มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 4/2565 (ครั้งที่ 42)

วันพฤหัสบดีที่ 3 มีนาคม พ.ศ. 2565

1. หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Energy Pool Price)

2. การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]

3. การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น

4. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

5. อัตรา Wheeling Charge ของไทย สำหรับโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (Lao PDR – Thailand – Malaysia - Singapore on Power Interconnection Project: LTMS - PIP)

6. แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา

7. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มนอกเหนือจากสัญญาเดิม

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                                           ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                                          กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Energy Pool Price)

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโนบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติ เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล ต่อมาเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ ตามความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ได้แก่ การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้ กฟผ. และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือ ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการ (3) มอบหมาย กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมซาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา ซึ่งประกอบด้วย 1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทนก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน 2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม 3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจาก ชีวมวลได้ด้วย และ 4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

        2. กกพ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 วันที่ 6 มกราคม 2565 และข้อเสนอแนะของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 โดยจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้ผู้นำเข้า LNG รายใหม่ (New Shippers) ที่มีความประสงค์นำเข้า LNG สำหรับปี 2564 แจ้งความประสงค์ในการนำเข้า ซึ่งปรากฎว่าไม่มี New Shippers รายใดประสงค์นำเข้า LNG เนื่องจากสถานการณ์ราคา LNG มีความผันผวนและปรับตัวสูง กกพ. จึงมีมติมอบหมายให้ กฟผ. ซึ่งเป็น New Shippers ในกลุ่ม Regulated Market และมีความประสงค์ที่จะนำเข้า LNG มาใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้นำเข้า LNG ทั้งสิ้น 6 ลำเรือ อย่างไรก็ดี เนื่องจากราคานำเข้า LNG ของ กฟผ. ยังไม่สามารถนำไปเฉลี่ย กับราคา Pool Gas ได้ จึงส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและเป็นผลให้อัตราค่าไฟฟ้าปรับตัวสูงขึ้น ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารับภาระต้นทุนจาก LNG ทั้งหมด ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 กกพ. จึงมีมติให้ ปตท. ในฐานะ ที่เป็นผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (PTT Shipper) จัดหา Spot LNG ตามปริมาณที่ต้องจัดหาเพิ่มในช่วงเดือนมกราคม ถึงเมษายน 2565 รวม 22 ลำเรือ เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในการผลิตไฟฟ้า และให้ราคานำเข้า LNG ที่มีราคาสูงในภาวะวิกฤติพลังงานสามารถเฉลี่ยใน Pool Gas เพื่อช่วยลดผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายเพิ่มสัดส่วน การผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นเพื่อลดการนำเข้า LNG ในช่วงที่มีความผันผวนและมีราคาสูง โดยมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำแผนการใช้น้ำมันแทนก๊าซธรรมชาติ และให้ ปตท. พิจารณาความสามารถในการขนส่งน้ำมันให้สอดคล้องกัน โดยในเดือนพฤษจิกายน 2564 ถึงเดือนมกราคม 2565 มีการใช้น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลรวมประมาณ 127 ล้านลิตร และ 459 ล้านลิตร ตามลำดับ โดยการดำเนินการดังกล่าวช่วยลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นได้เพียงบางส่วนเท่านั้น เนื่องจากโครงสร้างราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ย ถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และ LNG ที่จัดหาโดย Shipper รายเดิม (ปตท.) เท่านั้น ทำให้ค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง

        3. หลักการและเหตุผลในการสร้างกลไกการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) ประกอบด้วย (1) ประเทศไทยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตกระแสไฟฟ้า และมีแนวโน้มการใช้ LNG เพิ่มขึ้นตามการลดลงของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย จึงต้องเตรียมการจัดหาและนำเข้า LNG เพิ่มเติมให้รองรับปริมาณการใช้ โดยสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรมระหว่าง Shipper รายเก่า และรายใหม่ สามารถวัดประสิทธิภาพการจัดหา และสะท้อนราคาสู่ผู้ใช้ภายใต้โครงสร้างการเฉลี่ยราคา ที่เหมือนกัน (2) การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 กำหนดให้ New Shippers นำเข้า LNG มาใช้เองหรือจำหน่ายให้ผู้ใช้ก๊าซโดยส่งผ่านราคา LNG ไปยังผู้ใช้ก๊าซโดยตรง ในขณะที่ผู้นำเข้า LNG รายเก่า (PTT Shipper) สามารถนำเข้า LNG มาผสมกับก๊าซอ่าวไทยที่มีอยู่เดิมและมีราคาต่ำกว่าเพื่อขายให้กับผู้ใช้ก๊าซได้ ทั้งนี้ โครงสร้างการคิดราคาก๊าซที่แตกต่างกันของ Shipper รายเก่าและรายใหม่ทำให้เกิดความเหลื่อมล้ำระหว่าง PTT Shipper และ New Shippers ซึ่งไม่สะท้อนประสิทธิภาพการนำเข้า LNG ของ Shipper แต่ละราย และเป็นอุปสรรคต่อการส่งเสริมการแข่งขัน และ (3) กรณีที่ LNG มีราคาสูงกว่าน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล การผลิตไฟฟ้าสามารถเลือกใช้น้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงแทนก๊าซธรรมชาติได้ และทำให้ราคา Pool Gas ลดลงซึ่งเป็นประโยชน์ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas เดิม โดยค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้เชื้อเพลิงดังกล่าวจะถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง ทำให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าต้องรับภาระค่าใช้จ่ายแทนกลุ่ม ผู้ใช้ก๊าซในภาคธุรกิจอื่นๆ จึงจำเป็นต้องมีกลไกการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม Regulated Market ใหม่ ที่คำนึงถึงต้นทุนด้านพลังงานของประเทศในภาพรวมโดยไม่สร้างภาระให้ผู้ใช้พลังงานกลุ่มใดกลุ่มหนึ่งเกินสมควร ในลักษณะ Energy Pool Price

        4. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การคำนวณและการดําเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) มีสาระสำคัญ 4 ส่วน ได้แก่

                4.1 Energy Pool Price หมายถึงการนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล และ LNG นำเข้าของกลุ่ม Regulated Market มาเฉลี่ยกับก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตของภาคไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมในกลุ่ม Regulated Market อยู่ในแนวปฏิบัติเดียวกัน ซึ่งมีการใช้เชื้อเพลิงคิดเป็นหน่วยราคาต่อความร้อน (หน่วยบาทต่อล้านบีทียู)

                4.2 หลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price และแนวปฏิบัติ ประกอบด้วย (1) หลักการคำนวณ Energy Pool Price มาจากราคาถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุน Pool Gas ของ ปตท. ต้นทุนเชื้อเพลิง LNG นำเข้าที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และต้นทุนเชื้อเพลิงน้ำมันเตา น้ำมันดีเซล ที่ภาครัฐกำหนดให้นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าแทนการนำเข้า LNG ในช่วงวิกฤติ โดยสูตรการคำนวณ Energy Pool Price = [(Vpool x Bpool,avg) + V1B1 + V2B2] / [Vpool + V1 + V2] โดย Bpool,avg คือ ราคา Pool Gas ของ ปตท. หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B1 คือ ราคา LNG ของ New Shipper หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B2 คือราคาน้ำมันดีเซลและ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยบาท ต่อล้านบีทียู Vpool คือ ปริมาณ Pool Gas ของ ปตท. หน่วยล้านบีทียู V1 คือ ปริมาณ LNG ของ New Shipper หน่วยล้านบีทียู V2 คือ ปริมาณน้ำมันดีเซล และ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยล้านบีทียู ทั้งนี้ Pool Gas ของ ปตท. หมายถึง ก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) SPP และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ คือ ก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือหลังผ่านกระบวนการแยกของโรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน LNG และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต (2) ในช่วงเวลาปกติ การผลิตไฟฟ้า ในกลุ่ม Regulated Market ให้ กฟผ. นำต้นทุนเชื้อเพลิง LNG ของโรงไฟฟ้าที่ผลิตและขายไฟเข้าระบบโดยใช้ LNG นำเข้าของ Shipper เป็นเชื้อเพลิง มาเฉลี่ยรวมกับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas ได้เป็น Energy Pool Price (3) ในสภาวะวิกฤติพลังงาน การผลิตไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market อาจมีการเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด แทนการนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูง โดยให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ที่ใช้ในโรงไฟฟ้า เพื่อทดแทนการนำเข้า LNG ดังกล่าว มาเฉลี่ยรวมใน Energy Pool Price ได้ เพื่อลดภาระค่า Ft ที่ส่งผลถึงผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรง (4) ให้ กฟผ. ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) รวบรวมข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณ Energy Pool Price จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์และแนวทางปฏิบัติที่ กกพ. กำหนด ประกอบด้วยข้อมูลจากผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ซึ่งปัจจุบัน คือ กฟผ. ที่มีข้อมูลด้านราคาและปริมาณการใช้เชื้อเพลิง LNG นำเข้าของ กฟผ. และ New Shippers น้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ของโรงไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market และข้อมูลจาก PTT Shipper ในฐานะผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของ ปตท. ซึ่งมีหน้าที่ส่งข้อมูลด้านราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติที่รับมาจากแหล่งต่างๆ ซึ่งรวมถึง LNG ที่จัดหาโดย PTT Shipper และข้อมูลประมาณการราคา Pool Gas ในแต่ละงวด (5) ให้ กฟผ. นำส่ง Energy Pool Price ให้แก่ PTT Shipper นำไปใช้เป็นราคาก๊าซธรรมชาติที่จำหน่าย กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม พร้อมทั้งรายงานให้ กกพ. ทราบโดยพลัน ภายใต้หลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด เพื่อไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนในการเรียกเก็บค่าบริการที่จะถูกรวมเป็นต้นทุนราคา ก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดย กกพ. จะกำกับดูแลและกำหนดแบบเอกสารการเรียกเก็บค่าก๊าซธรรมชาติ ของ PTT Shipper ให้เหมาะสมและไม่เกิดความสับสน ส่วนการคิดผลตอบแทนการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper Fee) ของ PTT Shipper นั้น ยังคงให้คำนวณจากราคา Pool Gas ของ ปตท. และ (6) กรณีที่มีส่วนต่างระหว่าง Energy Pool Price กับราคา Pool Gas ของ ปตท. ให้ กฟผ. หรือ PTT Shipper (แล้วแต่กรณี) นำส่วนต่างราคาที่เกิดขึ้นไปเรียกเก็บตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด โดยการพิจารณาส่วนต่างราคาจะมี รอบการคิดและชำระเงินเป็นรายเดือน

