ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียนประจำวันที่ 12 สิหาคม 2567

ปลุกพลังสร้างสรรค์สื่อสารสู่อนาคต

ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียนประจำวันที่ 12 สิหาคม 2567

สนพ. ได้จัดสัมมนาทางวิชาการเพื่อประเมินผลสัมฤทธิ์ ครั้งที่ 2

ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียนประจำวันที่ 5 สิหาคม 2567

ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียนประจำวันที่ 29 กรกฎาคม 2567/p>

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 2/2567 (ครั้งที่ 66)

วันพฤหัสบดีที่ 27 มิถุนายน 2567

1. สถานภาพโครงการน้ำงึม 3

2. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน

3. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

4. แนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย

5. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ

6. ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์)

7. ประมาณการกระแสเงินสดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                                           ประธานกรรมการ

(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                                          กรรมการและเลขานุการ

(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)

เรื่องที่ 1 สถานภาพโครงการน้ำงึม 3

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) แจ้งว่า กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้ตกลงจัดทำบันทึกความเข้าใจในการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) เพื่อจัดทำกรอบในการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ซึ่งได้มีการลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2565 โดยมีอายุ 18 เดือน ครบกำหนดในวันที่ 10 ตุลาคม 2566 และเมื่อวันที่ 22 กันยายน 2566 ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้มีหนังสือถึง กฟผ. ขอใช้สิทธิขยายอายุ Tariff MOU ตามเงื่อนไข Clause 2(b)(ii) ของ Tariff MOU ออกไป 60 วัน ซึ่งครบกำหนดในวันที่ 10 ธันวาคม 2566 ซึ่ง กฟผ. ได้รับทราบการใช้สิทธิดังกล่าวแล้ว ต่อมาเมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อขอขยายอายุ Tariff MOU อีก 18 เดือน จากวันที่ 10 ธันวาคม 2566 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2568 โดยให้เหตุผลว่า เพื่อให้มีระยะเวลาเพียงพอในการจัดทำแผนบรรเทาผลกระทบ ต่อโครงการและเจรจาเงื่อนไขกับ Export-Import Bank of China (CEXIM) โดย กฟผ. พิจารณาแล้วเห็นว่า การขยายระยะเวลา Tariff MOU ดังกล่าว เป็นกรณีที่ไม่ได้มีการกำหนดเงื่อนไขในการใช้สิทธิขยายระยะเวลา ไว้อย่างชัดเจนเช่นเงื่อนไข Clause 2(b)(ii) ของ Tariff MOU ที่กำหนดให้สิทธิผู้พัฒนาโครงการสามารถขยายระยะเวลาได้ ซึ่งในการพิจารณาขยายระยะเวลาใน Tariff MOU ตามกรณีเหตุผลและเงื่อนไขอื่นเป็นระยะเวลาอีก 18 เดือน เป็นเรื่องที่ต้องพิจารณาถึงความต้องการและแผนการผลิตไฟฟ้าจากภาคนโยบายประกอบด้วย ดังนั้น กฟผ. จึงได้นำส่งข้อเสนอการขอขยายอายุ Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 เป็นระยะเวลาอีก 18 เดือน เพื่อให้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทย กับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) พิจารณาและนำเรียนเสนอคณะอนุกรรมการประสานฯ

        2. เมื่อวันที่ 25 มกราคม 2567 สนพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับ กฟผ. ถึงกรณีการขอขยายอายุ Tariff MOU โดยที่ประชุมรับทราบว่า ปัจจุบันโครงการน้ำงึม 3 ได้เลยกำหนดระยะเวลา Tariff MOU แล้ว และ กฟผ. ได้มีหนังสือแจ้งไปยังผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 เพื่อขอใช้สิทธิในการยึดเงินค้ำประกัน (MOU Security) จึงทำให้ที่ประชุมสรุปได้ว่า Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 สิ้นสุดอายุแล้ว ทั้งนี้ หากโครงการน้ำงึม 3 ยังมีความประสงค์จะขายไฟฟ้ามายังประเทศไทย จะต้องเข้าสู่กระบวนการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าใหม่อีกครั้ง ตามหลักเกณฑ์การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของคณะอนุกรรมการประสานฯ โดยรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) จะต้องเสนอโครงการน้ำงึม 3 มาให้คณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณาใหม่อีกครั้ง ต่อมาเมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2567 สนพ. ได้มีหนังสือถึง กฟผ. เพื่อสอบถามข้อมูลเพิ่มเติมถึงสถานะปัจจุบันของ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ถือว่าสิ้นสุดแล้วหรือไม่ และ กฟผ. ได้แจ้งผลการพิจารณาสถานะ Tariff MOU ดังกล่าวให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ทราบแล้วหรือไม่ รวมทั้งขอทราบแผนการดำเนินงานในการพัฒนาโครงการน้ำงึม 3 หลังจากขอขยาย Tariff MOU โดยเมื่อวันที่ 14 กุมภาพันธ์ 2567 กฟผ. ได้มีหนังสือชี้แจงว่า สถานะ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ได้ครบกำหนดแล้วเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566 และ กฟผ. ได้ใช้สิทธิ ริบหลักประกันเต็มจำนวนตามเงื่อนไข Clause 7 ของ Tariff MOU เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU โดยเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2566 กฟผ. ได้มีหนังสือแจ้งธนาคารกรุงเทพ จำกัด (มหาชน) ให้ชำระเงินตามหนังสือ MOU Security และ กฟผ. ได้รับเงินค้ำประกันครบถ้วนแล้วเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2566 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กฟผ. ได้มีหนังสือแจ้งผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ว่าจะนำข้อเสนอของผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ในการขอขยาย Tariff MOU ระยะเวลา 18 เดือน แจ้งแก่ สนพ. เพื่อนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ ต่อไป รวมทั้งได้แจ้งให้ทราบแล้วว่า Tariff MOU ได้ครบกำหนดแล้วเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566 และ กฟผ. ขอใช้สิทธิริบหลักประกันเต็มจำนวนตามเงื่อนไข Clause 7 ของ Tariff MOU

