลิงอื่น หรือมีการใช้วัตถุดิบที่จะส่งผลให้สามารถลดการใช้ก๊าซธรรมชาติลง หรือมีมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ ก๊าซธรรมชาติให้เกิดความคุ้มค่า และ 3) ให้ กกพ. พิจารณาและกำกับดูแลเกี่ยวกับการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน ทั้งนี้ ให้ กกพ. นอกจากต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อ (4) แล้ว ให้ดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 11(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 รวมทั้งมติของคณะกรรมการต่างๆ ที่เกี่ยวข้องด้วย (5) ให้ พพ. เร่งดำเนินการในมาตรการประหยัดพลังงานภาคธุรกิจ/อุตสาหกรรม โดยขอความร่วมมือกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลเป็นรูปธรรมภายใน 1 เดือน นับจาก กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน(สนพ.) นำเสนอ เป็นมาตรการภาคบังคับ (6) ให้ กฟผ. เร่งการเจรจาเพื่อหาแนวทางการลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจ จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ และ (7) ให้ สำนักงาน กกพ. เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่อยู่ระหว่างขั้นตอนการพิจารณาต่างๆ เพื่อให้เกิดการติดตั้ง Solar Cell โดยเร็ว ทั้งนี้ การดำเนินการตามมาตรการในข้อ 1.1 และข้อ 1.2 ต้องให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด
1.3 มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่า โดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว
1.4 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามข้อ 1.1 ถึงข้อ 1.3 อย่างใกล้ชิดและรายงานต่อ กบง. ทราบ รวมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้ปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมายช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 และขอให้สำนักงาน กกพ. นำเสนอ กกพ. พิจารณาความเหมาะสมของมาตรการและดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ต่อไป โดยมีรายละเอียดการปรับปรุงมาตรการ และเป้าหมายในช่วงดังกล่าว ดังนี้ (1) ปรับชื่อมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ลำดับที่ (5) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. จากเดิม การใช้น้ำมันดีเซลกำมะถัน 50 ppm เป็น การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี (Glow) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค (EPEC) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG) และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) รวมทั้งปรับเป้าหมายจากเดิม ปริมาณ 30 ล้านลิตร เป็น 20 ล้านลิตร และปรับชื่อมาตรการ การรับน้ำมันเตา Ship to Ship ที่โรงไฟฟ้าบางปะกง เป็น การปรับแผนการนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship สำหรับโรงไฟฟ้าบางปะกง โดยคงเป้าหมายไว้ที่ปริมาณ 30 ล้านลิตร ตามเดิม และ (2) กำหนดเป้าหมายของมาตรการลำดับที่ (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมี และภาคอุตสาหกรรม ที่ 100,000 ตันเทียบเท่า LNG (เฉพาะส่วนที่ดำเนินการโดยข้อเสนอของ ปตท.) และมาตรการลำดับที่ (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ที่ 8,800 ตันเทียบเท่า LNG ทั้งนี้ จากสถานการณ์ปัจจุบันที่ราคา Spot LNG JKM และราคาน้ำมันดีเซลมีความผันผวนอย่างรุนแรง เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2565 ประธานคณะอนุกรรมการฯ จึงได้มีหนังสือถึงเลขาธิการสำนักงาน กกพ. เน้นย้ำให้สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงานอย่างใกล้ชิด และประเมินความเหมาะสมของมาตรการที่ใช้ในปัจจุบัน โดยคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ พร้อมทั้งขอให้เสนอแนะแนวทางการบริหารจัดการหากต้องมีการปรับใช้มาตรการอื่นๆ เพิ่มเติม และให้รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น โดยรวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม (Excess Energy) จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิมกลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการ รวมทั้งมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา ต่อมา เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กบง. ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มและมีมติเห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิมตามที่ กกพ. เสนอ และให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยมีระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มภายในปี 2565 จากนั้น เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูงสุด ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กกพ. และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่นๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบัน และมีพลังงาน ส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบ ให้มีความเหมาะสมเป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า และ (3) มอบหมายให้ กบง. พิจารณาและบริหารการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มให้มีความเหมาะสม เป็นไปตามนโยบาย โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการ ผลิตไฟฟ้าให้ทันต่อสถานการณ์ และรายงานให้ กพช. ทราบต่อไป ต่อมา เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาทบทวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟผ. และ กฟภ. หรือ กฟน. สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ซึ่งมีอัตรารับซื้อไฟฟ้ากรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย และกรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ และพลังงานลม) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม (2) เห็นชอบให้ชะลอการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดเล็ก/ขนาดเล็กมากออกไปก่อน และมอบหมายให้ พพ. ศึกษาความเหมาะสมในการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มดังกล่าว และ (3) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 กบง.ได้พิจารณามาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน (มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานฯ) และได้ มีมติเห็นชอบมาตรการในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 โดยมีมาตรการรับซื้อไฟฟ้าระยะสั้น จากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น รวมอยู่ในมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานฯ ดังกล่าว ทั้งนี้ ให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานสามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ และให้รายงาน กบง. ทราบ