                4.3 แนวทางในการกำกับ มีดังนี้ (1) กกพ. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price แนวทางปฏิบัติ และแนวทางในการบริหารจัดการส่วนต่างค่าเชื้อเพลิง รวมถึงแนวทางในการใช้ Energy Pool Price กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม (2) กฟผ. ในฐานะที่เป็นผู้ซื้อรายเดียว รวบรวมข้อมูลและคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ (3) กกพ. สามารถเสนอทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับ Energy Pool Price ได้ตามความเหมาะสม โดยคำนึงถึงความมั่นคงด้านพลังงานและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน

                4.4 ควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยปริมาณความต้องการ ใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ของ ปตท. ให้ถือเป็น New Demand ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่สามารถเลือกใช้ก๊าซจาก Pool Gas หรือ New Shipper ได้ ภายใต้การกำกับของ กกพ.

        5. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า แนวทางดังกล่าวเป็นประโยชน์ในการแก้ไขข้อจำกัดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 ในระยะยาวให้สามารถส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันที่เป็นธรรมและไม่เลือกปฏิบัติระหว่างผู้เล่นรายเก่าและรายใหม่ ส่งผลให้การบริหารการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศมีประสิทธิภาพมากขึ้น อีกทั้งยังมีกลไกในการเลือกใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพและเป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศได้ ในช่วงวิกฤติพลังงาน โดยไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าเกินความจำเป็น การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จะช่วยสนับสนุนให้การส่งเสริมการแข่งขันตามเจตนารมณ์ของนโยบายภาครัฐ และผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติมีทางเลือกในการจัดหาก๊าซเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ดี การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของประเทศ ให้เกิดความมั่นคงและมีประสิทธิภาพต้องมีการวางแผนล่วงหน้าระยะยาว โดย ชธ. และ ปตท. ควรเร่งจัดทำข้อมูล Demand - Supply และความสามารถในการจัดหา LNG เพิ่มเติมโดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ของ ปตท. ในช่วง 10 ถึง 15 ปีข้างหน้า ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การผลิตและความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป นอกจากนี้ การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จำเป็นต้องมีการกำหนดหลักเกณฑ์ในการบริหารจัดการเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่น ในกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้เกิดความชัดเจน โดยต้องได้รับการสนับสนุนข้อมูลจากหน่วยงาน อาทิ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน ปตท. กฟผ. และ Shipper เป็นต้น

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง

    2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ.

    3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 2 การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] รองรับการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยกำหนดให้โครงการแล้วเสร็จและสามารถแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศ และกระจายพื้นที่ ในการรองรับการนำเข้า LNG ดังกล่าว ซึ่งคณะกรรมการบริษัท ปตท. ได้อนุมัติให้บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565

        2. ปัจจุบันมีปัญหาเรื่องการถ่ายโอนการดำเนินการสัมปทานแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ (G1) เนื่องจากผู้รับสัมปทานแปลง G1 รายใหม่ คือ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.) ยังไม่สามารถเข้าพื้นที่เพื่อประเมินสภาพแหล่งผลิตได้ ซึ่งจะส่งผลกระทบให้ไม่สามารถผลิตก๊าซ ที่ระดับ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ได้ตามกำหนดการเดิม ประกอบกับสถานการณ์ความไม่สงบ ที่ยืดเยื้อในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาจากเหตุการณ์รัฐประหารตั้งแต่ต้นปี 2564 ซึ่งอาจทำให้เมียนมา ถูกคว่ำบาตร ส่งผลกระทบต่อการจัดหาก๊าซของประเทศไทยโดยรวมประมาณ 600 MMSCFD ถึง 700 MMSCFD และอาจยืดเยื้อถึงสิ้นปี 2565 ทำให้ประเทศไทยอาจขาดแคลนก๊าซธรรมชาติสำหรับเป็นเชื้อเพลิง ในการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ซึ่งจะส่งผลต่อการใช้ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม ซึ่งสถานการณ์ดังกล่าวถือได้ว่า เป็นวิกฤตทางพลังงาน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2564 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ได้นำเสนอสรุปแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และต่อมา เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 ได้ประชุมหารือแผนบริหารจัดการความต่อเนื่องด้านก๊าซธรรมชาติ (BCM) กรณี ไม่สามารถนำเข้าก๊าซจากเมียนมาได้ และจัดเตรียมแผนรองรับเหตุการณ์ฉุกเฉินด้านการบริหารจัดการเชื้อเพลิงกรณีเหตุการณ์ยืดเยื้อจนถึงช่วงรอยต่อของบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (CTEP) และการเข้าพื้นที่แปลง G1/61 (แหล่งก๊าซเอราวัณ) โดยเพิ่มอัตราการส่งก๊าซธรรมชาติของ LNG Receiving Terminal 1 [T-1] (Send-out LNG [T-1]) เต็มความสามารถที่ 11.5 ล้านตัน หรือประมาณ 1,600 MMSCFD เนื่องจากคาดว่าในเดือนเมษายน 2565 มีความเสี่ยงที่ความจุของ LNG Terminal จะไม่เพียงพอหากโครงการ [T-2] ยังไม่แล้วเสร็จ จึงพิจารณาเร่งโครงการ [T-2] ให้พร้อมใช้งานเร็วขึ้น เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ที่เพิ่มสูงขึ้นมากกว่า 1,600 MMSCFD ในช่วงไตรมาสที่ 2 ของปี 2565 โดย ชธ. ได้มีหนังสือแจ้งรายละเอียดการประชุมหารือ BCM ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ทราบเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2564 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติแผนการดำเนินงานและงบประมาณเพิ่มเติมในการเร่งรัด Early Gas Send Out (EGSO) โครงการก่อสร้างคลังจัดเก็บและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Terminal) แห่งที่ 2 [T-2] ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง หรือ LMPT-2 จากเดิมกำหนดแล้วเสร็จเดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2565 งบประมาณ 2,900 ล้านบาท เพิ่มเติมจากเดิมที่ 38,500 ล้านบาท รวมเป็น 41,400 ล้านบาท โดยเมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2564 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] (LMPT2) และมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาและให้ความเห็นในเรื่องดังกล่าว เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป

        3. การขอปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) โดยเร่งรัดให้สามารถจัดส่งก๊าซธรรมชาติบางส่วนได้เร็วขึ้นกว่าแผน สามารถดำเนินการได้ในลักษณะ Early Gas Sent-Out (EGSO) ซึ่งสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ภายในวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 รองรับการนำเข้า LNG ประมาณ 2.5 ล้านตันต่อปี โดยมีเงินลงทุนส่วนเพิ่มประมาณ 2,900 ล้านบาท แบ่งออกเป็น (1) ค่าติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมสำหรับรองรับการจ่ายก๊าซในรูปแบบ EGSO 62.4 ล้านบาท (2) ค่าปรับเปลี่ยนการออกแบบอุปกรณ์ใหม่ เพื่อกระชับเวลางานก่อสร้าง 415 ล้านบาท (3) จ่ายค่าเร่งรัดการผลิตอุปกรณ์และเปลี่ยนแปลงวิธีการขนส่งให้ใช้ระยะเวลาสั้นที่สุด 300 ล้านบาท และ (4) ค่าจัดจ้างผู้คุมงาน (Supervisor) และแรงงานเพิ่มเติม พร้อมขยายเวลาการทำงาน 2,122.6 ล้านบาท

        4. เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้พิจารณาและได้มีความเห็นต่อแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ดังนี้ (1) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเร็วกว่าแผนเดิม มาเป็นเดือนพฤษภาคม 2565 จะทำให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้เพิ่มขึ้น 2.5 ล้านตันต่อปี เพื่อลด ความเสี่ยงจากการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนถ่ายผู้รับสัมปทานแหล่งก๊าซเอราวัณ (2) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเพื่อเชื่อมต่อท่อเส้นที่ 5 ในขณะที่สถานีผสมก๊าซธรรมชาติ TP5 MXS ยังไม่แล้วเสร็จ จะส่งผลให้ดัชนี Wobbe (WI) ของ LNG ที่นำเข้ากระทบต่อความสามารถรองรับก๊าซ ของโรงไฟฟ้า เนื่องจากยังไม่มีการผสมก๊าซจากแหล่งอื่น ดังนั้น การจัดหา LNG จึงต้องพิจารณาจากแหล่งที่มี ค่า WI ที่โรงไฟฟ้าสามารถรองรับได้ (3) การปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ควรคำนึงถึงบทปรับกรณีผู้รับเหมาไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดเวลา และ (4) โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนเกินกรอบที่คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยการลงทุนใหม่ที่เกิดขึ้นต้องอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในฐานะที่เป็นหน่วยงานกำกับกิจการพลังงาน ซึ่ง กกพ. จะพิจารณาให้ส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้นำความเห็นของ กกพ. มาประกอบการพิจารณาการปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ตามข้อเสนอของ ปตท. และได้มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของ ปตท. เรื่องการปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการดังกล่าว ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงิน 41,400 ล้านบาท เสนอ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณา ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนในการดำเนินการเกินกรอบวงเงินที่ กพช. ได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. พิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยเงินลงทุนดังกล่าวจะมีผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต จึงขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบให้นำข้อเสนอของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เรื่อง การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป

    2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคตไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน

เรื่องที่ 3 การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้กำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่ใช้ในปัจจุบัน โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่น ๆ ในอนาคต โดยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงวันนี้จะสะท้อนราคาก๊าซธรรมชาติอีก 6 เดือน ถึง 12 เดือนถัดไป ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้นตั้งแต่ช่วงต้นปี 2564 เป็นต้นมา ประกอบกับราคา LNG ในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้น จากระดับ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 30 ถึง 40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในช่วงปลายปี 2564 ต่อเนื่องปี 2565 เนื่องจากตลาดมีความต้องการใช้ LNG ที่สูงขึ้น และอุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG มีจำกัดจากการลงทุนการก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ที่ลดลง ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นต้นทุนของ ก๊าซ NGV ปรับตัวสูงขึ้น

        2. จากสภาวะการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ตั้งแต่ต้นปี 2563 เป็นต้นมา ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ รวมทั้งทำให้รถโดยสารสาธารณะ มีปริมาณผู้โดยสารลดลงอย่างมาก ส่งผลให้ผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะมีรายได้ไม่เพียงพอต่อค่าใช้จ่ายและเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิงที่เป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมาตรการช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิง ในรถยนต์ทั่วไปและรถโดยสารสาธารณะ ดังนี้ (1) รถยนต์ทั่วไป มีมติให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563 และที่ราคา 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2565 และ (2) รถโดยสารสาธารณะ ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ได้แก่ รถแท็กซี่ ตุ๊กตุ๊ก รถตู้ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด ได้แก่ รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถวร่วม บขส. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่ ช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2563 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 และที่ราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 รวมทั้ง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ดำเนินโครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน เพื่อบรรเทาผลกระทบ แก่ผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล โดยสามารถซื้อก๊าซ NGV ในราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม วงเงินซื้อก๊าซที่ได้รับส่วนลดไม่เกิน 10,000 บาทต่อเดือน ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2565

        3. ปัจจุบันราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามสูตรโครงสร้างราคา ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ระดับ 22.27 บาทต่อกิโลกรัม และจากข้อมูลแนวโน้มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในปี 2565 พบว่าราคาอาจปรับสูงขึ้นถึงระดับ 19 ถึง 22 บาทต่อกิโลกรัม จากราคา 13 ถึง 18 บาทต่อกิโลกรัมในปี 2564 ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงและรถโดยสารสาธารณะ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีก ก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2565 เพื่อบรรเทาความเดือดร้อนและลดภาระค่าใช้จ่ายจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือประมาณ 1,761 ล้านบาทต่อ 3 เดือน โดยเป็นส่วนของรถยนต์ทั่วไป 1,590 ล้านบาทต่อ 3 เดือน และรถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล 171 ล้านบาทต่อ 3 เดือน

มติของที่ประชุม

    เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) คงราคาขายปลีก ก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการ “เอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน” ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก เป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2565

เรื่องที่ 4 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) (Tariff MOU) และการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่าง Tariff MOU ทั้ง 3 ฉบับ ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจึงจะสามารถลงนามได้ (2) เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไข ในร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม ทั้งนี้ จะต้องไม่กระทบอัตราค่าไฟฟ้า และ (3) เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือ ในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ ตามผลการหารือของ ที่ประชุมที่ได้พิจารณาข้อเสนอเดิมที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เคยเสนอในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยข้อเสนอดังกล่าวได้พิจารณาครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการ กับ สปป. ลาว ทั้งหมดและสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป. ลาว โดยต่อมา เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 10,500 เมกะวัตต์ ภายใต้ร่าง MOU ดังกล่าว และอนุมัติให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน หรือผู้ได้รับมอบอำนาจจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นผู้ลงนามใน MOU โดยมีกำหนดการลงนามในวันที่ 4 มีนาคม 2565

        2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว ในโครงการ หลวงพระบาง และโครงการปากแบง โดยมีรายละเอียด ดังนี้

                2.1 โครงการหลวงพระบาง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณา ร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และรับทราบว่ารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ แห่ง สปป. ลาว ได้แจ้งว่ารัฐบาล สปป. ลาว เสนอรายงานผลการศึกษาผลกระทบต่อแหล่งมรดกโลก (Heritage Impact Assessment: HIA) ฉบับสมบูรณ์ต่อ UNESCO แล้ว โดยจะดำเนินการตามคำแนะนำใดๆ ที่จะได้รับจาก UNESCO หรือ Advisory Bodies ให้ถูกต้องตามกฎหมายและมีความมั่นใจว่าจะไม่กระทบต่อการพัฒนาโครงการ สปป.ลาว จึงเห็นว่าการลงนามในร่าง Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) สามารถดำเนินการต่อไปได้โดยไม่ต้องรอคำแนะนำจาก Advisory Bodies ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบ ร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าโครงการหลวงพระบาง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการ หลวงพระบางที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. ภายหลังจากที่มีการลงนามใน MOU แล้ว และ (3) มอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง และเมื่อ อส. ตรวจพิจารณาแล้วเสร็จให้ดำเนินการเจรจาร่าง PPA กับโครงการหลวงพระบางอย่างไม่เป็นทางการคู่ขนานกันไประหว่างรอเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามร่าง Tariff MOU ทั้งนี้ หาก กพช. พิจารณา Tariff MOU แล้ว มีความเห็นแตกต่างจากร่าง Tariff MOU ที่ อส. ได้เคยตรวจพิจารณาแล้วให้นำไปปรับปรุงในร่าง Tariff MOU และร่าง PPA ด้วย

        3. สรุปรายละเอียดโครงการ และข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power ร่วมกับ PT (Sole) Company Limited ร่วมกับ Ch.Karnchang และ Petro Vietnam Power Corporation ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run off River) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 35 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2573 และ (2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงอุดมไซย สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 897 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off River พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,525 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2576 ทั้งนี้ ข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทย ของโครงการหลวงพระบาง 2.8432 บาทต่อหน่วย และโครงการปากแบง 2.9179 บาทต่อหน่วย

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU)โครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว

    2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า

    3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 5 อัตรา Wheeling Charge ของไทย สำหรับโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (Lao PDR – Thailand – Malaysia - Singapore on Power Interconnection Project: LTMS - PIP)

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2563 ที่ประชุม ASEAN Minister on Energy Meeting and Associated Meeting (AMEM) ได้นำเสนอการขยายโครงการเชื่อมโยงพลังงานไฟฟ้าระหว่างสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ไทย มาเลเซีย และสิงคโปร์ ภายใต้ชื่อโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (Lao PDR – Thailand – Malaysia - Singapore on Power Interconnection Project: LTMS - PIP) โดย สปป. ลาว เป็นผู้จำหน่ายไฟฟ้าให้สิงคโปร์ผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซียเป็นระยะเวลา 2 ปี และต่อมาได้มีการประชุมร่วมกันระหว่าง 4 ประเทศดังกล่าวเพื่อเจรจาหลักการสำคัญของการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP โดยมีเป้าหมายให้สามารถลงนามสัญญาและเริ่มต้นโครงการ LTMS - PIP ภายในไตรมาส 2 ของปี 2565

        2. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าบริการในการใช้หรือการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) ของไทย เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ใช้ในการเจรจาโครงการ LTMS - PIP โดยต่อมา ผู้แทนของ สปป. ลาว มาเลเซีย สิงคโปร์ และไทย โดยผู้แทนกระทรวงพลังงานและผู้แทน กฟผ. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ การไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) การไฟฟ้ามาเลเซีย (Tenaga Nasional Berhad: TNB) และหน่วยงานด้านกิจการไฟฟ้าของสิงคโปร์ คือ Energy Market Authority (EMA) และ Singapore Importer (Keppel) ได้ประชุมหารือแนวทางการดำเนินโครงการ LTMS - PIP และจัดทำร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) สำหรับโครงการ LTMS - PIP โดยเมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 ที่ประชุมได้เห็นชอบจัดทำร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS – PIP ร่วมกัน และต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP และมอบหมายให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาอัตราค่า Wheeling Charge ของไทย และหลักการร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS - PIP ต่อไป

        3. อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS - PIP ประกอบด้วย 3 ส่วน คือ ค่าระบบส่งไฟฟ้า (Transmission Tariff) ค่าสายส่งระบบ High Voltage Direct Current (HVDC Cost) และค่าภาษี (Tax) โดยมีหลักการคำนวณ ดังนี้ ส่วนที่ 1 อัตรา Transmission Tariff ประกอบด้วย (1) ค่า Wheeling Charge เท่ากับ 0.7813 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย (2) ค่าบริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary Services) เท่ากับ 0.7603 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ (3) ค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ (Policy Expense) เท่ากับ 0.8750 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ส่วนที่ 2 ค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.3248 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย มีสมมติฐานการคำนวณโดยใช้ค่าสินทรัพย์สายส่ง ณ ปี 2564 ค่าสินทรัพย์ HVDC ที่สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ณ ปี 2564 และค่าบำรุงรักษา (Refurbishment Cost) และส่วนที่ 3 ค่า Tax คือภาษีมูลค่าเพิ่มในอัตราร้อยละ 7 ของผลรวมของค่า Transmission Tariff และค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.2066 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ทั้งนี้ การพิจารณากำหนดอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS – PIP ได้คำนึงค่าความสูญเสีย ที่จะเกิดในระบบ (Transmission Loss) เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง โดยสรุปอัตรา Wheeling Charge เท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย

        4. หลักการของสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ประกอบด้วยสาระสำคัญ 3 ส่วน ดังนี้

                4.1 หลักการซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS – PIP มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) การส่งพลังงานไฟฟ้า (LTMS Energy) ฟฟล. จะจ้าง กฟผ. และ TNB ส่งพลังงานไฟฟ้าให้กับ Keppel ณ จุดส่งมอบตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงซื้อขายกันในแต่ละวันตาม Actual Confirmation of Wheeling (ACoW) ทั้งนี้ กฟผ. และ TNB ตกลงที่จะนำส่ง LTMS Energy จาก ฟฟล. ให้กับ Keppel ตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงกันใน ACoW โดยมีกำหนดการซื้อขายขั้นต่ำที่ 30 เมกะวัตต์ สูงสุดไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ ต่อเนื่องกันอย่างน้อย 5 ชั่วโมง (2) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP จะใช้โครงสร้างพื้นฐานในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่เดิมระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. และ กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา Energy Purchase and Wheeling Charge Agreement (EPWA) ของโครงการ LTM - PIP โดยเพิ่มการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่าง TNB กับ SP Power Assets Limited (SPPA) ของสิงคโปร์ 3 ส่วนดังนี้ ส่วนที่ 1 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - ฟฟล. ผ่านระบบส่งเชื่อมโยง 115 เควี จำนวน 7 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าท่านาแล้ง สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าโพนต้อง สถานีไฟฟ้าบึงกาฬ - สถานีไฟฟ้าปากซัน สถานีไฟฟ้าท่าลี่ - สถานีไฟฟ้าแก่งท้าว สถานีไฟฟ้านครพนม - สถานีไฟฟ้าท่าแขก สถานีไฟฟ้ามุกดาหาร - สถานีไฟฟ้าปากบ่อ และสถานีไฟฟ้าสิรินธร 2 – สถานีไฟฟ้าบังเยาะ ส่วนที่ 2 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - TNB ผ่านระบบ 300 เมกะวัตต์ 300 เควี HVDC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ของไทย – สถานีไฟฟ้า Gurun East ของมาเลเซีย และส่วนที่ 3 จุดเชื่อมโยงระหว่าง TNB - SPPA ผ่านระบบ HVAC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้า Plentong ของมาเลเซีย – สถานีไฟฟ้า Woodlands ของสิงคโปร์ (3) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP ตั้งอยู่บนพื้นฐานของการทำงานร่วมกับสัญญาที่มีอยู่เดิม ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา EPWA ของโครงการ LTM-PIP ดังนี้ ส่วนที่ 1 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทย - สปป. ลาว เป็นตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ลงนามเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2562 ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. รองรับการเชื่อมโยงแบบระบบต่อระบบ (Grid to Grid: G2G) มีการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนระหว่างกันแบบ Non-Firm (G2G Energy) ซึ่งกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าจากการคำนวณต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost: SRMC) เฉลี่ยในช่วง 6 เดือนแรกของปีก่อนปีสัญญาถัดไป และส่วนที่ 2 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง ไทย - มาเลเซีย เป็นตามสัญญา HVDC System Interconnection Agreement (SIA) ระหว่าง กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ลงนามเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เป็นการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนและสำรองกำลังการผลิตระหว่างกัน ปริมาณซื้อขายไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ ในลักษณะที่ทั้งสองฝ่ายตกลงทำข้อเสนอราคาขายไฟฟ้าล่วงหน้าเดือนต่อเดือน (4) เมื่อมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP ฟฟล. จะส่ง LTMS Energy ปริมาณไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ มายังระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และมาเลเซีย จากนั้นมาเลเซียจะนำส่งพลังงานดังกล่าวต่อให้สิงคโปร์เพื่อขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ผ่าน Keppel และ (5) อายุสัญญา 2 ปี

                4.2 หลักการทำงานระหว่างสัญญาเดิมกับสัญญา EWA มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปัจจุบัน สปป. ลาว ได้ส่งพลังงานไฟฟ้าให้ไทยอยู่แล้วตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ซึ่งรวมเรียกว่า EDL - EGAT PPA และเรียกพลังงานส่วนนี้ว่า G2G Energy ส่วนพลังงานไฟฟ้าที่ สปป. ลาว ส่งไปขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ ผ่าน Keppel ตามโครงการ LTMS – PIP เรียกว่า LTMS Energy (2) พลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับมาเลเซียแบ่งเป็น 2 ส่วนเช่นกัน คือ ตามสัญญา SIA เรียกว่า SIA Energy และตามโครงการ LTMS - PIP เรียกว่า LTMS Energy และ (3) หากมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS – PIP เกิดขึ้น ปริมาณไฟฟ้าที่จะถือเป็น LTMS Energy ภายใต้สัญญา EWA ก่อน คือ ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) แรก ที่ ฟฟล. ส่งเข้ามายังระบบไฟฟ้าของไทยและมาเลเซีย ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) ที่ไทยส่งให้มาเลเซีย และปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ที่มาเลเซียส่งให้สิงคโปร์ โดยส่วนที่เหลือจึงจะถือว่าเป็น G2G Energy ที่มีการซื้อขายตาม EDL-EGAT PPA ถือเป็น SIA Energy ที่มีการซื้อขายตามสัญญา SIA และถือเป็นพลังงานตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างมาเลเซียกับสิงคโปร์ ตามลำดับ

                4.3 อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยเท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และของมาเลเซียเท่ากับ 2.48 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยเท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และหลักการร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) โครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (LTMS – PIP)

    2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS - PIP ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ หาก อส. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีความเห็นให้แก้ไข ร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการ ในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปได้

    3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ดังนี้ (1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย (โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 เมกะวัตต์ (MWp) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย โดยให้อัตรามีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 และ (2) กลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 1.00 บาทต่อหน่วย เป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp แบ่งเป็นกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา 20 MWp กลุ่มโรงพยาบาล 20 MWp และกลุ่มสูบน้ำเพื่อการเกษตร 10 MWp โดยมีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 กิโลวัตต์ (kWp) แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป นอกจากนี้ กรณีการลงทุนโดยภาครัฐในกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำ เพื่อการเกษตร มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปหารือกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณาปรับปรุงกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาสามารถดำเนินการได้อย่าง เป็นรูปธรรม และต่อมาเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 โดยระบุเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในปี 2565 จำนวน 10 เมกะวัตต์ (MW)

        2. กกพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย พ.ศ. 2564 และสำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) พ.ศ. 2564 โดยสถานะการดำเนินงานในรอบปี 2564 ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2564 มีดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 2,372 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 13,032.8 kWp จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 259 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,459 kWp โดยตั้งแต่ปี 2562 – 2564 มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบจากโครงการรวม 1,103 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6,096.3 kWp และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำ เพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 27 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,953.9 kWp ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 16 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,867.0 kWp โดยยังไม่มีผู้จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการดังกล่าวยังไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากมาตรการควบคุมและป้องกันการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19 ส่งผลให้สถานศึกษาปิดทำการต่อเนื่อง อาจทำให้โรงเรียน สถานศึกษา และโรงพยาบาลยังไม่ตัดสินใจเข้าร่วมโครงการในปัจจุบัน ประกอบกับกลุ่มโรงพยาบาล มีความต้องการใช้ไฟฟ้าทุกวันจึงทำให้ไม่มีปริมาณไฟฟ้าเหลือขายเข้าร่วมโครงการ

        3. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และเสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และปีต่อๆ ไป เห็นควรให้กำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าต่อเนื่อง เนื่องจากในปี 2564 มีแนวโน้มผู้เข้าร่วมโครงการเพิ่มขึ้น ตลอดจนเพื่อให้การส่งเสริมโครงการดังกล่าวดำเนินการต่อเนื่องตามนโยบายของ กพช. และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ดังนี้

        1.1 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ให้มีการรับซื้อต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป โดยกำหนดเป้าหมายการรับซื้อปีละ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณามอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) กำหนดเป้าหมายการรับซื้อได้ ในกรณีต้องปรับปรุงเป้าหมายการรับซื้อดังกล่าวต่อไป

        1.2 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี

    2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 7 การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มนอกเหนือจากสัญญาเดิม

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ (1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ทั้งจากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป (3) มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบ การพิจารณาต่อไป

        2. เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้เสนอ กบง. พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม ซึ่ง กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม โดยมีสาระสำคัญ 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ให้รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มเฉพาะกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าจากสัญญาเดิม ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ ส่วนที่ 2 รูปแบบการจ่ายพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Excess Energy) เป็นแบบ Non-Firm และส่วนที่ 3 อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่ม 1.8931 บาทต่อหน่วย โดยมีหลักการสำคัญ ได้แก่ (1) การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่มเป็นการใช้สินทรัพย์เดิมของผู้ผลิตไฟฟ้าและไม่มีการลงทุนใหม่ จึงควรรับซื้อไฟฟ้า ส่วนเพิ่มโดยอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนผันแปร (FiTv) เชื้อเพลิงชีวมวลปี 2565 ซึ่งคิดจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า 1.8931 บาทต่อหน่วย และไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม (2) การรับซื้อไฟฟ้า ตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ภาครัฐต้องการพลังงานไฟฟ้าทดแทนการนำเข้า LNG ซึ่งมีราคาสูง จึงควรพิจารณากรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas (3) ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ประโยชน์ทดแทนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas 0.6041 บาทต่อหน่วย หรือ 51.53 ล้านบาทต่อเดือน (4) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาพิจารณาคัดเลือกจากความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในปี 2565 รวมถึงข้อจำกัดด้านเทคนิค Feeder และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า (Grid Capacity) เป็นรายกรณี และ (5) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมตามสัญญาเดิม

        3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ปัจจุบันยังมีพลังงานทดแทนที่มีศักยภาพนอกเหนือจากสัญญาเดิม จึงควรพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทชีวมวลและเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวล ที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อให้สามารถช่วยบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติได้อย่างรวดเร็ว โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการเพิ่มเติมในเรื่องของการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า และการเปิดรับซื้อไฟฟ้าต่อไป

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค หรือการไฟฟ้านครหลวงสามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกิน 1.8931 บาทต่อหน่วย

    2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า โดยให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานบริหารให้เป็นไปตามนโยบายต่อไป

    3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป

ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียนประจำวันที่ 4 เมษายน2565

ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียนประจำวันที่ 28 มีนาคม 2565

ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียนประจำวันที่ 21 มีนาคม 2565

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 3/2565 (ครั้งที่ 41)

วันอังคารที่ 22 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2565

1. ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565

2. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน

3. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

4. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                                           ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                                          กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2565 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ที่แต่งตั้งภายใต้ กบง. ติดตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามมติ กพช. โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีการประชุมหารือ และรายงานแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และแนวทางบริหารจัดการเพื่อรองรับสถานการณ์การเมืองระหว่างประเทศกรณีสหรัฐอเมริกาอาจจะดำเนินมาตรการลงโทษ (Sanction) ต่อเมียนมา ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อการจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทย ต่อที่ประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน โดยที่ประชุมเห็นชอบให้นำผลการดำเนินการของคณะอนุกรรมการฯ เสนอต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป

        2. การดำเนินการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 มีรายละเอียด ดังนี้

                2.1 หลักการทำงานและแนวทางบริหารจัดการ ประกอบด้วย (1) กำหนดบทบาทการดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ของแต่ละหน่วยงาน โดยกระทรวงพลังงานจะติดตามการบริหารจัดการให้มีก๊าซธรรมชาติเพียงพอ จากสถานการณ์ฉุกเฉินเนื่องจากแหล่งเอราวัณ (G1) ไม่สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติได้ตามเป้าหมาย ที่กำหนดภายในปี 2565 เป็นหลัก ด้านการจัดหาและจัดสรรปริมาณนำเข้า LNG ในภาพรวม จะดำเนินการโดยสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตามมติ กบง. ซึ่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้จัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแล และ (2) กำกับการดำเนินการ โดยคำนึงถึงผลกระทบค่าไฟฟ้าต่อประชาชนให้มีน้อยที่สุด โดยพิจารณาลำดับการเลือกใช้ชนิดเชื้อเพลิงบริหารจัดการ ตามลำดับสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุด (Merit Order) ที่ กกพ. ให้ความเห็นชอบ

                2.2 คณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมหารือและปรับปรุงแนวทางการบริหารจัดการเชื้อเพลิง ในการผลิตไฟฟ้าตาม Merit order แบ่งเป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่ม 1 ต้นทุนต่ำ ได้แก่ (1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถ โดยเร่งการผลิตก๊าซจากแหล่งอาทิตย์ การทำ CO2 Relaxation และเร่งการขุดเจาะหลุม Infill เป็นต้น (2) เลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 และ (3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม ชีวมวล ในราคาที่ไม่เกิน Pool Gas โดยการปรับปรุงแนวทางตาม (1) (2) และ (3) สามารถทดแทน การนำเข้า LNG Spot ได้ 0.5 ล้านตัน 0.28 ล้านตัน และ 0.17 ล้านตัน ตามลำดับ กลุ่ม 2 พิจารณาตามต้นทุน ได้แก่ (4) จัดหา LNG และ (5) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า โดยสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างพิจารณารูปแบบการคิดอัตราค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ก่อนกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ที่เหมาะสม ซึ่งการปรับปรุงแนวทางตาม (4) กรณีใช้ LNG เป็นหลัก ทดแทนการนำเข้า LNG Spot ได้ 3.25 ล้านตัน กรณีใช้น้ำมันเป็นหลักทดแทนได้ 1.76 ล้านตัน ส่วนการปรับปรุงแนวทางตาม (5) กรณีใช้ LNG เป็นหลักทดแทนได้ 0.29 ล้านตัน กรณีใช้น้ำมันเป็นหลักทดแทนได้ 1.79 ล้านตัน และกลุ่ม 3 ยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เนื่องจากเป็นการนำพลังงานจากแผนล่วงหน้ามาใช้ โดยไม่ได้ชดเชยการผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ ทั้งนี้ เมื่อพิจารณาการปรับปรุงแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 พบว่ากระทรวงพลังงานสามารถจัดหาเชื้อเพลิงต้นทุนต่ำทดแทนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติได้เพิ่มขึ้นเบื้องต้น 0.95 ล้านตัน จากความต้องการนำเข้าก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อชดเชยก๊าซธรรมชาติที่จะหายไปในช่วงเปลี่ยนผ่าน ของแหล่งเอราวัณ 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG

                2.3 ผลการดำเนินงานของคณะอนุกรรมการฯ สามารถบริหารจัดการเชื้อเพลิงทดแทน การนำเข้า LNG Spot ได้เกินกว่าเป้าหมายที่กำหนด โดย ณ วันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 สามารถจัดหาเชื้อเพลิงทดแทนได้ 0.6 ล้านตันเทียบเท่า LNG Spot สูงกว่าแผน ณ สิ้นเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ที่กำหนดไว้ที่ 0.52 ล้านตันเทียบเท่า LNG Spot อย่างไรก็ดี แผนปฏิบัติการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 มีความชัดเจนของการจัดหาเชื้อเพลิงถึงเพียงเดือนกุมภาพันธ์ 2565 เนื่องจากสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างพิจารณารูปแบบการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าและผลกระทบต่ออัตราค่า Ft ซึ่งมีผลต่อการกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมของเดือนมีนาคม ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยหากสำนักงาน กกพ. ได้ข้อสรุปจะแจ้งต่อกระทรวงพลังงานเพื่อปรับแผนต่อไป

        3. แผนการรองรับหากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกกรณีเกิดเหตุการณ์ในเมียนมา มีรายละเอียด ดังนี้

                3.1 การประเมินสถานการณ์การเมืองในเมียนมา พบว่า (1) ท่าทีผู้รับสัญญาแหล่งยาดานา ได้แก่ บริษัท โททาลเอนเนอร์ยี่ส์ อีพี เมียนมา ได้ประกาศเมื่อวันที่ 21 มกราคม 2565 ว่าจะขอถอนตัวจาก การเป็นผู้ร่วมทุนและผู้ดำเนินงานในโครงการยาดานาภายใน 6 เดือน โดยจะถ่ายโอนการดำเนินงานให้กับ ผู้ดำเนินงานรายใหม่ ด้านบริษัท ยูโนแคลเมียนมา ออฟชอร์ หรือเชฟรอน แจ้งว่าไม่พร้อมที่จะเป็นผู้ดำเนินงาน แต่ยังไม่มีการกำหนดช่วงเวลาในการถอนตัว โดยเบื้องต้นบริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) สามารถเป็นผู้ดำเนินงานแหล่งยาดานาได้ โดยมีประเด็นที่ต้องบริหารจัดการ คือ ระยะเวลาการถ่ายโอนที่ลดลงจากปกติ 2 ปี เหลือ 6 เดือน และสถานการณ์การเมืองของเมียนมาภายหลังการถ่ายโอน เนื่องจากหากสหรัฐอเมริกามีมาตรการลงโทษเมียนมาจะส่งผลกระทบโดยตรงต่อธุรกรรมการเงินและการลงทุน และ (2) สถานะร่าง รัฐบัญญัติว่าด้วยการปลดปล่อยพม่า (Burma Act) ซึ่งผ่านการพิจารณาของกรรมาธิการสมาชิกสภาผู้แทนราษฎรของสหรัฐอเมริกาแล้ว แต่ยังอยู่ในชั้นกรรมาธิการสมาชิกวุฒิสภาและยังไม่มีกำหนดการประชุมดังกล่าว โดยมีกำหนดระยะเวลาที่ต้องพิจารณาลงความเห็นภายใน 90 วัน ทั้งนี้ ช่วงปลายเดือนพฤศจิกายน 2565 จะมีการเลือกตั้งในสหรัฐอเมริกา ซึ่งหากพรรคริพับลิกันชนะการเลือกตั้งคาดว่าจะมีผลต่อการตัดสินใจยกเลิกมาตรการลงโทษเมียนมา โดยกระทรวงการต่างประเทศเห็นว่าประเทศไทยควรใช้ช่องทางพิธีทางการทูตหารือ กับสหรัฐอเมริกาเพื่อชะลอการถอนตัวของบริษัท เชฟรอน ให้นานที่สุด

                3.2 สถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทยจากเมียนมา จากแหล่งยาดานา เยตากุน และซอติกา ณ วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ 909 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) จ่ายก๊าซแก่โรงไฟฟ้า 10 แห่ง กำลังผลิตรวม 8,762 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ หากไม่สามารถจ่ายก๊าซได้จะส่งผลกระทบต่อโรงไฟฟ้า 3 แห่ง ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงได้อย่างเดียว ได้แก่ โรงไฟฟ้า SPP Cogen โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ ชุดที่ 2 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ชุดที่ 3 คิดเป็นกำลังผลิตรวม 1,988 เมกะวัตต์ โดยโรงไฟฟ้าอื่นสามารถใช้น้ำมันดีเซลทดแทน และจ่ายก๊าซจากฝั่งตะวันออกมาเสริมได้