        3. เมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2567 กฟผ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. จัดส่งข้อมูลเพิ่มเติมเกี่ยวกับแผน การดำเนินงานในการพัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ตามที่ได้รับจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 สรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) หลังจากได้ข้อสรุปเรื่อง PPA กับ กฟผ. แล้ว ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการโอนหุ้นและสินทรัพย์จากรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (EDL) ไปยัง Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) และบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) ซึ่งเป็นผู้สนับสนุนรายใหม่ของโครงการ และต้องหาแหล่งเงินทุนใหม่เพื่อสนับสนุนโครงการน้ำงึม 3 ทดแทน CEXIM ที่เป็นผู้สนับสนุนรายเดิม รวมทั้งต้องแก้ไขสัญญากับผู้รับเหมาก่อสร้างโครงการน้ำงึม 3 (EPC) เพื่อให้ EPC สามารถดำเนินการก่อสร้างโครงการให้แล้วเสร็จภายในกรอบเวลาที่ตกลงกันไว้ แต่อย่างไรก็ตาม การดำเนินการดังกล่าวยังไม่แล้วเสร็จ ส่งผลให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ไม่สามารถ ลงนาม PPA ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU จึงขอขยาย Tariff MOU ระยะเวลา 18 เดือน ไปจนถึง เดือนมิถุนายน 2568 และ (2) ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 แจ้งว่า หลังจากได้หารือกับ EPC และส่วนที่เกี่ยวข้องกับการก่อสร้างโครงการน้ำงึม 3 แล้ว ขอยืนยันว่าจะดำเนินการก่อสร้างโครงการน้ำงึม 3 ให้แล้วเสร็จภายในเดือนมีนาคม 2570 ถึงเดือนมิถุนายน 2570 โดยคาดการณ์ว่าจะสามารถกลับมาดำเนินการก่อสร้างได้อีกครั้งในเดือนพฤศจิกายน 2567 ถึงเดือนมีนาคม 2568 ซึ่งส่งผลให้โครงการน้ำงึม 3 มีกำหนดแล้วเสร็จหลังจากกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ที่ระบุไว้ใน Tariff MOU และร่าง PPA ที่ได้มีการตกลงกันแล้ว ทั้งนี้ ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 เสนอให้ กฟผ. และ สนพ. เสนอ SCOD ใหม่ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 โดยพิจารณาจากเป้าหมายตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) เพื่อให้โครงการน้ำงึม 3 จ่ายไฟฟ้าไปยังระบบส่งของ กฟผ. อย่างราบรื่น

        4. ในส่วนของการจัดทำร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 เมื่อวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2566 กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้เจรจาจัดทำร่าง PPA แล้วเสร็จ และได้มีการลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่าง PPAโดยเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2566 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA ดังกล่าว และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ตรวจพิจารณาร่าง PPA ต่อมาเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 และวันที่ 9 มีนาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ตามลำดับ ได้มีมติรับทราบหลักการร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวกับกำหนด การจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2566 อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA แล้วเสร็จ และผู้พัฒนาโครงการ น้ำงึม 3 ได้ยืนยันเห็นชอบการแก้ไขร่าง PPA ตามผลการพิจารณาของ อส. แล้วเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2566 อย่างไรก็ตาม การลงนาม PPA จะสามารถดำเนินการได้ภายหลังจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ได้ลงนามสัญญาสัมมปทานกับรัฐบาล สปป. ลาว และนำส่ง First Security และเอกสารแสดงอำนาจผู้ลงนาม PPA มายัง กฟผ. รวมทั้ง กฟผ. ต้องตรวจสอบเอกสารดังกล่าวแล้ว ซึ่งผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ยังไม่ได้ดำเนินการดังกล่าว ส่งผลให้ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566