2. กกพ. ได้รายงานผลการดำเนินโครงการรับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นเพื่อรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 ดังนี้ (1) กลุ่มสัญญาเดิม ทั้งผู้ที่อยู่ระหว่างทำสัญญา และผู้ที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว (Committed) รวมทั้งสิ้น 24 ราย ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มรวม 64.54 เมกะวัตต์ (MW) และกลุ่มไม่มีสัญญา ทั้งผู้ที่อยู่ระหว่างทำสัญญา และ COD แล้ว รวมทั้งสิ้น 14 ราย ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มรวม 67.90 เมกะวัตต์ และ (2) ประมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ พลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ กรณีรับซื้อต่อเนื่องสำหรับปี 2566 (Plant Factor ที่ร้อยละ 20) รวมทั้งสิ้น 328.73 ล้านหน่วย (GWh) เทียบเท่าการนำเข้า Spot LNG 0.0435 ล้านตัน นอกจากนี้ได้รายงานปัญหาอุปสรรคในการดำเนินงาน ดังนี้ (1) ข้อจำกัดด้านเทคนิค ระบบจำหน่ายของการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่ายมีปัญหาความไม่สมดุลของการใช้ไฟฟ้าในระบบไฟฟ้า (Load Imbalance) จากกำลังการผลิต และการใช้ไฟฟ้าที่ไม่สมดุลจากการเพิ่มการรับซื้อพลังงานหมุนเวียน ทำให้เกิดปัญหาต่อคุณภาพของระบบไฟฟ้าเพิ่มขึ้น (2) ข้อจำกัดการส่งเสริมการลงทุน โดยสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (สกท.) แจ้งว่า ผู้ได้รับการส่งเสริมการลงทุนในประเภทกิจการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน หรือผู้ได้รับการส่งเสริมในประเภทกิจการอื่น แต่มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไว้ใช้เอง และประสงค์จะจำหน่ายไฟฟ้าส่วนเกิน ตามระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าระยะสั้นเพื่อรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน พ.ศ. 2565 สามารถดำเนินการได้ โดยต้องมีหนังสือแจ้งมายัง สกท. เพื่อขออนุญาตใช้เครื่องจักรในระบบผลิตไฟฟ้าเพื่อผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้การไฟฟ้าด้วย ทั้งนี้ รายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าส่วนเกินดังกล่าวจะไม่อยู่ในข่ายได้รับสิทธิและประโยชน์ด้านภาษีเงินได้นิติบุคคล และ (3) ค่าไฟฟ้าไม่จูงใจ และระยะเวลาในการรับซื้อสั้นเกินไป เนื่องจากนโยบายรับซื้อไฟฟ้ากำหนดระยะเวลารับซื้อถึงปี 2565 โดยกรณีกลุ่มไม่มีสัญญาซึ่งกำหนดให้รับซื้อ ปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ระเบียบการจัดหาไฟฟ้าฯ ได้กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้องเป็นผู้รับผิดชอบภาระค่าใช้จ่าย ในการเชื่อมโยงหรือปรับปรุงระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ กลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ได้ให้ข้อมูลว่า ได้พิจารณาเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายที่ต้องลงทุน กับผลตอบแทนค่าไฟฟ้าที่จะได้รับโดยเฉพาะกลุ่มพลังงานแสงอาทิตย์ พบว่าไม่คุ้มค่าเนื่องจากมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพียง 0.50 บาทต่อหน่วย ประกอบกับระยะเวลาเปิดรับซื้อสั้นเกินไป จึงเห็นควรเสนอทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้า และขยายระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าอีก 2 - 3 ปี เพื่อให้ผู้สนใจมีความมั่นใจและมีความคุ้มค่าในการลงทุนมากขึ้น โดยคาดว่าจะได้รับความสนใจจากกลุ่มมหาวิทยาลัยและโรงงานที่ไม่มีการทำงานวันหยุดเพิ่มขึ้นได้ ทั้งนี้ กกพ. ได้พิจารณาแล้ว เห็นควรขยายระยะเวลาการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มระยะสั้น ภายใต้มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานฯ สำหรับกลุ่มที่มี สัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ ออกไปอีก 2 ปี สิ้นสุดภายในปี 2567 เพื่อบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าจากปัญหาวิกฤตราคาพลังงานตามนโยบายของรัฐบาล
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าจากการดำเนินการจัดหาและการเพิ่มขึ้นของราคาก๊าซธรรมชาติที่ได้รับผลกระทบจากราคาพลังงานในตลาดโลกที่เพิ่มสูงขึ้น จึงควรขยายระยะเวลาการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้มาตรการบริหารจัดการ ด้านพลังงานฯ สำหรับกลุ่มที่มีสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ ออกไปอีก 2 ปี สิ้นสุดภายในปี 2567 ตามความเห็นของ กกพ. ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายกรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 โดยขยายกรอบระยะเวลาเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 - 31 ตุลาคม 2565 และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จัดทำแนวทางการช่วยเหลือ LPG ภาคครัวเรือน นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับราคาขายปลีก LPG ในระยะต่อไป (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG และ (3) มอบหมายให้ ธพ. ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 - 31 ธันวาคม 2565
2. จากสถานการณ์ความตึงเครียดระหว่างประเทศยูเครนและสหพันธรัฐรัสเซียส่งผลให้เกิดวิกฤตราคาพลังงานทั่วโลก ซึ่งกระทบต่ออัตราเงินเฟ้อ ภาพรวมเศรษฐกิจ และค่าครองชีพของประชาชน โดยปัจจุบันราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงผันผวน โดยในเดือนกันยายน 2565 - ตุลาคม 2565 ราคา LPG ตลาดโลกลดลงประมาณ 69.40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือลดลงร้อยละ 11 จาก 644.65 สู่ระดับ 575.25 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 18 ตุลาคม 2565 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นเนื่องจากค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวเพิ่มขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.0485 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 24.5079 บาทต่อกิโลกรัม (649.87 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 24.5564 บาทต่อกิโลกรัม (647.87 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 6.9116 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 6.9601 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 408 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2565 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 45,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 16 ตุลาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 126,690 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 84,126 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 42,564 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,541 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,210 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 669 ล้านบาทต่อเดือน
4. ปัจจุบัน ธพ. อยู่ระหว่างจัดทำแนวทางการช่วยเหลือ LPG ภาคครัวเรือน ประกอบกับสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงผันผวน โดย ณ วันที่ 18 ตุลาคม 2565 อยู่ที่ 575.25 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 440 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ในขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 669 ล้านบาทต่อเดือน และฐานะกองทุนบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 42,564 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 45,000 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 - 31 ธันวาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 669 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 2 ครั้ง ไปที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 - 30 พฤศจิกายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 368 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2565 - 31 ธันวาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 66 ล้านบาทต่อเดือน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 16 ตุลาคม 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 42,564 ล้านบาท โดยหากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 43,902 ล้านบาท หรือติดลบ 42,998 ล้านบาท ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 ตามลำดับ ทั้งนี้ การดำเนินการตามแนวทางที่ 1 จะช่วยลดผลกระทบค่าครองชีพของประชาชนแต่จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระเพิ่มขึ้น และเกิดปัญหา การลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน ในขณะที่แนวทางที่ 2 จะทำให้ราคาขายปลีกสะท้อนต้นทุนการจัดหา และลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ที่เกิดจากการอุดหนุนราคา LPG รวมถึงลดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน แต่จะทำให้ค่าครองชีพของประชาชนเพิ่มสูงขึ้น อย่างไรก็ดี แม้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็น 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตามแนวทางที่ 2 ราคาขายปลีกของไทยก็ยังคงต่ำเป็นอันดับที่สองของอาเซียน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่ง หน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม มีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 24 - 30 ตุลาคม 2565