                3.3 แผนการรองรับหากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตก กรณีหากมีการใช้มาตรการลงโทษเมียนมาขึ้นในเดือนกรกฎาคม 2565 (นับจากที่ผู้รับสัญญาแหล่งยาดานาได้ประกาศ เมื่อเดือนมกราคม 2565) โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประเมินความต้องการเชื้อเพลิง เพื่อผลิตไฟฟ้าให้เกิดความมั่นคง ดังนี้ (1) การดำเนินการโดยทันที หากใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่สำรองไว้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าอย่างเดียว จะทดแทนก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาได้ 10 วัน โดยใช้น้ำมันดีเซลทดแทน 17.5 ล้านลิตรต่อวัน ควบคู่กับการจ่ายก๊าซจากฝั่งตะวันออกให้โรงไฟฟ้าในเขตนครหลวงเพิ่มขึ้นอีก 300 MMscfd จนกว่า จะสามารถเพิ่มการจ่ายก๊าซจากฝั่งตะวันออกทดแทนได้ทั้งหมด และ (2) การดำเนินการต่อเนื่อง หากสามารถจ่ายก๊าซธรรมชาติจากฝั่งตะวันออกทดแทนได้เพิ่มขึ้น 650 MMscfd จะเป็นการใช้ก๊าซผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ยกเว้นโรงไฟฟ้าราชบุรีที่ต้องใช้น้ำมันทดแทน 2.5 ล้านลิตรต่อวัน เพื่อรักษาความมั่นคงของการจ่ายไฟฟ้าภาคตะวันตก

        4. การดำเนินการระยะต่อไป ประกอบด้วย (1) การปรับปรุงแผนปฏิบัติการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ของเดือนมีนาคม ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยให้สำนักงาน กกพ. เร่งพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่ เรื่องที่ 1 การพิจารณาหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้า นำเสนอ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณากำหนดการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า และการนำเข้า LNG ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2565 เป็นต้นไป โดยให้สำนักงาน กกพ. แจ้งต่อกระทรวงพลังงานภายในปลายเดือนกุมภาพันธ์ 2565 และเรื่องที่ 2 การพิจารณาให้ส่งผ่านค่าไฟฟ้าได้ทั้งหมด กรณีการสั่งเพิ่มปริมาณน้ำมันสำรองเกินกว่ากำหนดเพื่อรองรับ เหตุฉุกเฉิน รวมทั้งกรณีน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลมีส่วนเกินจากสัญญาโดยสถานการณ์สิ้นสุดก่อน และ (2) แผนการรองรับหากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกกรณีเกิดเหตุการณ์ในเมียนมา โดยให้สำนักงาน กกพ. พิจารณาให้ความเห็นชอบแผนการรองรับฯ หากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซดังกล่าว และให้กรมธุรกิจพลังงาน กฟผ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำรายละเอียดแผนการจัดหาและขนส่งน้ำมันรองรับสถานการณ์ และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ ต่อไป

มติของที่ประชุม

    ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน

สรุปสาระสำคัญ

        1. ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้น 18 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.03 ถึง 0.52 บาทต่อลิตร และปรับลง 14 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.01 ถึง 0.39 บาทต่อลิตร โดยรวมเฉลี่ยปรับขึ้น 2.52 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และดีเซลตลาดสิงคโปร์ ที่เฉลี่ยปรับเพิ่มขึ้น 2.88 บาทต่อลิตร และ 3.48 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งสอดคล้องกับราคาน้ำมันดิบ ทั้งนี้ การเคลื่อนไหวของราคาน้ำมันตลาดโลกดังกล่าวสะท้อนสู่ ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน และกลุ่มแก๊สโซฮอล 95E10 95E20 และ 91E10 ที่ปรับขึ้น 10 ครั้ง ครั้งละ 0.40 ถึง 0.60 บาทต่อลิตร รวมปรับขึ้น 5 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลปัจจุบันอยู่ที่ 35.04 ถึง 43.56 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ปรับเพิ่มขึ้นต่อเนื่องจนถึง 29.94 บาทต่อลิตร ด้านราคาเอทานอลมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นเช่นกัน โดย ณ วันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ 25.60 บาทต่อลิตร เพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2565 ซึ่งอยู่ที่ 25.52 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จากสถานการณ์ดังกล่าว ภาครัฐได้มีมาตรการตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่เดือนตุลาคม 2564 เป็นต้นมา โดยปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซล ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคา ปรับลดภาษีสรรพสามิต และขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันปรับลด ค่าการตลาด อย่างไรก็ดี ด้านราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลยังคงปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ในระดับ 35.04 ถึง 43.56 บาทต่อลิตร ซึ่งส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชนที่ใช้รถยนต์เครื่องยนต์เบนซิน ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรกำหนดแนวทางดูแลราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล ให้มีความเหมาะสม

        2. กระทรวงพลังงานได้เสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน โดยให้ปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลลงเหลือ 3 ชนิด คือ เบนซิน แก๊สโซฮอล 95E10 และแก๊สโซฮอล 91E10 และมีแนวทางบริหารจัดการราคาน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล ดังนี้ กรณีที่ 1 คงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลตามอัตราปัจจุบัน ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับในกลุ่มเบนซินเพิ่มขึ้นประมาณ 295 ล้านบาทต่อเดือน จากเดิมที่มีรายรับ 643 ล้านบาท ต่อเดือน เป็น 938 ล้านบาทต่อเดือน โดยค่าการตลาดที่เหมาะสมของน้ำมันเบนซินอยู่ที่ 2.45 บาทต่อลิตร แก๊สโซฮอล 95E10 และแก๊สโซฮอล91E10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ซึ่งเป็นไปตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) กำหนด กรณีที่ 2 ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลลง 1 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับในกลุ่มเบนซินลดลงประมาณ 520 ล้านบาทต่อเดือน จากเดิมที่มีรายรับ 643 ล้านบาทต่อเดือน เป็น 122 ล้านบาทต่อเดือน โดยค่าการตลาดของน้ำมันเบนซินอยู่ที่ 2.45 บาทต่อลิตร แก๊สโซฮอล 95E10 และแก๊สโซฮอล 91E10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ซึ่งเป็นไปตามที่ กบง. กำหนด ทั้งนี้ ให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ติดตามกำกับให้ค่าการตลาดของน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลเป็นไปตามที่ กบง. กำหนด และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดอยู่ที่ 1.40 บาท ต่อลิตร โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารจัดการ

        3. ผลกระทบจากการปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลตามมาตรการที่เสนอ จะทำให้ความต้องการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงลดลงประมาณ 1.23 ล้านลิตรต่อวัน หรือประมาณ 37 ล้านลิตรต่อเดือน จากเดือนมกราคม 2565 ซึ่งมีการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงเฉลี่ยอยู่ที่ 3.95 ล้านลิตรต่อวัน และเดือนธันวาคม 2564 มีการผลิตเอทานอลอยู่ที่ 3.90 ล้านลิตรต่อวัน โดยในระยะสั้นอาจต้องประสานผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมาตรา 7 และผู้ผลิตเอทานอลให้บริหารจัดการปริมาณคงเหลือของเอทานอลดังกล่าว โดยอาจลดกำลังการผลิตของเอทานอลลง และส่งเสริมให้มีการส่งออกวัตถุดิบ อาทิ มันสำปะหลัง และกากน้ำตาล เนื่องจากตลาดโลก ยังมีความต้องการวัตถุดิบดังกล่าวเพิ่มขึ้นในระดับสูง

มติของที่ประชุม

    1. รับทราบข้อเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน

    2. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หารือผู้ประกอบการน้ำมันเชื้อเพลิงในการติดตาม และบริหารจัดการค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 และวันที่ 4 ตุลาคม 2564 โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการ ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง และนำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 3 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 2 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG และ (3) เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ผู้มีรายได้น้อยที่เป็นร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไป จนถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ทั้งนี้ ที่ผ่านมารัฐบาลได้ให้ความช่วยเหลือส่วนลดค่าก๊าซ LPG ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดย ณ เดือนมกราคม 2565 ได้ให้ส่วนลดค่าก๊าซ LPG สำหรับกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร จำนวนเงิน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ซึ่งสนับสนุนงบประมาณโดย บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีการใช้สิทธิ์ 5,379 ครั้ง จำนวนเงิน 534,158 บาท และการให้ส่วนลดค่าก๊าซ LPG สำหรับกลุ่มผู้มีรายได้น้อย ภายใต้โครงการประชารัฐสวัสดิการ ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวนเงิน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ซึ่งสนับสนุนงบประมาณโดยกระทรวงการคลัง มีการใช้สิทธิ์ 1,947,144 ครั้ง จำนวนเงิน 88,083,702 บาท

        2. ปัจจุบันราคา LPG ตลาดโลกได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยในเดือนธันวาคม 2564 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ราคาตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 81.73 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 12 จากระดับ 682.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ระดับ 764.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าปรับตัวลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ช่วงวันที่ 8 กุมภาพันธ์ ถึงวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2565 ปรับเพิ่มขึ้น 0.3150 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 26.8574 บาท ต่อกิโลกรัม เป็น 27.1724 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 14.8686 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.1836 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท

        3. เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2565 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 29,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 18,151 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 7,610 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 25,761 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 2,215 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 4,290 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,075 ล้านบาทต่อเดือน

        4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงอยู่ในระดับสูง โดย ณ วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ 764.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 434 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่มีการตรึงราคาขายปลีกไว้ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบ 2,075 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 25,761 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 29,000 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือคิดเป็นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเป็นระดับที่ส่งผลกระทบต่อความเป็นอยู่ ของประชาชนตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ของพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 15.3104 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,768 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม อยู่ที่ 16.2450 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 348 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,499 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,230 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 1 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้น 2.8037 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาท ต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,230 ล้านบาทต่อเดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป ทั้งนี้ รัฐบาลควรมีมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 โดยเพิ่มการช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ครัวเรือนผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จากเดิม 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป และขอความร่วมมือ ปตท. พิจารณาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไป ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565