        5. เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2567 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติรับทราบสถานะ Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 ว่าได้ครบกำหนดอายุแล้วเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2566 เนื่องจากผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ไม่สามารถลงนาม PPA ได้ภายในระยะเวลาของ Tariff MOU ดังกล่าว โดย กฟผ. ได้แจ้งให้ผู้พัฒนาโครงการ น้ำงึม 3 ทราบแล้วว่า Tariff MOU ได้ครบกำหนดอายุแล้ว และ กฟผ. ขอใช้สิทธิริบหลักประกัน ซึ่ง กฟผ. ได้รับเงินค้ำประกันครบถ้วนแล้วเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2566 ดังนั้น คณะอนุกรรมการประสานฯ จึงไม่มีอำนาจ ในการพิจารณาขยาย Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 ทั้งนี้ หากโครงการน้ำงึม 3 ยังคงมีความต้องการ ที่จะขายไฟฟ้าให้กับประเทศไทย จะต้องเข้าสู่กระบวนการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าใหม่อีกครั้ง ตามหลักเกณฑ์ การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของคณะอนุกรรมการประสานฯ โดยรัฐบาล สปป. ลาว จะต้องเสนอโครงการน้ำงึม 3 มาให้คณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณาตามขั้นตอนและหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ ใหม่อีกครั้ง

มติของที่ประชุม

    รับทราบสถานภาพโครงการน้ำงึม 3

เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2567 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้รับทราบผลการดำเนินงานของมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2566 จำนวน 9 มาตรการ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ รายงานผลการดำเนินงานปี 2566 แก่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ โดยสรุปผล การดำเนินงานได้ ดังนี้ กลุ่มที่ 1 มาตรการปรับเปลี่ยนเชื้อเพลิง (Fuel Switch) ประกอบด้วย (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) มีการดำเนินงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 เนื่องจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีคำสั่งยกเลิกมาตรการจากต้นทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงกว่าราคา ก๊าซธรรมชาติเหลวตลาดจร (Spot LNG) โดยผลการดำเนินงานช่วงดังกล่าว คือ 615.1 ล้านลิตร คิดเป็น 0.372 ล้านตันเทียบเท่าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) (2) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงานปี 2566 คือ 1,874.3 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.258 ล้านตันเทียบเท่า LNG (3) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงานปี 2566 คือ 563.67 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.077 ล้านตันเทียบเท่า LNG (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. ผลการดำเนินงานปี 2566 คือ 155.12 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.021 ล้านตันเทียบเท่า LNG (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) โครงการเทินหินบุน หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. มีการดำเนินงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนพฤษภาคม 2566 ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ผลการดำเนินงาน คือ 11.181 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.00145 ล้านตันเทียบเท่า LNG กลุ่มที่ 2 มาตรการบริหารจัดการการใช้พลังงาน (Demand Side Management) ประกอบด้วย (6) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงาน ในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ผลการดำเนินงานปี 2566 คือ 844.2 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.116 ล้านตันเทียบเท่า LNG (7) เจรจา เพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. มีการดำเนินงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 เนื่องจากไม่มีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์จากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่มีราคาถูกลง ผลการดำเนินงาน คือ 319.63 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.007 ล้านตันเทียบเท่า LNG และกลุ่มที่ 3 มาตรการบริหารจัดการการผลิตพลังงาน (Supply Side Management) ประกอบด้วย (8) จัดหาก๊าซในประเทศ และเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ผลการดำเนินงานปี 2566 เฉลี่ยเดือนละ 168 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) คิดเป็น 0.718 ล้านตันเทียบเท่า LNG และ (9) บริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีการดำเนินงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ผลการดำเนินงาน คือ 0.154 ล้านตันเทียบเท่า LNG

        2. การดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2566 จำนวน 9 มาตรการ เกิดผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) ประมาณ 30,850 ล้านบาท โดยมีรายละเอียด แต่ละมาตรการ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. จำนวน 4,775 ล้านบาท (2) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 จำนวน 6,587 ล้านบาท (3) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า จำนวน 2,149 ล้านบาท (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น จำนวน 289 ล้านบาท (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว โครงการเทินหินบุน จำนวน 19 ล้านบาท (6) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม จำนวน 1,341 ล้านบาท (7) เจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ จำนวน 278 ล้านบาท (8) จัดหาก๊าซในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด จำนวน 10,081 ล้านบาท และ (9) บริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม จำนวน 5,332 ล้านบาท