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียน
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียนประจำวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียน
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียนประจำวันที่ 31 ตุลาคม 2565
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 17 - 23 ตุลาคม 2565
สนพ. เผยความคืบหน้า EV
สนพ.เผยความคืบหน้ามาตรการส่งเสริมสนับสนุนและพัฒนาแบตเตอรี่ ในยานยนต์ไฟฟ้า
Energy for Tomorrow
วันพุธที 26 ตุลาคม 2565 หนังสือพิมพ์มติชน จัดงานสัมมนา “Energy for Tomorrow วาระโลก -วาระประเทศไทย 2023”
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 10 - 16 ตุลาคม 2565
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียน
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียนประจำวันที่ 24 ตุลาคม 2565
กบง.ครั้งที่ 14/2565 (ครั้งที่ 52) วันอังคารที่ 27 กันยายน 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 14/2565 (ครั้งที่ 52)
วันอังคารที่ 27 กันยายน 2565
1. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
3. การกำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ด้วยสัญญาระยะสั้น
4. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2565 - 2580 (PDP2022)
5. การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้รับทราบความก้าวหน้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้เห็นชอบแผนการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนตุลาคม 2565 - ธันวาคม 2565 ซึ่งการดำเนินการระยะต่อไปจะมีการจัดทำมาตรการบริหารจัดการการจัดหาและการใช้พลังงาน (Demand & Supply) ในสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน และการจัดหาและจัดส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าในช่วงเดือนตุลาคม 2565 - ธันวาคม 2565 ต่อมา เมื่อวันที่ 19 กันยายน 2565 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้รับทราบการปรับปรุงแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ที่ กกพ. ได้มีมติเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2565 โดยให้จัดหา Spot LNG จำนวนไม่เกิน 10 ลำเรือ สำหรับเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 ความก้าวหน้าของแผนและผลความต้องการใช้น้ำมันในโรงไฟฟ้า แผนและผลการจัดการส่งน้ำมันไปยังโรงไฟฟ้า และการจัดทำมาตรการจัดหาพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน โดยต่อมา เมื่อวันที่ 23 กันยายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบความก้าวหน้าของการจัดทำมาตรการบริหาร จัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ นำเสนอต่อ กบง. และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
2. ต้นทุนการผลิตไฟฟ้ารายเชื้อเพลิงที่จะผลิตและรับซื้อหน้าโรงไฟฟ้าระหว่างเดือนตุลาคม 2565 - ธันวาคม 2565 (ข้อมูล ณ วันที่ 27 กันยายน 2565) พบว่า กรณีหากราคาก๊าซธรรมชาติเหลวแบบตลาดจร (Spot LNG) อยู่ในระดับ 35.29 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู จะทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจาก LNG อยู่ที่ 8.50 บาทต่อหน่วย ซึ่งเป็นราคาสูงสุดเมื่อเปรียบเทียบกับการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเชื้อเพลิงทุกประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซล น้ำมันเตาที่มีกำมะถันไม่เกินร้อยละ 0.5 (0.5% ซัลเฟอร์) และน้ำมันเตาที่มีกำมะถันไม่เกินร้อยละ 2 (2% ซัลเฟอร์) ซึ่งมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าอยู่ที่ 6.50 8.00 และ 4.50 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ รวมทั้งสูงกว่าต้นทุนการผลิตหน้าโรงไฟฟ้าของไฟฟ้าพลังน้ำนำเข้าเฉลี่ยระหว่างโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการเทินหินบุน ซึ่งอยู่ที่ประมาณ 2.41 บาทต่อหน่วย และการผลิตไฟฟ้าจากลิกไนต์เหมืองแม่เมาะ ซึ่งมีต้นทุนต่ำสุดที่ 0.82 บาทต่อหน่วย
3. คณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานในช่วง 3 เดือน ระหว่างเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 เสนอต่อ กบง. พิจารณา สรุปได้ดังนี้
3.1 มาตรการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ประกอบด้วย (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าตามมติ กกพ. ปริมาณ 898.8 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด เฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ปริมาณ 554.428 ล้านหน่วย (GWh) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และ (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 163.330 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ.
3.2 มาตรการที่เสนอเพิ่มเติม โดยอยู่ระหว่างเตรียมนำเข้าสู่การพิจารณาการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติต่อ กกพ. ประกอบด้วย (1) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ได้แก่ การใช้น้ำมันดีเซลกำมะถัน 50 ppm ปริมาณ 30 ล้านลิตร และการรับน้ำมันเตาแบบ Ship to Ship ที่โรงไฟฟ้าบางปะกง ปริมาณ 30 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. (2) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. โดยรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 ซึ่งมีความพร้อมผลิตพลังงานไฟฟ้าโดยใช้ปริมาณน้ำในส่วนที่ยังไม่ต้องขายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้าลาว (EDL) มาผลิตเพื่อขายให้กับประเทศไทยได้เพิ่มประมาณ 43 ล้านหน่วย และโครงการเทินหินบุน ซึ่งสามารถเพิ่มปริมาณ การรับซื้อไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ 20 เมกะวัตต์ โดยคาดว่าจะสามารถรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มได้ประมาณเดือนละ 6.4 ล้านหน่วย ตั้งแต่ช่วงเดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้า ไม่มากกว่าสัญญาเดิม และ (3) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าปริมาณ 88.62 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ.
3.3 มาตรการที่เสนอเพิ่มเติม และอยู่ระหว่างการหารือเพื่อประมาณการเป้าหมายในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 ประกอบด้วย (1) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. (2) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ พพ. โดยมีมาตรการย่อยประกอบด้วย การตั้งอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศในอาคารให้สูงขึ้นจากปกติ 2 องศาเซลเซียส (เป็น 27 องศาเซลเซียส) และปิดระบบแสงสว่างในพื้นที่ที่ไม่จำเป็น การกำหนดเวลาเปิดปิดไฟป้ายโฆษณาขนาดใหญ่ การปิดสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงหลังเวลา 23.00 น. (เปิดระหว่างเวลา 05.00 น. – 23.00 น.) การกำหนดเวลาเปิดปิดภาคธุรกิจบริการที่ใช้พลังงานสูง เช่น ห้างสรรพสินค้า ร้านสะดวกซื้อ สถานบันเทิง การปิดระบบปรับอากาศก่อนห้างสรรพสินค้าปิดทำการ 30 - 60 นาที การปรับเปลี่ยนเครื่องจักรอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพการใช้พลังงานสูงของโรงงานอุตสาหกรรม โดยภาครัฐสนับสนุนการให้ข้อมูลและคำแนะนำ และอาจสนับสนุนเงินลงทุนบางส่วนแก่โรงงานอุตสาหกรรม และมาตรการประหยัดพลังงานอื่นๆ ที่เหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM (Japan-Korea Marker) สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ (3) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และ (4) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ.
