Super User
วันสงกรานต์
สุขสันต์วันสงกรานต์ สนพ. ประจำปี 2567
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียน
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียนประจำวันที่ 8 เมษายน 2567
แนวโน้มพลังงาน ปี 2566
สนพ. เปิดเผยถึงสถานการณ์พลังงานในปี 2566
ศูนย์การเรียนรู้ กฟผ.
สนพ.เยียมชมแหล่งเรียนรู้ด้านพลังงาน กฟผ
สถานการณ์พลังงาน ปี 2566
สนพ. เปิดเผยถึงสถานการณ์พลังงานในปี 2566
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียน
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียนประจำวันที่ 25 มีนาคม 2567
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 15 - 21 เมษายน 2567
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 25 - 31 มีนาคม 2567
กบง.ครั้งที่ 8/2566 (ครั้งที่ 64) วันอังคารที่ 26 ธันวาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2566 (ครั้งที่ 64)
วันอังคารที่ 26 ธันวาคม 2566
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 นายเศรษฐา ทวีสิน นายกรัฐมนตรี ได้เป็นประธานการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 3/2566 ณ ตึกภักดีบดินทร์ ทำเนียบรัฐบาล ซึ่งสรุป มติการประชุมได้ ดังนี้
1. เรื่อง รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดย กพช. ได้มีมติรับทราบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. เรื่อง รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดย กพช. ได้มีมติรับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.)
3. เรื่อง แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดย กพช. ได้มีมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่นๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ (2) มอบหมายให้ กกพ. และกระทรวงพลังงาน รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
4. เรื่อง แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า โดย กพช. ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป
5. เรื่อง มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน โดย กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง และ (2) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม
6. เรื่อง แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดย กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) นำเรียนคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อรับทราบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามที่ กพช. เห็นชอบต่อไป และ (3) มอบหมาย ธพ. ประสานกระทรวงพาณิชย์และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการบริหารจัดการอุปทานน้ำมันปาล์มจากการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
7. เรื่อง แนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นสำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดย กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดยมอบหมายให้ กฟผ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของ กกพ. เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็วต่อไป (2) เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดยใช้เงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ไปพลางก่อน งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น จาก ครม. วงเงินรวม 1,950 ล้านบาท เพื่อให้การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ สามารถดำเนินการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าตามมาตรการช่วยเหลือดังกล่าว ตามระเบียบและขั้นตอนต่อไป และ (3) มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกระทรวงมหาดไทย กำกับและติดตามให้หน่วยงานในสังกัดที่มีอำนาจและหน้าที่ในส่วนที่เกี่ยวข้อง เร่งดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 300 หน่วย ต่อเดือน ตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยเร็ว
มติของที่ประชุม
รับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 166) เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบและมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ไปพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องให้ถูกต้อง เป็นไปตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยด่วนต่อไป และเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 ครม. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้าให้แก่ประชาชน ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเห็นว่ามาตรการดังกล่าวเป็นนโยบายสำคัญเร่งด่วนของรัฐบาล และให้กระทรวงพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องรับไปพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องให้ถูกต้อง รอบคอบ เป็นไปตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ หลักเกณฑ์ และมติ ครม. ที่เกี่ยวข้องโดยด่วน เพื่อให้เกิดผลเป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ เนื่องจากมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และด้านไฟฟ้า ให้แก่ประชาชนจะสิ้นสุดลงในเดือนธันวาคม 2566 ในขณะที่สถานการณ์ราคาพลังงานตลาดโลกในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2567 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น โดยราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงกว่า 90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดเอเชีย (น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซล) ปรับตัวสูงกว่า 110 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ปรับตัวสูงกว่า 600 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปรับตัวสูงกว่า 18 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู อันจะส่งผลต่อราคาพลังงานของประเทศโดยเฉพาะราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าและการใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง รวมทั้งราคา LPG จะปรับตัวสูงขึ้นตามราคาตลาดโลก อันจะก่อให้เกิดผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจของประเทศในระยะต่อไป ดังนั้น เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2566 กระทรวงพลังงานจึงได้เสนอ เรื่อง มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน ต่อ ครม. พิจารณา ซึ่งเป็นการดำเนินการต่อเนื่องจากมติ ครม. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 และวันที่ 18 กันยายน 2566 เพื่อบรรเทาผลกระทบ ต่อประชาชนโดยเฉพาะกลุ่มเปราะบางจากสถานการณ์ราคาพลังงาน และให้เศรษฐกิจของประเทศสามารถเติบโตได้ตามเป้าหมายที่วางไว้
2. ครม. ในการประชุมครั้งที่ 15/2566 เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2566 ได้พิจารณา เรื่อง มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน และได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบมาตรการลดภาระค่าใช้จ่าย ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้กระทรวงพลังงาน กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว ตามหน้าที่และอำนาจ ที่เกี่ยวข้องให้ถูกต้อง เป็นไปตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ หลักเกณฑ์ และมติ ครม. ที่เกี่ยวข้องต่อไป อย่างเคร่งครัด ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงาน กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง รับความเห็นของสำนักงบประมาณ (สงป.) และสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) รวมทั้งข้อสังเกตของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ไปประกอบการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องด้วย และ (3) ให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เร่งปรับปรุงข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าผันแปร (ค่า Ft) ของงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ให้แล้วเสร็จโดยเร็ว แล้วนำเสนอ กกพ. ตามขั้นตอนต่อไป
3. ความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบการพิจารณาของ ครม. มีดังนี้ (1) สงป. ได้มีความเห็นว่า เพื่อให้การช่วยเหลือบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงานเป็นไปอย่างต่อเนื่อง จึงเห็นสมควรที่ ครม. จะพิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ สำหรับมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า เห็นสมควรให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งจัดทำแผนการปฏิบัติงานและการใช้จ่ายงบประมาณ เพื่อเสนอขอรับการจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ไปพลางก่อน งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ตามความจำเป็นและเหมาะสมตามขั้นตอนต่อไป อย่างไรก็ดี การดำเนินมาตรการเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงาน หน่วยงานที่เกี่ยวข้องควรเร่งรัดดำเนินการให้ทันต่อสถานการณ์อย่างรอบคอบ โดยคำนึงถึงภาวะเศรษฐกิจ ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ ความพร้อม และความสามารถทางการเงินของภาครัฐ รวมถึงปฏิบัติให้เป็นไปตามกฎหมาย ระเบียบ ข้อบังคับ และมติ ครม. ที่เกี่ยวข้องให้ถูกต้องครบถ้วนในทุกขั้นตอน รวมทั้งเร่งสร้างการรับรู้และความเข้าใจที่ถูกต้องให้กับทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง และเห็นควรรายงานผลการดำเนินงานให้ ครม. ทราบเป็นระยะๆ เพื่อให้การดำเนินมาตรการดังกล่าวบรรลุผลสัมฤทธิ์ และมีความคุ้มค่าอย่างแท้จริง ตามนัยพระราชบัญญัติวินัยการเงินการคลังของรัฐ พ.ศ. 2561 (2) สศช. ได้มีความเห็นว่า เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวตามอำนาจ และหน้าที่ โดยให้เป็นไปตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยเร็วตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ เพื่อบรรเทาภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชนตามนัยมติ ครม. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 และเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 อย่างไรก็ดี เห็นควรมอบหมายกระทรวงพลังงาน กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องติดตามสถานการณ์ราคาพลังงานอย่างใกล้ชิด เพื่อให้สามารถบริหารจัดการราคาพลังงานของประเทศให้อยู่ ในระดับที่เหมาะสมต่อไป และ (3) สคก. ได้มีความเห็นว่า มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน เป็นมาตรการต่อเนื่องจากมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และมาตรการลดภาระค่าใช้จ่าย ด้านไฟฟ้า ตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 และเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 และจะสิ้นสุดลง ในเดือนธันวาคม 2566 ครม. จึงสามารถให้ความเห็นชอบแนวทางดังกล่าว และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดำเนินการตามแนวทางที่กระทรวงพลังงานเสนอได้ตามที่เห็นสมควร โดยกระทรวงพลังงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ต้องดำเนินการตามกฎหมาย กฎ ระเบียบ และมติ ครม. ที่เกี่ยวข้องโดยเคร่งครัดต่อไป อนึ่ง สคก. ได้มีข้อสังเกตเพิ่มเติมว่า สมควรที่ ครม. จะมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องหาแนวทางในการพัฒนาแหล่งพลังงานอื่นเพื่อใช้ทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิล (Fossil Fuel) เพื่อให้สอดคล้องกับผลการประชุมสมัชชาประเทศภาคีอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ ครั้งที่ 28 (Conference of the Parties: COP 28) อันจะเป็นการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานที่พึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลอย่างยั่งยืนด้วย
4. สาระสำคัญของมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอต่อ ครม. มีรายละเอียด ดังนี้
4.1 มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย (1) ราคาน้ำมันดีเซล บริหารราคาน้ำมันดีเซลในการตรึงราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567 โดยกระทรวงพลังงานและกระทรวงการคลังร่วมกันบริหารจัดการราคาขายปลีก โดยใช้กลไกของภาษีสรรพสามิตและกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ (2) ราคา LPG บริหารราคาในการตรึง ราคาขายปลีก LPG ที่ระดับ 423 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567 โดยกระทรวงพลังงานบริหารผ่านกลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4.2 มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า ประกอบด้วย (1) ให้ กกพ. บริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ให้เป็นไปตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 (2) ให้กระทรวงพลังงานมอบหมายหน่วยงานรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องปรับปรุงข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณอัตรา ค่า Ft ของงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ใหม่ เพื่อเสนอ กกพ. ดังนี้ 1) ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ร่วมกันรับภาระเงินคงค้างสะสม (Accumulated Factor) สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 แทนประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าไปพลางก่อน 2) ให้รัฐวิสาหกิจที่ประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ (ปตท.) ดำเนินการส่งผ่านราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย กรณีที่ผู้ผลิตไม่สามารถส่งมอบก๊าซธรรมชาติได้ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Shortfall) ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และ 3) ให้ ปตท. ทบทวนปรับปรุงข้อมูลสมมติฐานปริมาณและราคาก๊าซธรรมชาติในการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสถานการณ์ เพื่อนำเสนอ กกพ. ให้อัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมาย (3) ให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการตรึงอัตราค่าไฟฟ้าที่ประกาศเรียกเก็บกับผู้ใช้ไฟฟ้ารอบเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ในอัตราไม่เกิน 4.20 บาทต่อหน่วยต่อไป และ (4) ช่วยเหลือค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) รวมทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดยให้กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ซึ่งเป็นกลุ่มเปราะบาง ให้ส่วนลดค่าไฟฟ้า จำนวน 21 สตางค์ต่อหน่วย ทั้งนี้ กำหนดให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม
มติของที่ประชุม
รับทราบมติคณะรัฐมนตรี ครั้งที่ 15/2566 เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2566 เรื่อง มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน
กบง.ครั้งที่ 7/2566 (ครั้งที่ 63) วันพฤหัสบดีที่ 7 ธันวาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2566 (ครั้งที่ 63)
วันพฤหัสบดีที่ 7 ธันวาคม 2566
1. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
3. การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
4. แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
5. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
6. การทบทวนคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลมีนโยบายในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด ต่อประเทศ โดยมีการจัดสรรให้เป็นวัตถุดิบสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นเชื้อเพลิงให้กับประเทศ และผลิตเป็นวัตถุดิบตั้งต้น (Feedstock) ให้กับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และอีกส่วนหนึ่งใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า ใช้ในภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง แต่เนื่องจากปริมาณความต้องการใช้ ที่เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องจึงต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ เช่น นำเข้าจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และนำเข้าในรูปแบบก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เป็นต้น รวมทั้งรัฐบาลมีนโยบายให้อัตราค่าไฟฟ้าเท่ากันทั่วประเทศ ดังนั้น จึงต้องกำหนดต้นทุนก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศเป็นราคาเดียวกัน ทั้งราคาในประเทศและราคานำเข้า (Pool Gas) ต่อมาในช่วงปี 2564 เกิดสถานการณ์ความขัดแย้งทางการเมือง ในสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน ส่งผลให้ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG มีการปรับเพิ่มขึ้นจากต้นปี 2564 ที่ราคาเฉลี่ยประมาณ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู มาอยู่ที่ราคาเฉลี่ยประมาณ 30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ในขณะที่กำลัง การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทยลดลง จำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูงทดแทนจำนวนมาก ทำให้ส่งผลกระทบต่อต้นทุนเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าของประเทศ
2. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 และได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาหลักเกณฑ์ การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ให้เหมาะสม และรายงานผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ ต่อมา เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ให้ทราบผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2566 เรื่อง แนวทางการลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้าให้ประชาชน โดย กกพ. มีความเห็นว่าเพื่อให้ การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเกิดประโยชน์สูงสุด สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซในทุกภาคส่วน จึงเห็นควรมีข้อเสนอแนะเชิงนโยบายให้มีการปรับราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่นๆ ด้วย ส่งผลให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดลง อีกทั้งเพื่อให้ ปตท. บริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีอย่างมีประสิทธิภาพ