        3. เมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2567 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบแผนบริหารจัดการพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2567 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ รายงานแผนการดำเนินงานปี 2567 แก่ กบง. ทราบ สรุปได้ดังนี้ กลุ่มที่ 1 มาตรการปรับเปลี่ยนเชื้อเพลิง ประกอบด้วย (1) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 2,138 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.2940 ล้านตันเทียบเท่า LNG (2) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 505 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.0670 ล้านตันเทียบเท่า LNG (3) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. เป้าหมาย 145 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.01926 ล้านตันเทียบเท่า LNG (4) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว โครงการเทินหินบุน หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 76.5 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.0108 ล้านตันเทียบเท่า LNG (5) การรับซื้อไฟฟ้าโซลาร์หลังคาภาคอุตสาหกรรมเพิ่มเติม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ พพ. และสำนักงาน กกพ. โดยเป็นมาตรการเพิ่มเติม กลุ่มที่ 2 มาตรการบริหารจัดการการใช้พลังงาน ได้แก่ (6) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ พพ. เป้าหมาย 825 ล้านหน่วย คิดเป็น 0.1130 ล้านตันเทียบเท่า LNG และกลุ่มที่ 3 มาตรการบริหารจัดการการผลิตพลังงาน ได้แก่ (7) จัดหาก๊าซในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ ชธ. ดำเนินการในช่วง เดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนมีนาคม 2567 เนื่องจากตั้งแต่เดือนเมษายน 2567 เป็นต้นไป แปลง G1/61 สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติได้ตามแผน เป้าหมายเฉลี่ยเดือนละ 118 MMscfd คิดเป็น 0.1244 ล้านตันเทียบเท่า LNG รวมเป้าหมายแผนการดำเนินงานปี 2567 ทั้งสิ้น 0.72566 ล้านตันเทียบเท่า LNG

        4. จากการดำเนินมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2566สามารถสรุปประเด็นปัญหา และข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป ดังนี้ ปัญหาที่ 1 การใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. พบว่าการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าแผน เนื่องจากราคา Spot LNG ต่ำกว่าราคาน้ำมันนำเข้า โดยเมื่อวันที่ 25 มกราคม 2566 กกพ. ได้มีมติพิจารณาให้โรงไฟฟ้าที่ใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนเป็นก๊าซธรรมชาติ และขอให้ปรับลดปริมาณการจัดส่งน้ำมันแก่โรงไฟฟ้าระหว่างเดือนกุมภาพันธ์ 2566 ถึงเมษายน 2566 ส่งผลให้เกิดค่าใช้จ่ายบางส่วนจากการเปลี่ยนแปลงแผนงานของมาตรการที่ยังไม่สามารถส่งผ่านไปยังค่าไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ มีข้อเสนอแนะการดำเนินงานต่อไป ได้แก่ (1) สำนักงาน กกพ. และ กฟผ. พิจารณาดำเนินการตามข้อเสนอแนะของคณะอนุกรรมการฯ ตามกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยหากจำเป็นให้จัดทำหลักเกณฑ์การส่งผ่านค่าใช้จ่ายการดำเนินการยกเลิกน้ำมันในการผลิตไฟฟ้า เสนอ กบง. และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป และ (2) สป.พน. พิจารณาจัดทำแผนการดำเนินงานเกี่ยวกับค่าใช้จ่ายด้านภาษีของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในสถานการณ์วิกฤต ร่วมกับสำนักงาน กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ปัญหาที่ 2 จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด พบว่าการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 ต่ำกว่าแผน จากความจำเป็น ที่ต้องบริหาร LNG Inventory ที่ล้นถังเก็บ เนื่องจากความต้องการใช้ไฟฟ้าต่ำกว่าที่ประมาณการ อย่างไรก็ตาม ตั้งแต่เดือนเมษายน 2566 กำลังการผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยได้เป็นไปตามแผนและผลิตเต็มศักยภาพของแหล่งภายในประเทศ ข้อเสนอแนะการดำเนินงานต่อไป ได้แก่ การเตรียมการเรื่องความเพียงพอ ของโครงสร้างพื้นฐานเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน เช่น เพิ่มปริมาณการเก็บสำรอง LNG ของ LNG Receiving Terminal และอื่น ๆ เพื่อรองรับการบริหารจัดการ LNG นำเข้าที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้น ปัญหาที่ 3 รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว โครงการเทินหินบุน 20 เมกะวัตต์ (MW) พบปัญหาการเริ่มกระบวนการรับซื้อมีความล่าช้า เนื่องจากต้องรอการพิจารณาของหน่วยงานภาครัฐที่เกี่ยวข้องซึ่งมีการประชุมตามรอบที่กำหนด รวมทั้งรอการแจ้งมติการประชุมอย่างเป็นทางการ ข้อเสนอแนะการดำเนินงานต่อไป ได้แก่ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 กพช. ได้เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ ในปี 2567 ซึ่งเพิ่มระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าจากเดิมที่รับซื้อระยะสั้น 6 เดือน ในปี 2566 ปัญหาที่ 4 มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม พบว่าอาจมีความซ้ำซ้อน (Double Counting) ในการนับผลประหยัดระหว่างกลุ่มโรงงานอาคารควบคุมจำนวน 9,000 แห่ง กลุ่มผู้เข้าร่วมโครงการทุนอุดหนุนสนับสนุนการปรับเปลี่ยนอุปกรณ์ (20 : 80) และกลุ่มผู้เข้าร่วมโครงการ Energy Beyond Standard บางส่วน ทั้งนี้ ข้อเสนอแนะการดำเนินงานต่อไป ได้แก่ (1) พพ. พิจารณาตรวจสอบและหาแนวทางขจัดความซ้ำซ้อนของการนับผลการประหยัดพลังงานตามมาตรการอนุรักษ์พลังงานในกลุ่มโรงงานควบคุม และอาคารควบคุม และ (2) ควรดำเนินมาตรการด้านการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ให้เต็มศักยภาพ โดย สนพ. อาจพิจารณาศึกษาการปรับอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาให้สอดคล้องกับการใช้ไฟฟ้า (Load) รายวัน และความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ที่เปลี่ยนแปลงไป เพื่อจูงใจให้ผู้ใช้ไฟฟ้าเกิดการปรับเปลี่ยนพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าให้เหมาะสม ทั้งนี้ คณะทำงานจัดทำแผนปฏิบัติการด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2566 - 2570) กระทรวงพลังงาน อยู่ระหว่างการจัดทำ (ร่าง) แผนปฏิบัติการ ด้านการเตรียมพร้อมและการบริหารวิกฤตการณ์พลังงาน (พ.ศ. 2566 - 2570) ซึ่งมีกำหนดแล้วเสร็จในเดือนกันยายน 2567 โดยจะนำข้อเสนอแนะจากการดำเนินมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานปี 2565 และปี 2566 อาทิ การปรับปรุงกฎหมายและระเบียบให้มีความยืดหยุ่นในการบังคับใช้ช่วงสถานการณ์ฉุกเฉิน การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน มาจัดทำแผนงานและข้อริเริ่มโครงการ ใน (ร่าง) แผนปฏิบัติการดังกล่าว เพื่อกำหนดหน่วยงานรับผิดชอบหลักในการขับเคลื่อนแผนงาน และข้อริเริ่มโครงการ เตรียมความพร้อมด้านทรัพยากรตั้งแต่ภาวะปกติ แนวทางการบูรณาการที่จำเป็นของประเทศ และการบริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานอย่างมีประสิทธิภาพต่อไป