ทั้งนี้ หากดำเนินการตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 จะสามารถลดการนำเข้า Spot LNG ได้ประมาณ 15 – 17 ลำ ช่วยลดค่าใช้จ่ายในการนำเข้า Spot LNG ในช่วงระยะเวลาดังกล่าวจากการเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นในการผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 22,900 - 31,700 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วง เดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 (มาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ) โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถปรับรายละเอียดมาตรการ และประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงผลประโยชน์ ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้รายงานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบด้วย
2. มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการ ดังต่อไปนี้
2.1 ให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา ตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดังนี้
(1) ให้สำนักงาน กกพ. รับผิดชอบกำกับติดตาม และบูรณาการการดำเนินการ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในภาพรวมเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา รวมทั้งนำเสนอต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สอดคล้องกันต่อไป
(2) ให้ กฟผ. รับผิดชอบกำกับติดตามให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าเอกชน มีการรับและใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามที่กำหนดไว้ในแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาดังกล่าว
(3) ให้ ธพ. รับผิดชอบในการประสานและติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงจัดส่งน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาดังกล่าว
2.2 ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ และประเทศเพื่อนบ้านซึ่งมีราคาต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG ให้ได้มากที่สุด ทั้งนี้ ให้ ชธ. สนับสนุนและประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการเจรจากับประเทศเพื่อนบ้านเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติในราคาที่เหมาะสมและต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG เพิ่มเติม
2.3 ให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวเพิ่มเติม ดังนี้
(1) โครงการน้ำเทิน 1 ให้ กฟผ. ดำเนินการบริหารสัญญาเพื่อรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม
(2) โครงการเทินหินบุน รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีก 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม โดยให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมดังกล่าว และรายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบ
2.4 เห็นชอบให้มีการบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ดังนี้
(1) ให้ กกพ. กำหนดเป้าหมายการใช้ก๊าซธรรมชาติของภาคส่วนต่างๆ ให้เกิดความ เป็นธรรม โดยให้แต่ละภาคส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติมีส่วนร่วมในการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยอาจปรับเปลี่ยน ไปใช้เชื้อเพลิงอื่นที่มีราคาต่ำกว่า ทั้งนี้ ตามสัดส่วนการใช้ของแต่ละภาคส่วน
(2) ให้สำนักงาน กกพ. ประสาน ปตท. เพื่อขอความร่วมมือจากกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม และภาคปิโตรเคมีในการปรับเปลี่ยนจากการใช้ก๊าซธรรมชาติไปใช้เชื้อเพลิงอื่น หรือมีการใช้วัตถุดิบที่จะส่งผล ให้สามารถลดการใช้ก๊าซธรรมชาติลง หรือมีมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ก๊าซธรรมชาติให้เกิดความคุ้มค่า
(3) ให้ กกพ. พิจารณาและกำกับดูแลเกี่ยวกับการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน
ทั้งนี้ ให้ กกพ. นอกจากต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อ 2.4 ข้างต้นแล้ว ให้ดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 11(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 รวมทั้งมติ ของคณะกรรมการต่างๆ ที่เกี่ยวข้องด้วย
2.5 ให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเร่งดำเนินการในมาตรการประหยัดพลังงานภาคธุรกิจ/อุตสาหกรรม โดยขอความร่วมมือกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อดำเนินการให้เกิดผล เป็นรูปธรรมภายใน 1 เดือน (นับจาก กพช. ได้มีมติเห็นชอบ) ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานนำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ
2.6 ให้ กฟผ. เร่งการเจรจาเพื่อหาแนวทางการลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ
2.7 ให้ สำนักงาน กกพ. เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่อยู่ระหว่างขั้นตอนการพิจารณาต่างๆ เพื่อให้เกิดการติดตั้ง Solar Cell โดยเร็ว
ทั้งนี้ การดำเนินการตามมาตรการในข้อ 1 และข้อ 2 ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมาย และระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด
3. มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการ ที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่า โดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว
4. มอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามข้อ 1 ถึงข้อ 3 อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กบง. ทราบต่อไป
5. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนที่ยังไม่มีข้อยุติ ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลกมีความผันผวนและปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูงจากมาตรการ คว่ำบาตรรัสเซียของหลายประเทศทั่วโลก โดยทำให้เกิดการตึงตัวของอุปทานก๊าซธรรมชาติและน้ำมัน ส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นและยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง จาก 2.1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในเดือนมิถุนายน 2563 มาอยู่ที่ระดับสูงถึง 39.3 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในเดือนมีนาคม 2565 หลังจากรัสเซียเริ่มเข้าโจมตียูเครน และ ณ วันที่ 21 กันยายน 2565 อยู่ในระดับสูงประมาณ 45 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ จากประมาณการแนวโน้มราคา LNG ปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่า ตลาด LNG ยังคงมีแนวโน้มตึงตัวจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นตามการเติบโตทางเศรษฐกิจ หลังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด – 19) คลี่คลาย ในขณะที่อุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG ยังคงจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนการก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ทำให้คาดว่าราคา LNG ยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง จนถึงปี 2568 หรือปี 2569 โดยราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นส่งผลให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยพึ่งพาเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก และจะส่งผล ให้ค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าปรับเพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจและภาระค่าครองชีพของประชาชน
2. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน
3. เพื่อลดผลกระทบด้านต้นทุนค่าไฟฟ้าต่อภาคประชาชนจากความเสี่ยงสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงที่อาจสูงขึ้น ลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ อีกทั้งยังเป็นการกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงเพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้เสนอมาตรการเพิ่มเติม โดยการนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2565 ถึงปี 2568 โดย กฟผ. ได้เตรียมความพร้อมในด้านเทคนิค ด้านเชื้อเพลิง และด้านสิ่งแวดล้อม เพื่อนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในวันที่ 7 ตุลาคม 2565 โดยมีรายละเอียด ดังนี้
3.1 ด้านเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 มีสภาพความพร้อมรองรับ การนำโรงไฟฟ้ากลับมาผลิตไฟฟ้า โดย กฟผ. มีการบำรุงรักษาและตรวจสอบสภาพของอุปกรณ์ให้พร้อมใช้งาน อย่างสม่ำเสมอ ด้านระบบส่งไฟฟ้า มีระบบที่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้อย่างมั่นคง เชื่อถือได้ มีคุณภาพเพียงพอ ตามเกณฑ์มาตรฐาน โดยการบริหารจัดการอุปกรณ์ระบบส่งไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพ ซึ่งการนำโรงไฟฟ้ากลับมาผลิตไฟฟ้าจะไม่ส่งผลกระทบต่อแผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าตามแผนงานที่ได้กำหนดไว้ ด้านทรัพยากรน้ำ ในการผลิตไฟฟ้ามีความเพียงพอ โดยใช้น้ำจากอ่างเก็บน้ำแม่จาง อ่างเก็บน้ำแม่ขาม และเพิ่มเติมจากเขื่อนกิ่วลม ตามแผนการใช้น้ำร่วมกับกรมชลประทาน โดยมีการกำหนดแนวทางการบริหารจัดการน้ำทั้งระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาวไว้รองรับ
3.2 ด้านเชื้อเพลิง กฟผ. มีความสามารถในการผลิตลิกไนต์เพิ่มขึ้นเพื่อให้เพียงพอต่อ ความต้องการที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้ การนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าจะช่วยลด การนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวแบบตลาดจร (Spot LNG) และค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มต่างๆ โดยสามารถลดต้นทุน ในการผลิตไฟฟ้าสุทธิประมาณ 9,740 ล้านบาท รวมทั้งยังสามารถบรรเทาผลกระทบจากความสามารถในการจ่ายก๊าซธรรมชาติแหล่งเอราวัณ (G1) ที่ลดลงจากผู้รับสัมปทานรายใหม่ ในช่วงปี 2565 ถึงปี 2567 นอกจากนี้ การคงกำลังผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงลิกไนต์ในประเทศจะช่วยลดผลกระทบจากราคาพลังงานที่เพิ่มสูงขึ้น ซึ่งจะส่งผลให้ภาระค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ของภาคประชาชนลดลงได้
3.3 ด้านสิ่งแวดล้อม การนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า ไม่กระทบต่อเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศตาม Nationally Determined Contribution (NDC) ภายในปี 2573 โดย กฟผ. จะศึกษาศักยภาพการพัฒนาโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ และเร่งกำหนดการจ่ายไฟฟ้าให้เร็วขึ้นเพื่อชดเชยปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 เป็นโรงไฟฟ้าเดิมซึ่งไม่ได้มีการเปลี่ยนแปลงเครื่องจักร ที่มีผลต่อกรรมวิธีการผลิตและเชื้อเพลิงที่ใช้ โดยสามารถควบคุมมลสารได้ตามประกาศกระทรวงอุตสาหกรรม เรื่อง กำหนดค่าปริมาณของสารเจือปนในอากาศที่ระบายออกจากโรงงานผลิต ส่ง หรือจำหน่ายพลังงานไฟฟ้า พ.ศ. 2547 และประกาศกระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และสิ่งแวดล้อม ฉบับที่ 3 (พ.ศ. 2544) เรื่อง กำหนดมาตรฐานควบคุมการปล่อยทิ้งอากาศเสียจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ อีกทั้งรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจการหรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิต ของประชาชนในชุมชนอย่างรุนแรง (EHIA) โครงการขยายกำลังผลิตโรงไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4 - 7 และโครงการโรงไฟฟาแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ได้ประเมินครอบคลุมการเดินเครื่องโรงไฟฟาพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 ดังนั้น จึงไม่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมโดยรวม และเป็นไปตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อมที่กฎหมายกำหนด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2565 - 2568 เพื่อรองรับสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน โดยพิจารณาและนำมาตรการที่กำหนดในรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจการหรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิต ของประชาชนในชุมชนอย่างรุนแรง (EHIA) โครงการโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ซึ่งเป็นรายงาน เล่มล่าสุดมาปฏิบัติ
2. มอบหมายให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 การกำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ด้วยสัญญาระยะสั้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป โดยการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ได้มีการกำหนดหลักเกณฑ์สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Regulated Market) ดังนี้ (1) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญาระยะกลาง ในระยะเริ่มต้นมอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) และนำเสนอขอความเห็นชอบ จาก กบง. และ กพช. ก่อนที่จะประกาศเป็นหลักเกณฑ์ให้ผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) นำไปใช้ในการจัดหาต่อไป ภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ ให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการ (2) การจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot Flexible ราคา Spot LNG จะต้องไม่เกินราคา Pool Gas โดยให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินการประมูลจัดหา Spot Flexible ภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและเงื่อนไข และ (3) การจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ราคา Spot LNG จะต้องไม่เกินราคา JKM (Japan-Korea Marker) ปรับด้วยส่วนต่างค่าขนส่งจากประเทศผู้ค้าต้นทาง ส่งมอบที่ประเทศญี่ปุ่นกับที่ประเทศไทย (JKM adjust by freight cost) และมีเพดานราคาไม่เกินราคา LNG นำเข้าจากสัญญาระยะยาวที่ต่ำที่สุดทุกช่วงเวลาของ ปตท. ในปัจจุบัน ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณาความเหมาะสมของ JKM adjust by freight cost เป็นระยะๆ และให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับปริมาณและช่วงเวลาที่จะสามารถนำเข้า Spot LNG ได้ ภายใต้หลักเกณฑ์ราคาที่ กบง. กำหนด ทั้งนี้ หากมีความจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้างต้น จะต้องได้รับความเห็นชอบจาก สนพ. และ กกพ. เป็นรายครั้งไป ต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์ LNG Benchmark สำหรับการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญาระยะกลาง สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil linked linear formula) (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (Gas linked linear formula) และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม (Hybrid oil gas linked formula with a kink point) และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 14 กันยายน 2565 สนพ. ได้ประชุมหารือกับ กกพ. เกี่ยวกับข้อเสนอการจัดหา LNG สัญญาระยะสั้น โดยที่ประชุมได้มีข้อสรุป ดังนี้ (1) มติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้กำหนดหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น โดยอ้างอิงกับราคา JKM adjust by freight cost และหากมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ดังกล่าวจะต้องได้รับความเห็นชอบ จาก สนพ. และ กกพ. เป็นรายครั้ง ซึ่งปัจจุบันการจัดหา LNG สัญญาระยะสั้น มีการใช้ราคาอ้างอิงอื่น นอกเหนือจากราคา JKM adjust by freight cost จึงเห็นควรให้หาแนวทางการกำหนดราคาอ้างอิงอื่นเพิ่มเติม เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นในการจัดหา LNG โดยให้มีราคาอ้างอิงได้หลายรูปแบบเช่นเดียวกับการจัดหา LNG ภายใต้สัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง ที่มีราคาอ้างอิงได้ 3 รูปแบบ ได้แก่ รูปแบบ Oil Link รูปแบบ Gas Link และรูปแบบ Hybrid และ (2) ให้กำหนดนิยามช่วงเวลาของ LNG สัญญาระยะยาว สัญญาระยะกลาง สัญญาระยะสั้น และ Spot LNG เพื่อให้มีความชัดเจนต่อการพิจารณาข้อเสนอการจัดหา LNG ต่อไป