        5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 25,761 ล้านบาท หากยังคงตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 จะติดลบประมาณ 44,436 ล้านบาท โดยหากปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 จะติดลบประมาณ 39,252 ล้านบาท หรือติดลบประมาณ 36,831 ล้านบาท ตามลำดับ อย่างไรก็ดี แม้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไปที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG ยังคงมีรายจ่าย 1,230 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG และเพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ในสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) มากเกินไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 คือ ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป

มติของที่ประชุม

    1. รับทราบแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG

    2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกรมธุรกิจพลังงาน ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อจัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 4 การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มแนวทางบริหารจัดการอื่นได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น โดยเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิมกลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ โดยควรมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม และมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการต่อไป และ (3) มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและดูแลแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา โดยข้อสังเกตของ กบง. ที่เกี่ยวข้อง คือ อาจพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ด้วย

        2. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม ดังนี้ (1) ควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มเฉพาะกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าจากสัญญาเดิม ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 (2) รูปแบบการจ่ายพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Excess Energy) แบบ Non-Firm (3) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่ม 1.8931 บาทต่อหน่วย โดยมีหลักการ ดังนี้ หลักการที่ 1 การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่มเป็นการใช้สินทรัพย์เดิมของผู้ผลิตไฟฟ้าและไม่มีการลงทุนใหม่ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มโดยอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนผันแปร (FiTv) เชื้อเพลิงชีวมวลปี 2565 ซึ่งคิดจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ใช้ใน การผลิตไฟฟ้า 1.8931 บาทต่อหน่วย และไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม หลักการที่ 2 การรับซื้อไฟฟ้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ภาครัฐต้องการพลังงานไฟฟ้าทดแทนการนำเข้า LNG ซึ่งปรับตัวอยู่ในระดับสูง จึงควรพิจารณากรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas และหลักการที่ 3 ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ประโยชน์ทดแทนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า จาก Pool Gas หน่วยละ 0.6041 บาทต่อหน่วย หรือ 51.53 ล้านบาทต่อเดือน (4) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาพิจารณาคัดเลือกจากความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 รวมถึงข้อจำกัดด้านเทคนิค Feeder และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าเป็นรายกรณี และ (5) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมตามสัญญาเดิม นอกจากนี้ กกพ. ได้มีความเห็นให้เสนอ กบง. พิจารณาประเด็นระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มว่าเฉพาะเพียงภายในปี 2565 หรือไม่ เนื่องจากเป็นการดำเนินการตามมติ กพช. ที่เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565

มติของที่ประชุม

    เห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม (Excess Energy) จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการ พลังงานเสนอ และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยมีระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มภายในปี 2565 ต่อไป

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 2/2565 (ครั้งที่ 40)

วันจันทร์ที่ 31 มกราคม พ.ศ. 2565

1. การกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7

2. แนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

3. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                                           ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                                         กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 การกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม ได้ประชุมคณะทำงานย่อยซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงาน (นายกุลิศ สมบัติศิริ) เป็นประธาน โดยผู้แทนภาคประชาชนมีความเห็นว่า น้ำมันเชื้อเพลิงเป็นสินค้าควบคุมตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 จึงขอให้กระทรวงพลังงานกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 ไม่ให้เกิน 1.85 บาทต่อลิตร ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 และค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ให้เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ซึ่งกระทรวงพลังงานได้รับข้อเสนอการกำกับดูแลค่าการตลาดดังกล่าวเพื่อนำเสนอต่อ กบง. พิจารณา

        2. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติรับทราบผลการประชุมหารือของคณะทำงานย่อย ภายใต้คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม และรับทราบข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ ในการดำเนินการตามข้อเสนอของภาคประชาชนที่เสนอให้มีแนวทางการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 พร้อมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานกรมการค้าภายใน (คน.) กระทรวงพาณิชย์ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค (สคบ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง หารือแนวทางการกำกับดูแลการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมกับทุกภาคส่วน รวมทั้งศึกษาแนวทางอื่นเพิ่มเติมในการกำกับดูแลค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง และเสนอต่อ กบง. พิจารณา

        3. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2565 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ประชุมหารือกับผู้แทน คน. สคบ. และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ถึงแนวทางการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงไม่ให้เกินระดับที่เหมาะสมตามมติ กบง. ซึ่งที่ประชุมมีความเห็น ดังนี้ (1) สคบ. มีอำนาจหน้าที่ตามพระราชบัญญัติคุ้มครองผู้บริโภค พ.ศ. 2522 ในการดำเนินการตามที่ผู้บริโภคร้องทุกข์ โดยมาตรา 21 ได้กำหนดไว้ว่าในกรณีที่มีกฎหมายว่าด้วยการใดได้บัญญัติเรื่องใดไว้โดยเฉพาะแล้วให้บังคับตามบทบัญญัติแห่งกฎหมายว่าด้วยการนั้น และให้นำบทบัญญัติในพระราชบัญญัติคุ้มครองผู้บริโภคไปใช้บังคับได้เท่าที่ไม่ซ้ำหรือขัดกับบทบัญญัติต่างๆ ที่มีอยู่แล้ว ดังนั้น พระราชบัญญัติคุ้มครองผู้บริโภคจะเป็นกฎหมายทั่วไปที่เข้าไปเสริม จึงไม่สามารถเข้าไปดำเนินการบังคับผู้ประกอบธุรกิจได้ (2) คน. มีอำนาจตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 มีหน้าที่ดูแลเรื่องการติดป้ายแสดงราคาและมาตรวัด โดยกำกับดูแลราคาขายปลีกน้ำมันให้ตรงตามที่มีการแจ้งไว้ และกำกับดูแลให้สถานีบริการติดป้ายแสดงราคาที่ชัดเจนตรงตามที่กำหนดและผู้บริโภคได้รับปริมาณน้ำมันตรงตามที่ซื้อ (3) สคก. ได้ให้ความเห็นว่า กระทรวงพลังงานสามารถอาศัยอำนาจตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 15/2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง มาใช้ในการกำหนดราคาขายปลีกน้ำมันและกำหนดค่าการตลาดได้ แต่การกำหนดราคาน้ำมันอาจจะขัดกับหลักการค้าเสรี หรือหากจะใช้กฎหมายฉบับอื่นที่มีอยู่แล้วมากำหนดราคาก็จะขัดกับหลักการค้าเสรีเช่นเดียวกัน

มติของที่ประชุม

    ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 แนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อจัดทำข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเกษตรกรผู้ปลูกปาล์มน้ำมันและการส่งออกน้ำมันปาล์ม และจัดทำข้อเสนอเพื่อบรรเทาผลกระทบเสนอต่อ กบง. พิจารณา

        2. คณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมหารือโดยสรุปประเด็นสำคัญได้ ดังนี้

                2.1 แนวคิดและหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ต้องพิจารณาถึงผลกระทบต่อราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีผลต่อค่าครองชีพและระบบการขนส่ง ซึ่งมีผลต่อการขยายตัวทางเศรษฐกิจ รวมถึงปริมาณการใช้ไบโอดีเซลที่ช่วยดูดซับน้ำมันปาล์มดิบส่วนเกินจากการบริโภคในประเทศ เพื่อช่วยเหลือเกษตรกรผู้ปลูกปาล์มน้ำมันให้ได้รับผลประโยชน์ในระดับที่เหมาะสม และควรดำเนินการภายใต้สมมติฐานที่ไม่มีการชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามวัตถุประสงค์ของกองทุนที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562

                2.2 ทางเลือกการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มี 4 ทางเลือก ได้แก่ ทางเลือกที่ 1 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 เกรดเดียว ทางเลือกที่ 2 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว ทางเลือกที่ 3 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 และทางเลือกที่ 4 กำหนดเป็น 2 ระยะ โดยระยะสั้น ปี 2565 ถึงปี 2566 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และบี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว ปี 2567 เป็นต้นไป กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์ข้อดีข้อเสียของทางเลือกในมิติด้านราคาขายปลีกของน้ำมัน มิติด้านการบริหารจัดการสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบของประเทศ และมิติด้านความเข้ากันได้กับเทคโนโลยีของเครื่องยนต์ในอนาคต สรุปได้ว่า ทางเลือกที่ 1 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 เกรดเดียว จะทำให้มีสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบส่วนเกินสูงเกินขีดความสามารถในการบริหารจัดการ และอาจส่งผลให้ราคาผลปาล์มดิบตกต่ำ จึงไม่เหมาะสมต่อการดำเนินการในปัจจุบัน ด้านทางเลือกที่ 3 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 มีข้อจำกัดด้านการใช้งานกับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 เนื่องจากผู้ผลิตรถยนต์ส่วนใหญ่ยังไม่รับรองการใช้งานน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และบี20 กับรถยนต์ดังกล่าว ประกอบกับการกำหนดน้ำมันหลายเกรดสร้างภาระต่อผู้ประกอบการที่ต้องมีหลายหัวจ่าย และต้องแยกการจัดเก็บและขนส่งน้ำมันแต่ละเกรด ตลอดจนไม่สอดคล้องกับนโยบายการส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าที่ทำให้การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและไบโอดีเซลในอนาคตมีแนวโน้มลดลง ดังนั้น ทางเลือกที่เป็นไปได้จึงมี 2 กรณี คือ ทางเลือกที่ 2 และทางเลือกที่ 4