มติของที่ประชุม

    รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน

เรื่องที่ 3 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2567 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้ (1) เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อคงราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567 และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ดำเนินการขออนุมัติกรอบวงเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2567 งบกลาง รายงานเงินสำรองจ่าย เพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น วงเงินงบประมาณ 500 ล้านบาท เพื่อให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ดำเนินการคงราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 ต่อมา เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2567 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชนตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ สำหรับค่าใช้จ่าย และแหล่งงบประมาณในการดำเนินมาตรการให้เป็นไปตามความเห็นของสำนักงบประมาณ ทั้งนี้ สำนักงบประมาณได้ให้ความเห็นต่อการบริหารราคาก๊าซ LPG โดยตรึงราคาขายปลีก LPG ที่ระดับ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 ว่าเห็นสมควรให้บริหารจัดการผ่านกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงก่อนเป็นลำดับแรก

        2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงผันผวนตามราคาน้ำมันดิบ เนื่องจากความตึงเครียดในตะวันออกกลางซึ่งจะส่งผลกระทบต่อความต้องการใช้น้ำมันและก๊าซ LPG ของโลก และราชอาณาจักร ซาอุดีอาระเบียมีแผนที่จะปรับขึ้นราคาขายนํ้ามันดิบอย่างเป็นทางการหลังคาดการณ์ว่าอุปสงค์นํ้ามันจะปรับตัวเพิ่มขึ้นจากการเข้าสู่ช่วงฤดูร้อน ประกอบกับธนาคารกลางสหรัฐอเมริกา (FED) อาจจะขยายเวลาในการปรับลดอัตราดอกเบี้ยไปจนถึงช่วงสิ้นปีนี้ หลังตัวเลขการจ้างงานในสหรัฐฯ ยังคงขยายตัวแต่ตํ่ากว่าที่คาดการณ์ ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG พบว่า ราคา LPG ตลาดโลกในเดือนมีนาคม 2567 ถึงเดือนมิถุนายน 2567 ลดลงประมาณ 63.86 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือคิดเป็นร้อยละ 10 จาก 622.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ในเดือนมีนาคม 2567 ลดลงเป็น 558.44 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 27 มิถุนายน 2567 โดยจากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ได้ปรับสูงขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้น ของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 0.3347 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 23.2786 บาทต่อกิโลกรัม (632.89 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 22.9439 บาทต่อกิโลกรัม (621.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยลดลงจาก 4.7477 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 4.4130 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ 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 และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 23 มิถุนายน 2567 มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 111,743 ล้านบาท แยกเป็น บัญชีน้ำมันติดลบ 63,121 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 47,622 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,432 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,263 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายรับ 169 ล้านบาทต่อเดือน