3. ข้อเสนอการกำหนดนิยามกรอบระยะเวลาของสัญญา LNG และหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น สำหรับกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้สอดคล้องกับสภาพการณ์ของตลาด LNG ในปัจจุบัน มีดังนี้ (1) การจัดหา LNG สัญญาระยะยาว (Long-term) หมายถึง การจัดหา LNG ด้วยสัญญาที่มีระยะเวลาตั้งแต่ 10 ปีขึ้นไป (2) การจัดหา LNG สัญญาระยะกลาง (Mid-term) หมายถึง การจัดหา LNG ด้วยสัญญาที่มีระยะเวลาตั้งแต่ 5 ปีขึ้นไป แต่ไม่ถึง 10 ปี ทั้งนี้ ทั้งหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สัญญาระยะยาว และหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สัญญาระยะกลาง เป็นไปตาม LNG Benchmark ที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบ เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 (3) การจัดหา LNG สัญญาระยะสั้น (Short-term) หมายถึง การจัดหา LNG ด้วยสัญญาที่มีระยะเวลาต่ำกว่า 5 ปี โดยราคานำเข้า LNG จะต้องอ้างอิงกับราคา JKM adjust by freight cost หรือราคาอ้างอิง Gas Link หรือ Oil Link หรือ Hybrid ขึ้นอยู่กับสภาวะตลาด ทั้งนี้ ประมาณการมูลค่านำเข้า LNG ด้วยราคาอ้างอิงที่เสนอโดยรวมตลอดอายุสัญญา จะต้องไม่เกินประมาณการมูลค่านำเข้าด้วยราคา JKM adjust by freight cost โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาความคุ้มค่าที่เป็นประโยชน์ ต่อประเทศในภาพรวมต่อไป และ (4) การจัดหา Spot LNG หมายถึง การจัดหา LNG ในรูปแบบ Spot ที่มีการส่งมอบเป็นรายครั้ง โดยหลักเกณฑ์ราคาการจัดหา LNG จะต้องไม่เกินราคา JKM adjust by freight cost ที่ กพช. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564
มติของที่ประชุม
เห็นชอบนิยามกรอบระยะเวลาของสัญญา LNG และหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG ด้วยสัญญา ระยะสั้น สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Regulated Market)
เรื่องที่ 4 ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2565 - 2580 (PDP2022)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) และต่อมา เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ดังกล่าว อย่างไรก็ดี กระทรวงพลังงาน (พน.) เห็นควรให้มีการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2565 – 2580 (PDP2022) เนื่องจากเหตุผลและความจำเป็น ดังนี้ (1) สถานการณ์การผลิตและการใช้ไฟฟ้าในปัจจุบัน และอนาคตมีแนวโน้มเปลี่ยนแปลงไปจากในอดีต รวมถึงทิศทางของโลกและประเทศไทยที่มุ่งสู่การลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคพลังงาน และสนับสนุนการใช้พลังสะอาดมากขึ้น (2) คณะกรรมการปฏิรูปประเทศ ด้านพลังงานมีข้อเสนอให้ปรับปรุงแผนพัฒนากาลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย โดยมีเป้าหมายเพื่อให้ได้กระบวนการและขั้นตอนการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยที่คำนึงถึงการกระจายสัดส่วนและแหล่งเชื้อเพลิงที่สมดุลระหว่างโรงไฟฟ้าฐาน โรงไฟฟ้าที่มีการตอบสนองรวดเร็ว โรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน และการผลิตไฟฟ้าใช้เองของ Prosumer โดยคำนึงถึงการบริหารแหล่งเชื้อเพลิง ระบบส่งไฟฟ้าและเงื่อนไข รายภูมิภาค (3) เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 และ (4) ประเทศไทย โดย พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา นายกรัฐมนตรี ได้ประกาศเจตนารมณ์ในการประชุมรัฐภาคีกรอบอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (United Nations Framework Convention on Climate Change Conference of the Parties: UNFCCC COP) สมัยที่ 26 หรือ COP26 ณ เมืองกลาสโกว์ สหราชอาณาจักร ว่าประเทศไทยพร้อมยกระดับการแก้ไขปัญหาภูมิอากาศอย่างเต็มที่ เพื่อยกระดับเป้าหมายการมีส่วนร่วมของประเทศ (Nationally Determined Contributions: NDC) ขึ้นเป็นร้อยละ 40 ซึ่งจะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิของไทยเป็นศูนย์ (Net zero emission) ได้ภายในปี ค.ศ. 2050 (พ.ศ. 2593)
2. ปัจจุบัน พน. อยู่ระหว่างการจัดทำแผนพลังงานชาติ ซึ่งมีเป้าหมายมุ่งสู่พลังงานสะอาด และลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะ ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) องค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก (อบก.) สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) และผู้ทรงคุณวุฒิ ได้จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระยะยาวสำหรับการจัดทำแผน PDP2022 และร่างแผน PDP2022 กรณีที่คำนึงถึงการใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ในปัจจุบันให้เกิดประโยชน์สูงสุด เสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเมื่อวันที่ 14 กันยายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวสำหรับการจัดทำแผน PDP2022 และเห็นชอบให้นำร่างแผน PDP2022 เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณา โดยให้รับข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการฯ ไปปรับปรุงข้อมูลสมมติฐาน และจัดทำร่างแผน PDP กรณีอื่นๆ เพิ่มเติมเสนอคณะอนุกรรมการฯ ต่อไป
3. หลักการในการจัดทำแผน PDP2022 มีประเด็นสำคัญ ดังนี้ (1) เน้นความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศ (Security) ครอบคลุมทั้งระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และความมั่นคงรายพื้นที่ โดยคำนึงถึงผู้ใช้ไฟฟ้านอกระบบ (IPS) รวมถึง Disruptive Technology เพื่อให้ระบบผลิตไฟฟ้ามีความยืดหยุ่นเพียงพอ ต่อการรองรับการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงาน (Energy Transition) (2) ต้นทุนค่าไฟฟ้าอยู่ในระดับที่เหมาะสม (Economy) อัตราค่าไฟฟ้ามีเสถียรภาพ สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ประชาชนไม่แบกรับภาระอย่างไม่เป็นธรรม รวมถึงเตรียมความพร้อมของระบบไฟฟ้าเพื่อให้เกิดการแข่งขันด้านการผลิตไฟฟ้า และการบริหารจัดการเพื่อนำการผลิตไฟฟ้าแบบกระจายศูนย์ (Distributed Energy Resources: DER) มาใช้ประโยชน์ และ (3) ผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) โดยจำกัดปริมาณการปลดปล่อย CO2 ให้สอดคล้องตามเป้าหมายแผนพลังงานชาติ และเป้าหมายยุทธศาสตร์ระยะยาวในการพัฒนาแบบปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่ำของประเทศไทย (Thailand’s Long-Term Low Greenhouse Gas Emission development Strategy: LTS) ตามนโยบายมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) และ Net zero emission โดยสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน และเพิ่มประสิทธิภาพในระบบไฟฟ้าทั้งด้านการผลิตและการใช้ไฟฟ้า โดยนำเทคโนโลยีระบบโครงข่ายไฟฟ้าสมาร์ทกริด (Smart Grid) มาใช้อย่างเต็มที่
4. การจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวสำหรับการจัดทำแผน PDP2022 มีสมมติฐาน ดังนี้ (1) การจัดทำค่าพยากรณ์กรณีปกติ (BAU) ใช้ผลิตภัณฑ์มวลรวมในประเทศ (Gross domestic product: GDP) และจำนวนประชากร ของ สศช. ชุดวันที่ 18 มีนาคม 2565 และฉบับเดือนสิงหาคม 2562 ตามลำดับ (2) ปรับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระยะสั้น โดยคำนึงถึงสถานการณ์ไม่ปกติจากการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด – 19) ที่ส่งผลให้ความต้องการไฟฟ้าลดลงกว่าที่คาดการณ์ (3) การจัดทำค่าพยากรณ์กรณีพื้นฐาน (Base) มีการพิจารณาความต้องการไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (New Demand) จากโครงการลงทุนและนโยบายรัฐที่มีแผนการดำเนินงานชัดเจนแล้ว และยังไม่ได้คำนึงถึงในการประมาณการ GDP ของ สศช. ได้แก่ รถไฟฟ้าความเร็วสูง (HST) รถไฟฟ้าขนส่งมวลชนในกรุงเทพและปริมณฑล และรถไฟฟ้าขนส่งมวลชนใน 6 เมืองหลัก (MRT) เขตพัฒนาเศรษฐกิจพิเศษภาคตะวันออก (EEC) และยานยนต์ไฟฟ้า (EV) (4) การจัดทำค่าพยากรณ์กรณีพื้นฐาน + แผนอนุรักษ์พลังงาน (BAU + New Demand + EEP) มีการนำเป้าหมายผลประหยัดพลังงานด้านไฟฟ้ารายสาขาเศรษฐกิจตามข้อมูลของ พพ. เป็นสมมติฐานในการจัดทำค่าพยากรณ์ โดยเมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2565 คณะทำงานจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า (คณะทำงานฯ) ได้เห็นชอบค่าพยากรณ์กรณีพื้นฐาน + แผนอนุรักษ์พลังงาน (Base + EEP) ที่ความเชื่อมั่นร้อยละ 70 สำหรับใช้ในการจัดทำแผน PDP2022 และ (5) ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) และการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง (IPS) คำนึงถึงทั้ง VSPP Existing รวมทั้ง VSPP โครงการใหม่ และ IPS ทั้งนี้ สรุปผลการจัดทำค่าพยากรณ์ได้ ดังนี้ (1) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าสุทธิของระบบ 3 การไฟฟ้า กรณี BAU ณ ปี 2580 พลังไฟฟ้าสูงสุด อยู่ที่ 50,066 เมกะวัตต์ และพลังงานไฟฟ้า อยู่ที่ 329,107 ล้านหน่วย และ (2) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าสุทธิของระบบ 3 การไฟฟ้า กรณี BAU + New Demand + EEP ณ ปี 2580 พลังไฟฟ้าสูงสุด อยู่ที่ 54,546 เมกะวัตต์ และพลังงานไฟฟ้า อยู่ที่ 335,592 ล้านหน่วย
5. สมมติฐานในการจัดทำแผน PDP2022 ประกอบด้วย (1) กำหนดช่วงปีของแผน PDP2022 ในปี 2565 - 2580 เพื่อให้สอดคล้องตามปีของยุทธศาสตร์ชาติ โดยมีการทำฉากทัศน์ (Outlook) ถึงปี 2593 (ค.ศ. 2550) เพื่อให้เห็นภาพเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอนตามนโยบายของประเทศ (2) ใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์ด้านความมั่นคง ทั้งในภาพรวมของประเทศ และรายภาค แทนการใช้เกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) (3) การวางแผนรายภูมิภาคแบ่งพื้นที่ เป็น 5 ภาค ตามเขตปฏิบัติการของ กฟผ. ได้แก่ เขตนครหลวง ภาคกลาง ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ภาคเหนือ และภาคใต้ (4) โรงไฟฟ้าที่มีข้อผูกพันแล้วในปัจจุบัน ใช้ข้อมูลโรงไฟฟ้าที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว ณ เดือนธันวาคม 2564 (Existing) และโรงไฟฟ้าที่มีข้อผูกพันแล้ว คือ มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว และตอบรับซื้อแล้ว (Committed) (5) การจัดสรรโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ ในช่วงปี 2565 – 2573 อ้างอิงการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี 2564 - 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 จากนั้นในช่วงปี 2574 – 2580 จะพิจารณาไม่เกินกรอบศักยภาพของประเทศในแต่ละประเภทของพลังงานหมุนเวียนที่ประเมินโดย พพ. ในส่วนของมาตรการ Demand Response กำหนดเป้าหมายตามแผน Smart Grid และจะคำนึงถึงมาตรการ Peak Reduction โดยการใช้ DER เพื่อรองรับเทคโนโลยีใหม่ที่จะเกิดขึ้นในอนาคต เช่น Vehicle to Grid (V2G) รวมทั้งคำนึงถึงการซื้อขายไฟฟ้าและตลาดไฟฟ้าเสรีตามข้อเสนอในแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน (6) โรงไฟฟ้าและเทคโนโลยีทางเลือกในอนาคตที่จะนำมาพิจารณาในแผน ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าฟอสซิล ซึ่งครอบคลุมถึงโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมเชื้อเพลิงไฮโดรเจนผสมก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าพลังงานสะอาด และเทคโนโลยีทางเลือกอื่นๆ เช่น ระบบกักเก็บพลังงานแบบแบตเตอรี (Battery Energy Storage System: BESS) และการดักจับ การใช้ประโยชน์ และการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture Utilization and Storage: CCUS) ในกรณีที่จำเป็น (7) ประมาณการราคาเชื้อเพลิง ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า และอัตรารับซื้อไฟฟ้าของโรงไฟฟ้า แต่ละประเภทเป็นสมมติฐานเบื้องต้น (8) กำหนดเป้าหมายการปลดปล่อย CO2 ภาคการผลิตไฟฟ้า ตามเป้าหมายของสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) (9) กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากต่างประเทศตามศักยภาพ โดยกำหนดสัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนใหม่ ณ ปลายแผน ปี 2580 ไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ตามนโยบายของแผนพลังงานชาติ และกำหนดสัดส่วนโรงไฟฟ้าฐานและโรงไฟฟ้าชนิดอื่นๆ ที่เหมาะสม โดยอ้างอิงจากผลการศึกษาโครงการศึกษาสัดส่วนโรงไฟฟ้าฐานที่เหมาะสมสำหรับรองรับแนวโน้ม Prosumer ของ สนพ. ในปี 2563 และ (10) พิจารณาศักยภาพสายส่งเชื่อมโยงระหว่างภูมิภาคของระบบส่งไฟฟ้าระดับแรงดัน 500 เควี ณ ปี 2573 ที่โครงการระบบส่งทั้งหมดแล้วเสร็จตามแผน
6. ในการจัดทำร่างแผน PDP2022 จะพิจารณาการทำแผนทางเลือกกรณีต่างๆ เพื่อพิจารณา ร่างแผนกรณีที่เหมาะสมกับประเทศไทยมากที่สุดมาเป็นร่างแผน PDP2022 สำหรับประกาศใช้จริงต่อไป โดย สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ ได้มีการจัดทำร่างแผน PDP2022 กรณีฐาน (Base Case) ที่คำนึงถึงการใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ในปัจจุบันให้เกิดประโยชน์สูงสุด เช่น ระบบโครงข่าย ท่อก๊าซธรรมชาติ ท่าเทียบเรือ (Terminal) โรงไฟฟ้า และระบบโครงข่ายสายส่งไฟฟ้า เป็นต้น เป็นกรณีเริ่มต้นสำหรับนำไปใช้จัดทำร่างแผนกรณีอื่นๆ และได้นำเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ เมื่อวันที่ 14 กันยายน 2565 โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ นำร่างแผน PDP2022 ที่ได้นำเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ ไปเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณา และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ รับข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการฯ ไปดำเนินการปรับปรุงข้อมูลสมมติฐาน และจัดทำร่างแผนกรณีอื่นๆ เพิ่มเติม และให้นำมาเสนอคณะอนุกรรมการฯ อีกครั้ง โดยความเห็นและข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการฯ ที่สำคัญ ได้แก่ (1) ให้ปรับปรุงข้อมูลต้นทุนระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี (2) ให้นำการกำหนดราคาคาร์บอน (Carbon Pricing) มาประกอบการจัดทำแผน PDP และ (3) ให้จัดทำแผนทางเลือกกรณีที่กำหนดเป้าหมายการปลดปล่อย CO2 ในภาคการผลิตไฟฟ้าให้สอดคล้องกับนโยบาย Carbon Neutrality ของประเทศ โดยใช้ตัวเลขเป้าหมายการปลดปล่อย CO2 จาก สผ.