3. ข้อเสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ มีดังนี้
3.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน มีดังนี้ (1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยจะเข้าสู่โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยการซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ใช้ราคา Gulf Gas ซึ่งเป็นราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย บวกค่าจัดหา และค่าผ่านท่อในทะเล จากนั้นก๊าซธรรมชาติจะถูกแยกเป็น ก๊าซมีเทน (C1) อีเทน (C2) โพรเพน (C3) บิวเทน (C4) เพนเทน (C5) และสูงกว่า C5 (C5+) โดยก๊าซมีเทนจะถูกนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โพรเพน และบิวเทน จะนำไปใช้ผลิตเป็นก๊าซ LPG หรือก๊าซหุงต้มเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ส่วนก๊าซ C2 ขึ้นไปชนิดอื่นๆ จะถูกนำไปใช้เป็นวัตถุดิบตั้งต้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและอุตสาหกรรมต่อเนื่อง เช่น ผลิตเป็นเม็ดพลาสติก เพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับเศรษฐกิจ และ (2) ก๊าซมีเทนที่ออกจากโรงก๊าซธรรมชาติ จะถูกนำไปรวมกับ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า เพื่อคำนวณเป็นราคา Pool Gas (ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของ เนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆ) และนำไปจำหน่ายให้โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโรงไฟฟ้าของเอกชน ใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้กับประชาชน รวมทั้งโรงงานอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้เป็นเชื้อเพลิง
3.2 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอของ กกพ. เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 ซึ่งได้มีข้อเสนอให้มีการปรับราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จากเดิมใช้ราคา Gulf Gas เปลี่ยนไปใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่นๆ ทำให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติมีราคาเดียว (Single Pool) ส่งผลให้ราคา Pool Gas เดิมลดลง โดยต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ ทั้งนี้ ข้อดีของการใช้ Single Pool ได้แก่ (1) ราคา Pool Gas ปรับลดลงได้ทันที ส่งผลให้ต้นทุนของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าลดลง (2) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกกลุ่มใช้ก๊าซธรรมชาติในราคาเดียวกัน และ (3) สามารถดำเนินการได้ทันที โดยเสนอ กพช. พิจารณา ด้านข้อเสียของการใช้ Single Pool ได้แก่ (1) ต้นทุนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติสูงขึ้น อาจส่งผลให้ผลประกอบการลดลง อย่างไรก็ดี ต้นทุนที่สูงขึ้นนี้ไม่ได้มีผลกระทบต่อ ภาคปิโตรเคมีที่รับก๊าซธรรมชาติจากโรงแยกก๊าซฯ เป็นวัตถุดิบตั้งต้น และ (2) ก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ มีราคาสูงขึ้น
3.3 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามความเห็นของ สนพ. ซึ่งได้พิจารณาแนวทาง ตามข้อเสนอของ กกพ. แล้วพบว่า เป็นแนวทางที่สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกภาคส่วน และเป็นประโยชน์ต่อประเทศ ทำให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าลดลง อีกทั้งส่งเสริม ให้เกิดการบริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีได้อย่างมีประสิทธิภาพ แต่จะทำให้ราคาต้นทุนของก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ปรับสูงขึ้น และทำให้จำนวนเงินที่ส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงลดลง ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ สูญเสียรายได้ที่จะนำไปช่วยลดภาระในส่วนของราคา LPG ดังนั้น จึงเห็นควร ให้มีการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยให้เฉพาะการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับ ใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคา Gulf Gas ทั้งนี้ การดำเนินการดังกล่าวจะทำให้ประมาณการราคา Pool Gas ลดลง และคาดว่าต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้
3.4 สรุปการเปรียบเทียบประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติและผลกระทบ ดังนี้ (1) การบริหารจัดการก๊าซธรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน ทำให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติมีต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติต่ำกว่าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติส่วนอื่นๆ ส่วนผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคาก๊าซเฉลี่ยจากก๊าซมีเทนที่ออกจากโรงแยกก๊าซฯ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า (2) การเปลี่ยนไปใช้แนวทางตามข้อเสนอของ กกพ. คือ Single Pool ทำให้ภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง มีภาระค่าใช้จ่ายลดลง เนื่องจากต้นทุนราคา Pool Gas โดยรวมลดลง และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ แต่จะส่งผลกระทบทำให้ต้นทุนการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซฯ สูงขึ้น ส่งผลให้จำนวนเงินที่โรงแยกก๊าซฯ ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลดลง และในส่วนของโรงแยกก๊าซฯ จะมีภาระค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้นในช่วงเวลาเดียวกัน (3) การใช้ข้อเสนอ Single Pool พร้อมกับการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยกำหนดให้ก๊าซธรรมชาติ ที่นำไปผลิตเป็น LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ราคา Gulf Gas เพื่อให้คงราคาต้นทุนไว้คงเดิม ทำให้ราคา Pool Gas ลดลง และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ โดยไม่ส่งผลกระทบต่อรายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่นำไปช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่นๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติ ที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยก ก๊าซธรรมชาติ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จและได้รับความเห็นชอบจาก กพช.
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน โดยในส่วนของก๊าซหุงต้ม (LPG) ให้บริหารราคาโดยกระทรวงพลังงาน ผ่านกลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตรึงราคาขายปลีก LPG ที่ระดับ 423 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566 ทั้งนี้ สำหรับมาตรการช่วยเหลือส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มให้กับผู้มีรายได้น้อยหรือกลุ่มเป้าหมาย ดำเนินการโดยใช้กลไกของบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ต่อมา เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG โดยมีมติ (1) เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม มีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566 ตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 และ (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงไตรมาส 4 ของปี 2566 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวสูงขึ้น เนื่องจากความกังวลต่ออุปทานน้ำมันดิบตึงตัว หลังตลาดคาดการณ์ว่าการประชุมของกลุ่มโอเปคพลัส (OPEC+) มีแนวโน้มจะคงนโยบายลดกำลังการผลิตอย่างต่อเนื่อง โดยคาดว่าประเทศซาอุดิอาระเบียซึ่งเป็นผู้นำกลุ่มจะยังคงการลดกำลังการผลิตที่ 1 ล้านบาร์เรลต่อวันต่อไปจนถึง ไตรมาส 2 หรือไตรมาส 3 ของปีหน้า ประกอบกับความเสี่ยงด้านอุปทานของสหรัฐอเมริกาที่อาจเกิดขึ้น จากฤดูพายุเฮอริเคน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เพื่อพิจารณาแนวทางบรรเทาผลกระทบอันอาจเกิดขึ้นกับผู้ใช้ก๊าซ พบว่าในเดือนกันยายน 2566 ถึงเดือนพฤศจิกายน 2566 ราคา LPG ตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 52.22 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 9 จาก 567.28 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 619.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2566 ทั้งนี้ จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวลดลง ในขณะที่ค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.2267 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 26.6644 บาทต่อกิโลกรัม (741.51 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 26.8911 บาทต่อกิโลกรัม (755.16 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยเพิ่มขึ้นจาก 8.1335 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 8.3602 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 423 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 3 ธันวาคม 2566 มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 78,416 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 32,482 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 45,934 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,900 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,509 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายจ่าย 610 ล้านบาทต่อเดือน