        4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงทรงตัวอยู่ในระดับสูง โดยราคาก๊าซ LPG นำเข้ารวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ณ วันที่ 27 มิถุนายน 2567 อยู่ที่ 622 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 414 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม แต่เนื่องจากฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ยังคงติดลบสูงถึง 47,622 ล้านบาท ประกอบกับมติ ครม. เมื่อวันที่ 7 พฤษภาคม 2567 ให้ตรึงราคาขายปลีก LPG ที่ระดับ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 โดยบริหารจัดการผ่านกองทุนน้ำมันฯ ก่อนเป็นลำดับแรกตามความเห็นของสำนักงบประมาณ ดังนั้น เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG มีรายรับเพิ่มขึ้น และไม่ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทาง การปรับราคาก๊าซ LPG ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2567 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2567 หรือแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มไปที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2567 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2567 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่อง และฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 622 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 23 มิถุนายน 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG อยู่ที่ติดลบ 47,622 ล้านบาท หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 จะทำให้ ณ วันที่ 30 กันยายน 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 47,115 ล้านบาท หรือติดลบ 46,257 ล้านบาท ตามลำดับ

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2567 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2567

    2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป

เรื่องที่ 4 แนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยได้เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บท โดยให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ต่อมา สนพ. ได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงาน ด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 (แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น) แบ่งออกเป็น 3 เสาหลัก โดยเสาหลักที่ 1 ได้แก่ การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (Demand Response & Energy Management System: DR & EMS) มีเป้าหมายที่จะดำเนินการพัฒนาธุรกิจ DR แบบกึ่งอัตโนมัติ (Semi-auto DR) 350 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2561 – 2564 มุ่งเน้นทิศทางการพัฒนา DR ของประเทศไทยให้เกิดเป็นธุรกิจ DR และดำเนินการสั่งเรียก DR แบบถาวร (Permanent DR) ในอนาคต โดยเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติเห็นชอบโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 (โครงการนำร่องฯ) เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ ใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97 (4) แห่งพระราชบัญญัติ การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เป็นค่าใช้จ่ายสำหรับผลตอบแทน DR แก่ผู้เข้าร่วมโครงการ รวมทั้งการบริหารและติดตามประเมินผลโครงการ ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริด ของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574 (แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง) แบ่งออกเป็น 5 เสาหลัก โดยเสาหลักที่ 1 DR & EMS ยังคงเป็นเสาหลักสำคัญที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง เพื่อมุ่งเน้นให้เกิดเป็นธุรกิจ DR และดำเนินการสั่งเรียก DR แบบถาวรให้สามารถใช้ทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และผลิตภัณฑ์ ในระบบไฟฟ้าได้หลากหลาย ช่วยเพิ่มความยืดหยุ่นและประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าได้ในอนาคต โดยมีเป้าหมาย DR 1,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2580 โดยเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้มีมติรับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว

        2. ผลการดำเนินงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 มีดังนี้

                2.1 สนพ. ได้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อขับเคลื่อนการดำเนินโครงการนำร่อง Demand Response (คณะทำงานฯ) ประกอบด้วยผู้แทนจาก 5 หน่วยงาน ได้แก่ สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้า ส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เพื่อร่วมกันติดตาม ขับเคลื่อนการดำเนินโครงการนำร่องฯ ให้เป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนด และประเมินผลโครงการ โดย (1) สำนักงาน กกพ. มีหน้าที่เป็นผู้ให้ทุนเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับผลตอบแทน การตอบสนองด้านโหลดแก่ผู้เข้าร่วมโครงการ พร้อมทั้งค่าใช้จ่ายในการบริหารและติดตามประเมินผลโครงการ จากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามมาตรา 97 (4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (2) สนพ. มีหน้าที่เป็นผู้รับเงินสนับสนุนดังกล่าว รวมทั้งเป็นผู้บริหารโครงการในการขับเคลื่อนและติดตาม การประเมินผลโครงการ และจ่ายค่าตอบแทน DR ไปยังผู้รวบรวมโหลด (Load Aggregator: LA) (3) กฟผ. มีหน้าที่ในการดำเนินการเป็นศูนย์สั่งการการดำเนินมาตรการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response Control Center: DRCC) โดยประสานงานเพื่อวางแผนสั่ง DR แต่ละมาตรการจากศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ (NCC) และส่งต่อคำสั่งไปยัง LA และ (4) กฟน. และ กฟภ. มีหน้าที่ดำเนินการเป็น LA ในเขตพื้นที่ การให้บริการของตน โดยจัดหาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการนำร่อง (DR Participants) พร้อมทั้งการจ่ายค่าตอบแทนที่ได้รับจัดสรรจาก สนพ. แก่ DR Participants