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวสำหรับการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2565 – 2580 (PDP2022)
2. รับทราบร่างแผน PDP2022 กรณีฐาน (Base Case) ที่คำนึงถึงการใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ในปัจจุบันให้เกิดประโยชน์สูงสุด ซึ่งเป็นกรณีเริ่มต้นสำหรับนำไปใช้จัดทำร่างแผนกรณีอื่นๆ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ดำเนินการจัดทำร่างแผนกรณีต่างๆ ตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ แล้วนำมาเสนอ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ จะพิจารณาร่างแผนกรณีที่เหมาะสมกับประเทศไทยมากที่สุดมาเป็นร่างแผน PDP2022 สำหรับประกาศใช้จริงต่อไป
เรื่องที่ 5 การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤติ ดังนี้ ภาวะปกติ ระยะสั้น (พ.ศ. 2565 ถึง พ.ศ. 2566) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว (พ.ศ. 2567 เป็นต้นไป) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว สำหรับภาวะวิกฤติ คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แบ่งเป็น 2 กรณี คือ หากราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า หรือ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 หรือร้อยละ 3 ตามลำดับ ต่อมา เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคา น้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ดังนี้ (1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี10) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในอัตราไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 ทั้ง 3 ชนิด และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 ร้อยละ 10 และร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตามลำดับ (2) ขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (4) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะ และคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 10) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ และ (5) มอบหมาย ให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และกรมการค้าภายใน (คน.) กระทรวงพาณิชย์ ติดตามสถานการณ์ปาล์มน้ำมันอย่างใกล้ชิด หากมีการเปลี่ยนแปลงของสถานการณ์ปาล์มน้ำมันที่ส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมันปาล์ม ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 20 กันยายน 2565 คน. ได้มีหนังสือ ถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งมติคณะอนุกรรมการบริหารจัดการสมดุลน้ำมันปาล์ม (คณะอนุกรรมการฯ) เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2565 ยืนยันเห็นควรพิจารณาปรับเพิ่มสัดส่วนผสมไบโอดีเซล ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากร้อยละ 5 (บี5) เป็น ร้อยละ 7 (บี7) โดยเร็ว เพื่อเป็นกลไกในการช่วยดูดซับปริมาณ สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบในประเทศที่มีแนวโน้มสูงขึ้น โดยขอให้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กบง. นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. คน. ได้รายงานว่า คณะทำงานตรวจสอบสต็อกน้ำมันปาล์มคงเหลือทั้งระบบ ระดับจังหวัด รายงานสต็อกคงเหลือรายสัปดาห์ ระหว่างวันที่ 12 - 14 กันยายน 2565 อยู่ที่ 0.297 ล้านตัน โดยมีแนวโน้มปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องจากปัจจัย ดังนี้ (1) สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตรคาดว่าในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 จะมีผลผลิตน้ำมันปาล์มออกสู่ตลาด 3.97 ล้านตัน คิดเป็นน้ำมันปาล์มดิบ (อัตราน้ำมันร้อยละ 18) เฉลี่ย 0.24 ล้านตันต่อเดือน มากกว่าความต้องการใช้ในประเทศที่เฉลี่ย 0.17 - 0.18 ล้านตัน ต่อเดือน โดยแบ่งเป็นการใช้ภาคพลังงานกรณีคงสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่บี5 ประมาณ 0.075 - 0.08 ล้านตันต่อเดือน และภาคบริโภคและอุตสาหกรรม 0.10 ล้านตันต่อเดือน (2) ความต้องการใช้น้ำมันปาล์มดิบในประเทศในภาคบริโภคและอุตสาหกรรมมีแนวโน้มลดลงมาอยู่ที่ 0.08 ล้านตัน ต่อเดือน จากปกติ 0.10 ล้านตันต่อเดือน เนื่องจากภาวะการค้าและการบริโภคยังไม่กลับเข้าสู่ภาวะปกติ โดยสิ้นเชิง ในขณะที่ภาคพลังงานมีการใช้ทรงตัวหากคงสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลที่บี5 และ (3) การส่งออก ของไทยไม่สามารถแข่งขันด้านราคาในตลาดโลกได้ หลังจากประเทศอินโดนีเซียประกาศยกเลิกการเก็บภาษีส่งออกสินค้าน้ำมันปาล์มทุกชนิดจนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2565 และเร่งผลักดันการส่งออกเพื่อลดปริมาณส่วนเกินภายในประเทศที่มีมากถึง 7 ล้านตัน ทำให้ราคาน้ำมันปาล์มดิบตลาดโลกปรับลดลง โดยปัจจัยดังกล่าวส่งผลกระทบให้ราคาปาล์มน้ำมัน และน้ำมันปาล์มดิบลดลงอย่างต่อเนื่อง จากราคาเฉลี่ยเดือนมิถุนายน 2565 อยู่ที่ 9.17 และ 51.58 บาทต่อกิโลกรัม มาอยู่ที่ราคาเฉลี่ยเดือนสิงหาคม 2565 ที่ 5.45 และ 31.75 บาท ต่อกิโลกรัม ตามลำดับ (ข้อมูล ณ วันที่ 16 สิงหาคม 2565) ทั้งนี้ คน. ได้สอบถามราคาไบโอดีเซลที่มีการซื้อขายจริง จากผู้ผลิต พบว่า ณ วันที่ 19 กันยายน 2565 อยู่ที่ 32 - 33 บาทต่อลิตร ต่ำกว่าราคาไบโอดีเซลอ้างอิงของ สนพ. ซึ่งอยู่ที่ 35.29 บาทต่อลิตร ในขณะที่ราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซล บี0 ในวันดังกล่าวอยู่ที่ 27.38 บาทต่อลิตร คิดเป็น 1.29 เท่า ต่ำกว่าอัตราที่ กบง. กำหนดไว้ว่าหากราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 (บี5)
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็น ดังนี้ (1) หากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไม่มีการชดเชย ในวันที่ 23 กันยายน 2565 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะอยู่ที่ 35.26 บาทต่อลิตร (โดยปัจจุบันกระทรวงการคลังปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลจาก 5.99 บาทต่อลิตร เป็น 1.34 บาทต่อลิตร ซึ่งจะสิ้นสุดในวันที่ 20 พฤศจิกายน 2565) และราคาไบโอดีเซลอยู่ที่ 35.29 บาทต่อลิตร สูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลบี0 ซึ่งอยู่ที่ 29.81 บาทต่อลิตร ประมาณ 1.2 เท่า โดยเป็นอัตราที่ต่ำกว่าที่ กบง. กำหนดให้ปรับลดสัดส่วนผสม ไบโอดีเซลลงเป็นบี5 (2) การปรับเพิ่มสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากร้อยละ 5 (บี5) เป็นร้อยละ 7 (บี7) จะช่วยดูดซับน้ำมันปาล์มดิบได้อีก 0.02 - 0.03 ล้านตันต่อเดือน และบรรเทาสต็อกน้ำมันปาล์มดิบสะสมในระบบ ทำให้ปริมาณสต็อกน้ำมันปาล์มดิบ ณ สิ้นปี 2565 อยู่ที่ 0.40 ล้านตัน ตามการประมาณการโดย พพ. ทั้งนี้ จะทำให้ต้นทุนราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เพิ่มขึ้นประมาณ 0.09 บาทต่อลิตร ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ต้องชดเชยเพิ่มขึ้นประมาณ 5.3 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 159 ล้านบาทต่อเดือน (3) จากการหารือกับ พพ. ในฐานะผู้แทนกระทรวงพลังงานในคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) เห็นควรเสนอให้ปรับเพิ่มสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว จากร้อยละ 5 เป็นร้อยละ 7 ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 เพื่อช่วยดูดซับน้ำมันปาล์มดิบที่มีแนวโน้มปรับเพิ่มขึ้นในช่วงไตรมาสสุดท้ายของปี 2565 ตามความเห็นของคณะอนุกรรมการฯ อย่างไรก็ดี ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอให้ขอความอนุเคราะห์ คน. ในการจัดเก็บข้อมูลราคาไบโอดีเซลจากผู้ผลิตที่มีการซื้อขายจริงส่งให้ สนพ. เป็นรายสัปดาห์ เพื่อใช้ในการติดตามสถานการณ์ราคาไบโอดีเซลอย่างใกล้ชิดต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 10 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพ ของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล ตามข้อ 1
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ นำเสนอการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล ตามข้อ 1 เพื่อทราบต่อไป
4. มอบหมายให้กรมการค้าภายใน และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการพิจารณาแนวทางในการให้ได้มาซึ่งข้อมูลราคาไบโอดีเซลจากผู้ผลิตที่มี การซื้อขายจริง เพื่อให้ สนพ. สามารถนำข้อมูลดังกล่าวมาใช้ในการติดตามสถานการณ์ราคาไบโอดีเซลอย่างใกล้ชิดเพื่อประโยชน์ในการบริหารจัดการด้านพลังงานต่อไป