4. เนื่องจากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงผันผวนอยู่ในระดับสูง ประกอบกับ ความต้องการใช้พลังงานของโลกที่เพิ่มขึ้นตามรอบฤดูกาลในช่วงไตรมาสสุดท้ายของปี ทำให้คาดว่าราคา ก๊าซ LPG จะปรับตัวสูงขึ้นตามราคาตลาดโลก ส่งผลให้ราคาสินค้าและบริการในประเทศมีแนวโน้มที่จะยังคงอยู่ในระดับสูงตามต้นทุนการผลิตที่เพิ่มขึ้น อันจะกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจของประเทศในระยะต่อไป ดังนั้น เพื่อช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนและการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ ของประเทศ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567 ทั้งนี้ หากตรึงราคาดังกล่าว จะทำให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบอยู่ที่ประมาณ 47,764 ล้านบาท ณ วันที่ 31 มีนาคม 2567
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
เรื่องที่ 3 การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผนปฏิบัติการขับเคลื่อนวาระแห่งชาติ การแก้ไขปัญหามลพิษด้านฝุ่นละออง ซึ่งกำหนดมาตรการป้องกันและลดการเกิดมลพิษที่ต้นทาง รวมถึงการยกระดับมาตรฐานคุณภาพน้ำมันกลุ่มเบนซิน-แก๊สโซฮอล และน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว ให้เป็นไปตามมาตรฐานยูโร 5 (กำมะถันไม่สูงกว่า 10 มิลลิกรัมต่อกิโลกรัม) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 เป็นต้นไป โดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดคุณภาพน้ำมันกลุ่มเบนซิน - แก๊สโซฮอล และน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว เป็นระดับยูโร 5 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2562 ครม. ได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ซึ่งเห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก โดย ธพ. ได้ออกประกาศกำหนดคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามมติ ครม. และมติ กพช. ออกเป็น 3 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 (หรือน้ำมันบี 7 มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมันบี 10 มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมันบี 20 มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 เป็นต้นไป อย่างไรก็ดี ธพ. ได้กำหนดแผนการบริหารจัดการชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซล เพื่อบริหารจัดการชนิดน้ำมัน ลดความสับสนของผู้บริโภค และลดต้นทุนการผลิตน้ำมัน โดยเบื้องต้นมีแผนให้ตั้งแต่ปี 2567 เป็นต้นไปกำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นเกรดพื้นฐาน เนื่องจากเป็นน้ำมันที่สามารถใช้กับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ได้ทุกรุ่นทุกยี่ห้อ และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือกสำหรับกลุ่มรถบรรทุกขนาดใหญ่โดยไม่อุดหนุนราคา ทั้งนี้ หากในอนาคตผู้ผลิตรถยนต์ มีการทดสอบหรือพัฒนาเทคโนโลยี และรับรองการใช้งานรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ร่วมกับน้ำมันที่มีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลมากขึ้น ก็จะปรับเพิ่มสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันเกรดพื้นฐานให้สอดคล้องกับเทคโนโลยียานยนต์ในอนาคตต่อไป โดยเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการปรับปรุงกฎหมายด้านคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง และการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 โดยที่ประชุมไม่มีข้อขัดข้องต่อแนวทางดำเนินการเพื่อบังคับใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมาตรฐานยูโร 5 การบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันดีเซล และร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ในการยกเลิกน้ำมันดีเซลบี 10
2. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้รับทราบ แนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยมอบหมาย ฝ่ายเลขานุการ กบง. ประสานกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) และกระทรวงการคลัง (กค.) พิจารณามาตรการบรรเทาผลกระทบในส่วนที่เกี่ยวข้อง จากการปรับมาตรฐานคุณภาพน้ำมันยูโร 4 เป็นมาตรฐานน้ำมันยูโร 5 เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมัน แล้วนำมาเสนอ กบง. พิจารณา รวมทั้งมอบหมายให้ ธพ. จัดส่งร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานพิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป โดย ทส. ได้มีหนังสือตอบกลับมายังฝ่ายเลขานุการฯ สรุปประเด็นได้ดังนี้ (1) องค์ประกอบของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องปรับปรุงมีเพียง 2 รายการ ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ปรับลดองค์ประกอบ 2 รายการ คือ ปริมาณกำมะถันจากไม่สูงกว่า 50 ppm เป็นไม่สูงกว่า 10 ppm และโพลีไซคลิก อะโรมาติก ไฮโดรคาร์บอน จากไม่สูงกว่าร้อยละ 11 โดยน้ำหนัก เป็นไม่สูงกว่าร้อยละ 8 โดยน้ำหนัก และน้ำมันกลุ่มเบนซิน - แก๊สโซฮอล ปรับลดปริมาณกำมะถันจากไม่สูงกว่า 50 ppm เป็นไม่สูงกว่า 10 ppm โดยจากการหารือกับกลุ่มโรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียมตั้งแต่ปี 2560 การปรับปรุงมาตรฐานน้ำมันยูโร 4 เป็นมาตรฐานน้ำมันยูโร 5 จะส่งผลต่อต้นทุนการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงประมาณ 0.50 บาทต่อลิตร และจากการศึกษาของสถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย (TDRI) ในปี 2563 พบว่าต้นทุนการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงจะเพิ่มขึ้นประมาณ 0.80 บาทต่อลิตร จากต้นทุนการปรับปรุงคุณภาพ ที่เพิ่มขึ้น ซึ่งราคาส่วนที่เพิ่มขึ้นเปรียบเสมือนการปรับเพิ่มของราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกแต่ละครั้งเท่านั้น (2) การปรับเปลี่ยนมาตรฐานการระบายมลพิษทางอากาศจากรถยนต์ให้เป็นไปตามมาตรฐานยูโร ๕ และมาตรฐานยูโร 6 จำเป็นต้องใช้ควบคู่กับมาตรฐานน้ำมันยูโร 5 เพราะปริมาณกำมะถันที่สูงเกิน 10 ppm จะทำให้อุปกรณ์บำบัดมลพิษในรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 และมาตรฐานยูโร 6 เสื่อมสภาพ เช่น Diesel Particulate Filter (DPF) และ Catalytic Converter เป็นต้น และเป็นสาเหตุที่ทำให้เกิดการปล่อยมลพิษสูงเกินเกณฑ์มาตรฐานที่กำหนด (3) การดำเนินการตามแผนปฏิบัติการขับเคลื่อนวาระแห่งชาติ การแก้ไขปัญหามลพิษ ด้านฝุ่นละออง กำหนดให้ควบคุมและลดการเกิดฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM 2.5) จากแหล่งกำเนิด โดยกำหนดให้บังคับใช้มาตรฐานน้ำมันยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 เป็นต้นไป จะทำให้การปล่อยฝุ่น PM 2.5 จากภาคการขนส่งลดลงร้อยละ 20 ถึงร้อยละ 24 ซึ่งจะช่วยลดผลกระทบต่อสุขภาพของประชาชน และจากการศึกษาของ TDRI พบว่าการปรับปรุงมาตรฐานน้ำมันยูโร 5 เป็นมาตรการที่มี Unit Cost Effectiveness Ratio ต่ำที่สุดในการช่วยลดฝุ่น PM 2.5 คือ อยู่ที่ 1,035,032 บาทต่อตัน ถึง 1,611,105 บาทต่อตัน เมื่อเปรียบเทียบกับมาตรการเปลี่ยนมาตรฐานรถยนต์ใหม่และการนำรถยนต์เก่าออกจากระบบ สำหรับต้นทุน ที่เกิดขึ้นกับผู้ใช้น้ำมันเชื้อเพลิงนั้นถือว่าเป็นไปตามหลักการผู้ก่อมลพิษเป็นผู้จ่าย (Polluters Pay Principle: PPP) ซึ่งเป็นเครื่องมือทางเศรษฐศาสตร์ที่ใช้เพื่อการปกป้องสิ่งแวดล้อมและสุขภาพอนามัยของประชาชนทุกคน
3. คณะกรรมการตรวจสอบมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงของกระทรวงพลังงาน ได้พิจารณามาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศต่างๆ รวมทั้งหลักเกณฑ์และเหตุผลที่แต่ละประเทศใช้ในการกำหนดมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละประเภทพบว่า ประเทศไทยไม่ได้มีมาตรฐานสูงกว่าที่แต่ละประเทศใช้กันหรือเกินความจำเป็น โดยข้อกำหนดส่วนใหญ่ทั้งน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลอยู่ในมาตรฐานใกล้เคียงกัน ทั้งนี้ ในส่วนของการบังคับใช้มาตรฐานน้ำมันยูโร 5 คณะกรรมการได้พิจารณาแล้วไม่มีข้อขัดข้องต่อการบังคับใช้น้ำมันยูโร 5 เนื่องจากมีข้อดีในเรื่องของการบรรเทาและแก้ไขปัญหามลพิษ PM 2.5 ลดผลกระทบต่อสุขภาพของประชาชน และเป็นน้ำมันที่ใช้ในรถยนต์มาตรฐานไอเสียยูโร 5 ซึ่งกระทรวงอุตสาหกรรมมีแผนจะเริ่มบังคับใช้พร้อมกัน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้เสนอร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงาน โดยที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศ ตามที่ ธพ. เสนอ และต่อมาเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน กรมควบคุมมลพิษ สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร สมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซล และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งที่ประชุมเห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และลดชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567
4. แนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และการปรับลด ชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567 มีกรอบดำเนินการ ดังนี้
4.1 แนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 ประกอบด้วย (1) การเตรียมการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 11 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 (สถานีบริการน้ำมัน) โดยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 สถานีบริการน้ำมันทยอยจำหน่ายน้ำมันกลุ่มเบนซิน - แก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมาตรฐานยูโร 4 ซึ่งผลิตก่อนวันที่ 1 มกราคม 2567 และเปลี่ยนผ่านคุณภาพน้ำมันที่จำหน่ายให้เป็นน้ำมันมาตรฐานยูโร 5 (2) ผ่อนผันให้คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันจำหน่ายน้ำมันกลุ่มเบนซิน - แก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมาตรฐานยูโร 4 คงค้าง (น้ำมันที่ผลิตก่อนวันที่ 1 มกราคม 2567) เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดยสำหรับน้ำมันกลุ่มเบนซิน - แก๊สโซฮอล ผ่อนผันในข้อกำหนดเรื่องปริมาณกำมะถันสูงกว่า 10 มิลลิกรัมต่อกิโลกรัม แต่ไม่สูงกว่า 50 มิลลิกรัมต่อกิโลกรัม และสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ผ่อนผันในข้อกำหนดเรื่องปริมาณกำมะถันสูงกว่า 10 มิลลิกรัมต่อกิโลกรัม แต่ไม่สูงกว่า 50 มิลลิกรัมต่อกิโลกรัม และโพลีไซคลิก อะโรมาติก ไฮโดรคาร์บอน สูงกว่าร้อยละ 8 แต่ไม่สูงกว่าร้อยละ 11 โดยน้ำหนัก ทั้งนี้ สำหรับน้ำมันที่จัดเก็บในโรงกลั่นน้ำมันจะต้องเป็นไปตามมาตรฐานยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และ (3) การประชาสัมพันธ์ ธพ. จะประชาสัมพันธ์การใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมาตรฐานยูโร 5 ในเดือนธันวาคม 2566 ดังนี้ 1) จัดทำประเด็นสื่อสารและเนื้อหาที่จะประชาสัมพันธ์การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 2) กลุ่มเป้าหมาย ได้แก่ ผู้ประกอบการน้ำมัน ประชาชน และสื่อมวลชน 3) กำหนดสื่อที่ใช้ และการผลิตสื่อประชาสัมพันธ์ คือ แผ่นพับ อินโฟกราฟิกส์ (Infographic) คลิปวีดิทัศน์ (Video Clip) ข่าวประชาสัมพันธ์ (Press Release) และการแถลงข่าว และ 4) เผยแพร่ประชาสัมพันธ์ผ่านสื่อประชาสัมพันธ์ในช่องทางต่างๆ เช่น สื่อสังคมออนไลน์ (Social Media) โทรทัศน์ วิทยุ และสิ่งพิมพ์
4.2 การกำหนดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลขั้นต่ำในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เนื่องจากปัจจุบันมีเพียงน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ที่ผู้ผลิตรถยนต์รับรองให้สามารถใช้กับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ได้ทุกรุ่น ทุกยี่ห้อ จึงจำเป็นต้องขยายระยะเวลาการกำหนดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลขั้นต่ำในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เท่ากับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 (ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 โดยปริมาตร) ออกไปอีก ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567 โดย ธพ. ดำเนินการออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567
4.3 แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ประกอบด้วย (1) จัดทำร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... โดยยกเลิกมาตรฐานคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลร้อยละ 10 โดยปริมาตร (น้ำมันบี 10) และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วมี 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมันบี 7 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) กำหนดให้เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วชนิดพื้นฐานของประเทศ และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมันบี 20 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทางเลือก (2) การเตรียมการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 11 (สถานีบริการน้ำมัน) ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 สถานีบริการน้ำมันจำหน่ายน้ำมันในกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ธรรมดา (หรือน้ำมันบี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมันบี 20) โดยในการดำเนินการ สถานีบริการน้ำมันจะต้องเปลี่ยนป้ายชื่อชนิดน้ำมันจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 จะต้องมีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร และ (3) ระยะเวลาผ่อนผัน เนื่องจากจะมีการยกเลิกน้ำมันบี 10 ซึ่งมีสีม่วง คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันจึงจะมีการเปลี่ยนแปลงถังเก็บน้ำมันไปจัดเก็บน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) ซึ่งเป็นน้ำมันเกรดพื้นฐานตามประกาศฉบับใหม่แทน ซึ่งจะทำให้ในช่วงระยะเวลาที่มีการเปลี่ยนผ่านเกรดน้ำมัน น้ำมันดีเซล หมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) จะมีสีผิดเพี้ยนไปจากที่กำหนดให้ต้องเป็นสีเหลือง จึงเห็นสมควรผ่อนผันเรื่องสีเป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2567 ถึงเดือนกรกฎาคม 2567
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทั้งนี้ การดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวจะต้องไม่ส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมัน
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะ และคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. …. กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ ของกรดไขมันของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามข้อ 1 ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นควรให้มีการออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมเป็นกรณีพิเศษสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เพื่อส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร ก๊าซชีวภาพจากฟาร์มเลี้ยงสัตว์ เป็นเชื้อเพลิง โดยเฉพาะโครงการขนาดเล็ก ต่อมา เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2545 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก และได้มีมติเห็นชอบร่างระเบียบที่เกี่ยวข้องกับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ โดยเห็นควรให้เร่งจัดทำต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน VSPP ภายหลังจากคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าให้ความเห็นชอบต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 กพช. ได้พิจารณา เรื่อง การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยมีมติเห็นชอบร่างระเบียบที่เกี่ยวข้องกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายพิจารณาในรายละเอียดต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จ เพื่อเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า นอกจากนี้ ได้พิจารณา เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเห็นชอบให้ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคา ด้วยการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน
2. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนด Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา และกำหนด Adder แยกตามประเภทเชื้อเพลิง โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 และเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุน Adder ต่อมา เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุง Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP สำหรับโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ ด้วยสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตที่อายุโครงการ 20 ปี และขยายระยะเวลาสนับสนุนโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ จาก 7 ปี เป็น 10 ปี นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ พร้อมทั้งเห็นชอบให้แก้ไขการกำหนดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ประเภท Non-Firm และ VSPP เป็นอายุสัญญา 5 ปี และต่อเนื่องโดยอัตโนมัติ เนื่องจากเดิมกำหนดอายุสัญญาไว้ 1 ปี และต่ออายุสัญญาเป็นปีๆ ทำให้ผู้ประกอบการประสบปัญหาไม่สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ได้ เนื่องจากไม่เชื่อถือว่าโครงการจะมีรายได้อย่างมั่นคง เพียงพอที่จะชำระเงินต้นและดอกเบี้ยทั้งนี้ เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 กพช. ได้มีมติเห็นควรให้ สนพ. ศึกษาทบทวนอัตรา Adder ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น และนำเสนอต่อ กพช. พิจารณา โดยเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการการดำเนินการสำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียนตามมาตรการ Adder กรณียื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วรอการพิจารณา โดยเห็นควรปรับปรุงอัตรา Adder สำหรับผู้ประกอบการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้รับการพิจารณา รับซื้อไฟฟ้า ณ วันที่ กพช. มีมติเห็นชอบ ในอัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี เนื่องจากต้นทุนโครงการลดลงมาก หากให้ Adder ที่อัตราเดิม 8 บาทต่อหน่วย ผู้ประกอบการจะได้รับผลตอบแทน ในเกณฑ์สูงและกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยรวม พร้อมทั้งได้เห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจากระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) เนื่องจากมีความเป็นธรรม ต่อผู้ใช้ไฟมากกว่า กล่าวคือทำให้จำนวนเงินสนับสนุนไม่เพิ่มขึ้นตามค่าไฟฐานและอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นในอนาคต โดยให้ทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ และต่อมา เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้พิจารณา เรื่อง อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) โดยมีมติเห็นชอบ ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้ มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ และเห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT
3. ตามที่กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ผ่านมาตรการ Adder ตั้งแต่ปี 2547 จนถึงปัจจุบัน มีโรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder จำนวน 576 สัญญา กำลังผลิตตามสัญญา 4,844.75 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ พบปัญหาจากการดำเนินการที่ผ่านมา ดังนี้ (1) ผู้ประกอบการ โรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder ได้รับคืนเงินลงทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมในช่วงระยะเวลา 20 ปี ตามสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดให้สามารถต่ออายุสัญญาออกไปได้ครั้งละ 5 ปี โดยไม่มีระยะเวลาสิ้นสุดแม้จะหมดระยะเวลาที่ได้รับ Adder 7 ปี หรือ 10 ปี ตามประเภทเชื้อเพลิงไปแล้ว ดังจะเห็นได้จากต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non-Fim ในรูปแบบ Adder กำหนดให้ 1) SPP มีระยะเวลาสัญญา 5 ปี และสามารถต่อสัญญาได้โดยการแสดงเจตนาฝ่ายเดียว เป็นหนังสือแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบก่อนครบกำหนดอายุสัญญา และให้สัญญามีอายุต่อไปอีกคราวละ 5 ปี ในส่วนของเหตุแห่งการสิ้นสุดสัญญากำหนดไว้ในกรณีคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญาได้ และ 2) VSPP มีระยะเวลาสัญญา 5 ปี และต่อเนื่องครั้งละ 5 ปี โดยอัตโนมัติ และให้มีผลใช้บังคับจนกว่าจะมีการยุติสัญญาตามที่กำหนดไว้ คือ ผู้ผลิตไฟฟ้ายื่นหนังสือเป็นลายลักษณ์อักษรถึงการไฟฟ้าแสดงความประสงค์ ที่จะยุติการซื้อขายไฟฟ้าโดยการเลิกสัญญา และหากคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญานี้ได้ และ (2) อัตรารับซื้อไฟฟ้าหลังสิ้นสุดการได้รับ Adder จะเป็นอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยทุกแรงดันที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย หรืออัตราค่าพลังงานไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดัน 11 กิโลโวลต์ ถึง 33 กิโลโวลต์ ที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้า Ft ขายส่งเฉลี่ย ขึ้นอยู่กับประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่างอัตราปกติ หรืออัตรา TOU ซึ่งอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ได้รับนั้นสูงกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ที่ภาครัฐรับซื้ออยู่ในปัจจุบันเป็นอย่างมาก ส่งผลให้การไฟฟ้ายังคงมีภาระที่ต้องรับซื้อไฟฟ้าต่อไปและส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวม
4. สนพ. กระทรวงพลังงาน ในฐานะหน่วยงานภาครัฐมีหน้าที่เสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศได้พิจารณาแล้วเห็นว่า การสิ้นสุดอายุสัญญาสำหรับประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ที่ไม่ได้มีการระบุระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งต่างจากการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในระบบ FiT ที่มีการระบุระยะเวลาสิ้นสุดของอายุสัญญา 20 ปี ถึง 25 ปี ส่งผลให้ภาครัฐต้องรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโดยไม่มีการสิ้นสุดระยะเวลารับซื้อ ก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนราคาค่าไฟฟ้าของประเทศ รวมทั้งไม่เป็นการส่งเสริมการพัฒนาด้านเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนใหม่ ในปัจจุบันที่มีประสิทธิภาพสูงกว่าและมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่า ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานอยู่ระหว่าง การรวบรวมข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับการทบทวนแนวทางบริหารจัดการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน เพื่อนำมาประกอบการพิจารณาด้านนโยบาย แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Non-Firm รูปแบบ Adder มีผลบังคับใช้ระหว่างคู่สัญญาที่เป็นหน่วยงานภาครัฐกับเอกชน จึงเป็นสัญญาทางปกครอง กรณีมีการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขระยะเวลาการสิ้นสุดของสัญญาหรือการบอกเลิกสัญญาอาจมีประเด็นปัญหาข้อกฎหมาย และเกิดความไม่ชัดเจนในทางปฏิบัติเกิดขึ้นได้
5. กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) เพื่อขอหารือในประเด็น ดังนี้ (1) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ซึ่งระบุเงื่อนไขให้คู่สัญญาเอกชนสามารถต่อสัญญาได้อย่างต่อเนื่อง ไม่มีการระบุเวลาสิ้นสุดของสัญญา หากคู่สัญญาภาครัฐต้องผูกพันกับสัญญาตามเงื่อนไขข้อสัญญา โดยมีอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าที่การไฟฟ้าจะรับซื้อเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย ในขณะที่ปัจจุบันต้นทุนพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ในระดับต่ำกว่าอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับ Ft ขายส่งเฉลี่ย จะก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนไฟฟ้าของประเทศ ทั้งนี้ หากภาครัฐมีนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะ แต่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่เป็นคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้ไขสัญญาในส่วนของอัตรารับซื้อไฟฟ้าให้เป็นไปตามนโยบายรัฐที่เปลี่ยนแปลงไป ภาครัฐสามารถใช้สิทธิตามสัญญาหรือตามกฎหมายใดแจ้งไม่ต่อสัญญาหรือบอกเลิกสัญญาฝ่ายเดียวได้หรือไม่ เนื่องจากสัญญาดังกล่าวเป็นสัญญาทางปกครอง ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ และ (2) กรณีที่ภาครัฐมีนโยบายให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าต้องมีกำหนดระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาที่ชัดเจน แต่เอกชนคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้สัญญาให้มีระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญา ภาครัฐมีอำนาจบังคับให้มีการ แก้ไขสัญญาในเรื่องระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาได้หรือไม่ หากภาครัฐไม่สามารถดำเนินการได้ ภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการอย่างไรเพื่อให้กรณีดังกล่าวเกิดประโยชน์สูงสุดแก่สาธารณะ ทั้งนี้ อส. ได้ให้ความเห็นในกรณีดังกล่าวว่า ภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการเป็นอย่างไรนั้น เป็นข้อหารือที่มิใช่กรณีที่ปรากฏข้อเท็จจริงขึ้นแน่นอนและเป็นที่ยุติแล้ว กระทรวงพลังงานชอบที่จะเสนอประเด็นการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าและการกำหนดกรอบระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทดังกล่าวไปยัง กพช. เพื่อพิจารณาให้เป็นที่ยุติก่อน
6. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้ประชุมพิจารณาแล้วเห็นว่า สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค เป็นหน่วยงานของรัฐและโรงไฟฟ้า SPP และ VSPP มีการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า เงื่อนไข อายุสัญญา หรือบทปรับระหว่างคู่สัญญาไว้ ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ ทั้งนี้ ตามสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงโดยเฉพาะอย่างยิ่งอัตรา Adder หรือ FiT เนื่องจากเงื่อนไขของสัญญาในส่วนที่เกี่ยวกับอัตรารับซื้อที่ส่งผลกระทบโดยตรงต่ออัตราค่าบริการอันเป็นลักษณะการอุดหนุนเชิงนโยบาย (PE) ดังนั้น อัตราการรับซื้อใหม่ ที่พ้นจากกำหนดเวลาเดิมที่ กพช. อนุมัติไว้ จึงต้องอยู่ในกำกับดูแลของภาครัฐ มิใช่สัญญาทางพาณิชย์ทั่วไป นอกจากนี้ เห็นควรให้มีการกำหนดเป็นกรอบนโยบายระบุระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าด้วย โดยอาจพิจารณาอ้างอิงรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบ FiT เช่น 25 ปี สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีต้นทุนค่าเชื้อเพลิง เป็นต้น และมอบหมายให้การไฟฟ้าในฐานะคู่สัญญาเจรจากับ SPP หรือ VSPP เพื่อแก้ไขสัญญากันต่อไป โดยปัจจุบัน อยู่ระหว่างการเจรจรากับคู่สัญญาและยังไม่มีข้อยุติ
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง ในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ปี 2565 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ติดตาม การดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ และรายงาน กพช. ทราบ โดย กพช. ได้รับทราบผลการดำเนินมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ในปี 2565 ที่ได้ก่อให้เกิดผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) เปรียบเทียบกับกรณีไม่มีการดำเนินมาตรการเพื่อลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวแบบตลาดจร (Spot LNG) รวมประมาณ 78,969 ล้านบาท และเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. ได้รับทราบการทบทวนแผนการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยให้คณะอนุกรรมการฯ สามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ รวมทั้งให้ติดตามการดำเนินงาน ตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ และรายงาน กบง. ทราบด้วย
2. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2566 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนสิงหาคม 2566 เพื่อลดการนำเข้า Spot LNG ที่มี ราคาสูง ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ผลการดำเนินงานช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 คือ 615.1 ล้านลิตร (2) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงาน 1,393.20 กิกะวัตต์ชั่วโมง (GWh) (3) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงาน 363.67 GWh (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. ผลการดำเนินงาน 211.76 GWh (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) (โครงการเทินหินบุน) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงานระหว่างเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนพฤษภาคม 2566 คือ 11.181 GWh (6) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงานช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 คือ 220.271 GWh (7) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม (โรงงานและอาคารควบคุม ทั้งในขอบข่ายและนอกขอบข่าย) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ผลการดำเนินงาน 540.98 GWh (8) การจัดหาก๊าซในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ผลการดำเนินงาน เฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 149 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) และ (9) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ผลการดำเนินงานช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 คือ 144,651 ตันเทียบเท่า LNG
3. จากมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 ซึ่งมอบหมายให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเทินหินบุน เพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ จากกำลังผลิตไฟฟ้าเดิม 440 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม กฟผ. ได้ดำเนินการลงนามในหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าร่วมกับ Theun-Hinboun Power Company (THPC) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 ต่อมา เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2566 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาข้อมูลที่ กฟผ. นำเสนอต้นทุนในการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุน ซึ่งอยู่ที่ประมาณ 1.85 บาทต่อหน่วย ต่ำกว่าแนวโน้มต้นทุนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Spot LNG ที่มีระดับราคาสูงกว่า 3 บาทต่อหน่วย และได้มีมติเห็นชอบให้ดำเนินมาตรการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป.ลาว ซึ่งได้สิ้นสุดระยะเวลาดำเนินการไปเมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 โดยมอบหมายให้ กฟผ. พิจารณาจัดทำรายละเอียดข้อเสนอมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี เพื่อเป็นส่วนหนึ่งของมาตรการลดการพึ่งพาการนำเข้า Spot LNG ซึ่งยังมีความเสี่ยงจากแนวโน้มราคาที่ผันผวนและอาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประเทศไทยในช่วงปี 2566 ถึงปี 2567 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำรายละเอียดที่ กฟผ. จัดทำเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป
4. เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2566 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอมาตรการ ขยายเวลารับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาที่ กฟผ. พิจารณา โดยแจ้งว่า กฟผ. ได้รับหนังสือจากบริษัท Theun-Hinboun Power เสนอให้ กฟผ. ขยายเวลาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ เป็นระยะเวลา 1 ปี ได้ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลา ที่ กฟผ. พิจารณา โดยเสนอให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงเงื่อนไขการซื้อขายไฟฟ้าต่างๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนด ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายระหว่าง กฟผ. และ THPC ปัจจุบัน โดย กฟผ. พิจารณาเปรียบเทียบต้นทุนค่าผลิตไฟฟ้าของหน่วยสุดท้าย (Short Run Marginal Cost) ณ เดือนกันยายน 2566 ช่วง Peak เท่ากับ 3.372 บาทต่อหน่วย และช่วง Off-Peak เท่ากับ 3.317 บาท ต่อหน่วย ซึ่งเป็นต้นทุนที่สูงหากเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าของ THPC ที่มีราคาประมาณ 1.85 บาท ต่อหน่วย ดังนั้น การขยายเวลารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จะช่วยลดต้นทุน การผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูงได้
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานสำหรับช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนสิงหาคม 2566
2. เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมดังกล่าว
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี ต่อไป
เรื่องที่ 6 การทบทวนคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. ในช่วงปี 2562 ถึงปี 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อช่วยขับเคลื่อนการดำเนินงานตามนโยบาย แผนงาน และมาตรการด้านพลังงาน ทั้งสิ้น 13 คณะ ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (2) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศ (3) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (4) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษา แนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) (5) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (6) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ (7) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล (8) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (9) คณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (10) คณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด (11) คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (12) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน และ (13) คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2. เมื่อวันที่ 4 กรกฎาคม 2566 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะ ฝ่ายเลขานุการ กบง. ได้มีหนังสือถึงหน่วยงานที่ปฏิบัติหน้าที่ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการทั้ง 13 คณะ ได้แก่ สนพ. สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) เพื่อพิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และหน้าที่และอำนาจของคณะอนุกรรมการ เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณา โดยสามารถสรุปผล การพิจารณาได้เป็น 4 กลุ่ม ดังนี้