                2.2 คณะทำงานฯ ได้ประชุมหารือในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อประกาศรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการ โดย กฟน. และ กฟภ. ได้ประกาศรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ ระยะที่ 1 ช่วงเดือนสิงหาคม 2565 ถึงเดือนตุลาคม 2565 และระยะที่ 2 ช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2566 มีผู้สมัครเข้าร่วมโครงการทั้งสิ้น 142 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลดรวม 72,611.64 กิโลวัตต์ โดยมีผู้ผ่านการคัดเลือก และทำสัญญารวมทั้งสิ้น 67 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลดรวม 38,563.95 กิโลวัตต์ แบ่งเป็นโปรแกรม ช่วงบ่าย (13.30 น. ถึง 16.30 น.) ผู้เข้าร่วม 32 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลดรวม 8,385.43 กิโลวัตต์ เป็นผู้รวบรวมโหลด กฟน. 4 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลด 563.75 กิโลวัตต์ และผู้รวบรวมโหลด กฟภ. 28 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลด 7,821.68 กิโลวัตต์ และโปรแกรมช่วงหัวค่ำ (19.30 น. ถึง 22.30 น.) ผู้เข้าร่วม 35 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลดรวม 30,178.52 กิโลวัตต์ แบ่งเป็นผู้รวบรวมโหลด กฟน. 13 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลด 2,336.94 กิโลวัตต์ และผู้รวบรวมโหลด กฟภ. 22 ราย ปริมาณกำลังไฟฟ้า เสนอลด 27,841.58 กิโลวัตต์

                2.3 เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนธันวาคม 2566 มีการสั่งเรียกมาตรการ DR แล้วเสร็จเดือนละ 3 ครั้งต่อโปรแกรม ครั้งละ 3 ชั่วโมง ผลการดำเนินโครงการนำร่องฯ มีปริมาณกำลังไฟฟ้าเสนอลด ตามสัญญารวมทั้งสิ้น 38,563.95 กิโลวัตต์ ลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุดรายชั่วโมงของแต่ละเดือน 57,308 กิโลวัตต์ ความสามารถลดการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยร้อยละ 96 โดยปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ลดได้รวม 3,775,670 กิโลวัตต์ (เฉลี่ย 314,639 กิโลวัตต์ต่อเดือน) มีการจ่ายเงินอุดหนุนให้แก่ผู้เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ จำนวน 18,751,391.10 บาท เป็นในส่วนของ กฟน. จำนวน 844,530.66 บาท และ กฟภ. จำนวน 17,906,860.44 บาท

                2.4 ปัญหาอุปสรรคจากการดำเนินโครงการนำร่องฯ (1) ช่วงการรับสมัครเพื่อรวบรวม แหล่งทรัพยากร DR อาทิ ข้อจำกัดของระยะเวลาดำเนินการภายใต้การรับทุนสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้าฯ ทำให้มีระยะเวลาเพียง 1 – 2 เดือนในการประชาสัมพันธ์และรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการฯ ซึ่งส่งผลกระทบ ต่อปริมาณตามเป้าหมายที่กำหนด และโครงการนำร่องฯ มีรายละเอียดค่อนข้างมากและซับซ้อน จำเป็นต้องใช้เวลาสร้างความเข้าใจแก่ผู้ที่สนใจเข้าร่วมโครงการในระดับผู้บริหารหรือผู้มีอำนาจตัดสินใจ เป็นต้น (2) ช่วงการ สั่งเรียกมาตรการ DR อาทิ การสื่อสารระหว่าง DRCC และ LA เกิดความขัดข้องทางเทคนิคในการส่งสัญญาณ การสั่งการและเชื่อมโยงข้อมูล รวมถึงความไม่สมบูรณ์ของข้อมูลการใช้ไฟฟ้าและความขัดข้องของเครื่องวัดไฟฟ้า การดำเนินมาตรการของ DR Participants บางรายไม่สามารถปรับลดความต้องการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่มี การสั่งเรียกมาตรการ DR ได้ตามปริมาณเสนอลดตามสัญญา และการบริหารค่าตอบแทนภายใต้การรับทุนสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้าฯ ให้แก่ผู้เข้าร่วมโครงการมีความล่าช้า ส่งผลต่อความเชื่อมั่นของผู้เข้าร่วมโครงการ เป็นต้น