                2.3 คณะอนุกรรมการฯ มีข้อคิดเห็นต่อทางเลือกการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ ผู้ทรงคุณวุฒิ เห็นว่า (1) ทางเลือกที่ควรดำเนินการมากที่สุด คือ ทางเลือกที่ 1 โดยไม่ควรกำหนดน้ำมันดีเซลหลายเกรด และการใช้น้ำมันปาล์มดิบเป็นพลังงานทดแทนควรเป็นการดูดซับเฉพาะปริมาณส่วนเกินจากการบริโภคโดยไม่นำมาใช้ในภาคพลังงานเป็นหลักเช่นปัจจุบัน (2) ควรยกเลิกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เนื่องจากน้ำมันที่ผสมไบโอดีเซลสูงกว่าร้อยละ 7 ไม่สามารถเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ อีกทั้งยังต้องใช้กองทุนน้ำมันฯ เพื่อชดเชยราคาซึ่งไม่สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของกองทุนน้ำมันฯ(3) การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 และบี 20 กับรถยนต์ยูโร 5 ที่จะบังคับใช้ภายในปี 2567 อาจทำให้เกิดปัญหาด้านสิ่งแวดล้อมจากระบบกำจัดมลพิษของเครื่องยนต์ที่ทำงานไม่เต็มประสิทธิภาพหรือเกิดการเสื่อมสภาพก่อนกำหนด ด้านอนุกรรมการจากสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร และกรมการค้าภายใน เห็นว่า (1) ควรดำเนินการตามทางเลือกที่ 3 เนื่องจากคาดว่าปริมาณผลผลิตปาล์มปี 2565 จะเพิ่มมากกว่าปี 2564 อีกร้อยละ 3 จึงมีโอกาสสูงที่สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบอาจสูงกว่า 300,000 ตัน ซึ่งเป็นระดับสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2565 เป็นต้นไป โดยมีโอกาสที่จะส่งออกน้ำมันปาล์มดิบได้ยาก เนื่องจากปกติราคาน้ำมันปาล์มดิบของไทยสูงกว่าต่างประเทศมากกว่า 2 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่เข้าข่ายได้รับเงินสนับสนุนตามโครงการผลักดันการส่งออกน้ำมันปาล์มเพื่อลดผลผลิตส่วนเกินของกรมการค้าภายใน (2) ปัจจุบันแผนเพิ่มปริมาณการใช้น้ำมันปาล์มดิบจากการพัฒนาอุตสาหกรรมโอลิโอเคมีคัล ภายใต้การพิจารณาของคณะอนุกรรมการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของอุตสาหกรรมปาล์มน้ำมันยังไม่มีข้อสรุปอย่างเป็นรูปธรรม จึงยังจำเป็นต้องใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และบี20 เพื่อไม่ให้เกิดภาวะสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบล้น อย่างไรก็ดี คณะอนุกรรมการฯ มีความเห็นว่า ทางเลือกที่ 4 เป็นทางเลือกที่ยอมรับได้มากที่สุด หากยังไม่มีทางเลือกอื่นที่สามารถดำเนินการได้ ภายใต้ข้อจำกัดของสถานการณ์โควิด และช่องทางการระบายสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบที่จำกัด เพื่อให้ภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง เช่น สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร และกรมการค้าภายใน มีเวลาเตรียมความพร้อมบริหารจัดการสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบ เช่น มาตรการส่งเสริมการส่งออก การปฏิบัติตามมาตรการการลดปริมาณการผลิตผลปาล์ม และการเพิ่มปริมาณการใช้จากการพัฒนาอุตสาหกรรมโอลิโอเคมีคัล

                2.4 เมื่อวันที่ 21 มกราคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้กำหนดข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในกรณีเกิดวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติมจากภาวะปกติ เพื่อรักษาเสถียรภาพ ด้านราคาจากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบตลาดโลกและไบโอดีเซลมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นต่อเนื่อง ดังนี้ หากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ มีแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล โดยกรณีราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า และ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (B0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 และร้อยละ 3 ตามลำดับ ทั้งนี้ ราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน วันที่ 24 มกราคม 2565 อยู่ที่ 20 บาทต่อลิตร ราคาไบโอดีเซล อยู่ที่ 57.72 บาทต่อลิตร ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ วันที่ 23 มกราคม 2565 อยู่ที่ติดลบ 12,335 ล้านบาท และสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ เดือนมกราคม 2565 ติดลบ 7,353 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งหากราคาสถานการณ์ราคาน้ำมันยังไม่คลี่คลาย คาดว่าจะสามารถใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาน้ำมันได้จนถึงเดือนมีนาคม 2565

มติของที่ประชุม

    เห็นชอบในหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติ และภาวะวิกฤติ ดังนี้

    1. ภาวะปกติ

            1.1 ระยะสั้น (พ.ศ. 2565 ถึง พ.ศ. 2566) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่

            1.2 ระยะยาว (พ.ศ. 2567 เป็นต้นไป) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว

    2. ภาวะวิกฤติ

            2.1 กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5

            2.2 กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 3

    ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง หารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 3 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ดังนี้ (1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 ที่ระดับไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 ร้อยละ 10 และร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตามลำดับ (2) ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (3) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. (4) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันกลุ่มดีเซลให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น และ (5) มอบฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน สกนช. นำเสนอ กบน. ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการอัตราเงินกองทุนเพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร

        2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มปรับสูงขึ้นต่อเนื่อง โดยในเดือนมกราคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้น 12 ครั้ง ในช่วง 0.03 ถึง 0.46 บาทต่อลิตร และปรับลง 7 ครั้ง ในช่วง 0.05 ถึง 0.39 บาทต่อลิตร เฉลี่ยทั้งเดือนปรับขึ้น 2.01 บาทต่อลิตร ซึ่งสะท้อนไปสู่ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศเดือนมกราคม 2565 ซึ่งมีการปรับขึ้น 4 ครั้ง ครั้งละประมาณ 10 ถึง 60 สตางค์ต่อลิตร เนื่องจากค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่ระดับ 2 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและกลุ่มแก๊สโซฮอล 95E10 E20 และ 91E10 ปรับขึ้นรวม 2.90 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 ปรับขึ้นรวม 1.50 บาทต่อลิตร เป็นไปในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมันตลาดโลกที่ราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลปรับเพิ่มขึ้นรวม 1.68 และ 2.37 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ด้านราคาไบโอดีเซล (บี100) ณ วันที่ 28 มกราคม 2565 อยู่ที่ 57.72 บาทต่อลิตร สูงขึ้นจากต้นเดือนธันวาคม 2564 ซึ่งอยู่ที่ 48.29 บาทต่อลิตร ประมาณร้อยละ 20 ส่งผลต่อต้นทุนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ผสมไบโอดีเซลขั้นต่ำที่ร้อยละ 6.6 ประมาณ 0.62 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ราคาน้ำมันตลาดโลกและไบโอดีเซลที่ปรับเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้น โดยปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับประมาณ 30 บาทต่อลิตร ซึ่งส่งผลให้ผู้บริโภคได้รับความเดือดร้อนเนื่องจากการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 68 ของปริมาณการใช้น้ำมันทั้งหมด และส่งผลต่อภาระค่าใช้จ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ในการจ่ายเงินชดเชย โดย ณ วันที่ 23 มกราคม 2564 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ อยู่ที่ติดลบ 12,335 ล้านบาท และสภาพคล่องสุทธิ อยู่ที่ติดลบ 7,353 ล้านบาท

        3. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 กบง. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อเสนอแนะแนวทางบริหารจัดการราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซล เพื่อลดผลกระทบต่อประชาชนในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำข้อเสนอแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤติ เสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้ ภาวะปกติ ระยะสั้น ปี 2565 ถึงปี 2566 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และบี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว ปี 2567 เป็นต้นไปกำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว และภาวะวิกฤติ หากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ มีแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล โดยกรณีราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า และ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (B0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 และร้อยละ 3 ตามลำดับ

        4. หากไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 28 มกราคม 2565 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะอยู่ที่ 33.25 บาทต่อลิตร และราคาไบโอดีเซลอยู่ที่ 57.72 บาทต่อลิตร สูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐานซึ่งอยู่ที่ 21.79 บาทต่อลิตร คิดเป็น 2.65 เท่า โดยจากข้อเสนอแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลของคณะอนุกรรมการฯ ควรปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 3 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่า การลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลลงจะช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนมากขึ้น รวมทั้งลดภาระของกองทุนน้ำมันฯ นอกจากนี้ การลดความต้องการใช้น้ำมันปาล์มดิบในภาคพลังงานจะช่วยให้มีปริมาณน้ำมันปาล์มสำหรับการบริโภคเพิ่มขึ้น บรรเทาความเดือนร้อนด้านราคาน้ำมันปาล์มขวดสูง โดยการลดสัดส่วนผสมเป็นร้อยละ 3 (บี3) จะลดต้นทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงประมาณ 1.00 ถึง 1.30 บาทต่อลิตร อย่างไรก็ตาม จะทำให้อัตราภาษีสรรพสามิตปรับเพิ่มขึ้น 45 สตางค์ต่อลิตร จาก 5.99 บาทต่อลิตร เป็น 6.44 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลงเพียง 0.55 ถึง 0.85 บาทต่อลิตร ประกอบกับมาตรการดังกล่าวอาจทำให้สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบสูงกว่าสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศที่ระดับ 3 แสนตัน เมื่อสิ้นสุดมาตรการช่วงสิ้นเดือนมีนาคม 2565 จากสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบ ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2564 ที่ 1.73 แสนตัน ซึ่งจะส่งผลต่อเสถียรภาพราคาผลปาล์มทะลาย ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น โดยให้ปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากร้อยละ 7 (บี7) เป็นร้อยละ 5 (บี5) ซึ่งจะลดต้นทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงประมาณ 50 ถึง 60 สตางค์ ต่อลิตร โดยไม่ทำให้อัตราภาษีสรรพสามิตปรับเพิ่มขึ้น และคาดว่าจะไม่ทำให้สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบสูงกว่าสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศที่ระดับ 3 แสนตันเมื่อสิ้นสุดมาตรการ ทั้งนี้ เห็นควรรายงานให้คณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) ทราบในวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 ก่อนเริ่มบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้นตั้งแต่วันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 โดยกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร

    2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ...) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ ตามข้อ 1

    3. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน นำเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ตามข้อ 1 ต่อคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติเพื่อทราบ