2.1 กลุ่มที่ 1 เห็นสมควรให้ยกเลิกคณะอนุกรรมการ จำนวน 7 คณะ เนื่องจากภารกิจ เสร็จสิ้น และไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในปัจจุบัน ได้แก่ (1) คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (2) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล (3) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (4) คณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (5) คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (6) คณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด และ (7) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคี ด้านพลังงานกับต่างประเทศ
2.2 กลุ่มที่ 2 เห็นสมควรให้คณะอนุกรรมการคงอยู่ต่อไป จำนวน 3 คณะ เนื่องจาก มีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง ได้แก่ (1) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ด้านพลังงาน (2) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน และ (3) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid)
2.3 กลุ่มที่ 3 เห็นสมควรให้คณะอนุกรรมการคงอยู่ต่อไป แต่ขอปรับปรุงองค์ประกอบ และ/หรือหน้าที่และอำนาจของคณะอนุกรรมการ จำนวน 3 คณะ ได้แก่ (1) คณะอนุกรรมการพยากรณ์ และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ปรับปรุงองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการซึ่งรวมถึง การปรับสถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย (TDRI) ออกจากองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการ เนื่องจาก TDRI ได้มีหนังสือที่ PO/2563/007 ลงวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 แจ้งว่า ไม่มีผู้แทนเข้าร่วม เป็นคณะอนุกรรมการ และไม่มีการเข้าร่วมประชุมตั้งแต่ปี 2563 ส่งผลให้องค์ประกอบของคณะอนุกรรมการไม่ครบองค์ประกอบ ทั้งนี้ จะนำเสนอร่างคำสั่งต่อ กบง. ในการประชุมครั้งถัดไป (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน ปรับปรุงหน้าที่และอำนาจของคณะอนุกรรมการ ข้อ 7 จากเดิม กำกับ ติดตามการดำเนินงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรายงานผลการปฏิบัติงานทุก 3 เดือน ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทราบ ปรับปรุงเป็น ติดตามและรายงานผลการกำหนดและปรับปรุงมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทราบ ทั้งนี้ จะนำเสนอร่างคำสั่งต่อ กบง. ในการประชุมครั้งถัดไป และ (3) คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ปรับปรุงคำสั่งของคณะอนุกรรมการ โดยการรวมหน้าที่และอำนาจของ 2 คำสั่ง คือ คำสั่ง กบง. ที่ 2/2563 ลงวันที่ 27 พฤศจิกายน 2563 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ และคำสั่ง กบง. ที่ 1/2564 ลงวันที่ 27 เมษายน 2564 เรื่อง เพิ่มเติมหน้าที่และอำนาจของคณะอนุกรรมการฯ ไว้เป็นคำสั่งเดียวกัน โดยปรับปรุงองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการเนื่องจากมีการเปลี่ยนแปลงผู้แทนของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รวมทั้งปรับปรุงหน้าที่และอำนาจของคณะอนุกรรมการ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในปัจจุบัน ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอขอความเห็นชอบร่างคำสั่งต่อ กบง. ในครั้งนี้
2.4 กลุ่มที่ 4 เห็นสมควรให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพิ่มเติม จำนวน 1 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการพิจารณา เร่งรัด และติดตามการดำเนินงานตามแนวนโยบายการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้า ที่ดำเนินการโดยภาครัฐ เนื่องจากตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 ได้มีมติเห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กฟผ. และ ปตท. ดำเนินการดังนี้ (1) ให้ กฟผ. แบ่งแยกบัญชีของกิจการผลิตไฟฟ้า กิจการระบบส่ง และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า พร้อมทั้งแยกบัญชีของโรงไฟฟ้าแต่ละแห่งอย่างชัดเจน (2) ให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างสายงานผลิตไฟฟ้าและสายงานระบบส่ง (Internal PPA) สำหรับโรงไฟฟ้าเก่าและโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. (3) ให้ กฟผ. จัดทำสัญญา Internal PPA สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. เช่นเดียวกับสำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของเอกชน (4) ให้ กฟผ. ดำเนินการแยกศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) เป็นนิติบุคคลใหม่ที่เป็นอิสระจากกิจการผลิตไฟฟ้า และให้ ปตท. ดำเนินการจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) และ (5) ให้ กกพ. กำกับดูแล การดำเนินงานให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน โดยต่อมา เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2566 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่า กฟผ. ได้แจ้งการดำเนินการตามแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐตามมติ กพช. และได้เสนอขอให้ทบทวนมติ กพช. เนื่องจากการดำเนินการแยกศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าออกจาก กฟผ. มีแนวโน้มใช้เวลาดำเนินการมากกว่า 6 เดือน รวมทั้งเสนอให้มีการตั้งคณะทำงานเพื่อดำเนินการ โดย กกพ. ได้พิจารณาการดำเนินการของ กฟผ. แล้ว มีความเห็นว่า กกพ. มีการกำกับดูแลการปฏิบัติหน้าที่ของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าของ กฟผ. เพื่อให้เกิดความเป็นธรรม โปร่งใส และเป็นประโยชน์อย่างต่อเนื่อง ผ่านระเบียบ กกพ. ว่าด้วยมาตรฐานคุณภาพการให้บริการตามประเภทใบอนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้าแล้ว การแยกศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าออกจาก กฟผ. รวมถึงการเสนอทบทวนมติ กพช. เพื่อขยายระยะเวลาดำเนินการ และการแต่งตั้งคณะทำงานเพื่อดำเนินการนั้น เป็นหน้าที่ของหน่วยงานปฏิบัติและหน่วยงานนโยบายที่ควรร่วมกันดำเนินการตามมติ กพช. ซึ่งอยู่นอกเหนืออำนาจหน้าที่ของ กกพ. ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณา เร่งรัด และติดตาม การดำเนินงานตามแนวนโยบายการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ เพื่อให้การกำกับดูแล การผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐเป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 และได้เสนอ ขอความเห็นชอบร่างคำสั่งต่อ กบง. ในครั้งนี้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ยกเลิกคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จำนวน 7 คณะ ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (2) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล (3) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (4) คณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (5) คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วน การผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (6) คณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด และ (7) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ
2. เห็นชอบคงเดิมคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 3 คณะ ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (2) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน และ (3) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid)
3. เห็นชอบร่างคำสั่งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 2 คณะ ดังนี้ (1) ปรับปรุงองค์ประกอบ หน้าที่และอำนาจ ของคณะอนุกรรมการ จำนวน 1 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และ (2) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพิ่มเติม จำนวน 1 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการพิจารณา เร่งรัด และติดตามการดำเนินงานตามแนวนโยบายการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้า ที่ดำเนินการโดยภาครัฐ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานลงนามในคำสั่งแต่งตั้งต่อไป
4. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงองค์ประกอบ หน้าที่และอำนาจ ของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 2 คณะ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในปัจจุบัน และนำมาเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ และ (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน
5. เห็นชอบให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานมีอำนาจพิจารณาทบทวนปรับปรุงองค์ประกอบ หน้าที่และอำนาจ ของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ได้ โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอต่อ กบง. อีก