                2.5 ผลประโยชน์จากการดำเนินโครงการนำร่องฯ (1) ภาพรวมของประเทศ ได้เริ่มต้นการใช้งานมาตรการ DR ทดแทนผลิตภัณฑ์ในระบบไฟฟ้าอย่างเป็นรูปธรรม โดยเริ่มการพัฒนาแหล่งทรัพยากร ทดแทนกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่มีความยืดหยุ่นในการใช้งาน โดยมีข้อผูกพันทางสัญญาในระยะสั้นเพื่อรองรับ ความไม่แน่นอนของความต้องการใช้ไฟฟ้าในรูปแบบต่าง ๆ ได้มากขึ้น และช่วยลดภาระผูกพันแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า ในระยะยาว (2) กฟผ. ได้ทดสอบการสั่งเรียกมาตรการ DR ให้มีความแม่นยำ เพื่อให้สามารถทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลาได้อย่างมีประสิทธิภาพ รวมถึงได้ทดสอบระบบการสั่งการ DR ระหว่าง DRCC และ LA ซึ่งปรับปรุงแก้ไขปัญหาและอุปสรรคต่าง ๆ ให้เกิดความเชื่อมั่นในการเรียกใช้งาน DR ก่อนขยายผลต่อไป (3) กฟน. และ กฟภ. ได้เริ่มต้นการจัดหาแหล่งทรัพยากร DR ในฐานะ LA รวมถึง ได้ทดสอบระบบการสั่งการ DR ระหว่าง DRCC LA และ DR Participants ซึ่งปรับปรุงแก้ไขปัญหาและอุปสรรคต่างๆ ที่เกิดขึ้นก่อนขยายผลต่อไป นอกจากนี้ กฟน. และ กฟภ. ในฐานะ LA จะมีฐานข้อมูลศักยภาพ DR และการเชื่อมโยงกับผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการนำร่องฯ สามารถขยายผลไปยังผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่น ๆ ได้ ในอนาคต และ (4) ผู้เข้าร่วมโครงการได้ทดสอบรูปแบบและวิธีการปรับลดการใช้ไฟฟ้าตามช่วงวันและเวลา ที่มีการสั่งเรียกมาตรการ DR สามารถลดค่าไฟฟ้าและสร้างรายได้จากการดำเนินมาตรการ รวมทั้งได้เสริมสร้างภาพลักษณ์ทางธุรกิจ สนับสนุนนโยบายภาครัฐด้านการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก

                2.6 ความพร้อมและการเตรียมการสำหรับการดำเนินมาตรการ DR ระยะต่อไป (1) กฟผ. ในฐานะ DRCC พัฒนา DRCC ให้เป็นศูนย์การสั่งมาตรการ DR ของไทย มีค่าความพร้อมในการทำงาน (Availability) ร้อยละ 100 สามารถเชื่อมโยงและสั่งการไปยัง LA ได้ครบถ้วนตามมาตรฐาน OpenADR 2.0b นอกจากนี้ กฟผ. ได้บรรจุแผนงาน DRCC เป็นแผนปฏิบัติการรองรับแผนวิสาหกิจ กฟผ. ปี 2566 – 2570 พร้อมทั้งจัดเตรียมบุคลากรสำหรับรองรับการดำเนินงาน DR ในอนาคต (2) กฟน. ในฐานะ LA ขยายจำนวนการติดตั้งมิเตอร์อัจฉริยะเพื่อเพิ่มฐานผู้ใช้ไฟฟ้าที่จะเข้าร่วมโครงการ DR โดยแผนการดำเนินงานปี 2567 – 2568 และปี 2569 – 2570 ติดตั้งมิเตอร์อัจฉริยะครอบคลุมพื้นที่ 8 เขต และ 18 เขต จำนวนสะสม 0.26 ล้านชุด และ 1.02 ล้านชุด ตามลำดับ รวมทั้งจัดทำโครงการเตรียมความพร้อม กฟน. เป็น LA และปรับปรุงคุณสมบัติ (Feature) ของซอฟต์แวร์ Load Aggregator Management System (LAMS) ให้เหมาะสมกับฟังก์ชันการใช้งานของโครงการในระยะถัดไป และ (3) กฟภ. ในฐานะ LA พัฒนาเชื่อมโยงข้อมูลแบบ Application Programming Interface (API) และพัฒนาแพลตฟอร์ม LAMS ให้สามารถใช้งานได้แบบ One Stop Service รวมทั้งพัฒนาแพลตฟอร์ม LAMS ในส่วนของโปรแกรม DR ให้สามารถรองรับได้ทั้งด้านนโยบาย และสามารถนำไปใช้งานได้ ในรูปแบบมาตรฐานสากลในอนาคต

        3. สนพ. ได้เสนอแนวทางการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ของประเทศไทย ปี 2567 – 2569เพื่อให้เกิดการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ในระดับผู้ใช้ไฟฟ้า รวมถึงให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สามารถพัฒนาให้เกิดความพร้อมในการเชื่อมโยงแหล่งทรัพยากรแบบกระจายศูนย์ (Distributed Energy Resource: DER) รูปแบบอื่น ๆ เพื่อทำให้ระบบไฟฟ้ามีความยืดหยุ่นและสามารถรองรับพลังงานหมุนเวียนในสัดส่วนสูง โดยเห็นควรดำเนินการ ดังนี้

                3.1 การดำเนินการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR อย่างต่อเนื่อง มีแนวทางดังนี้ (1) การพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ต้องใช้ระยะเวลาในการรวบรวมเพื่อสะสมแหล่งทรัพยากรจากผู้ใช้ไฟฟ้าเชื่อมโยงสู่ระบบไฟฟ้าเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงควรมีการดำเนินโครงการ DR อย่างต่อเนื่อง เพื่อสร้างความเชื่อมั่นให้แก่ แหล่งทรัพยากร DR รวมถึง DRCC และ LA ให้เกิดเป็นธุรกิจเชิงพาณิชย์ในอนาคตอย่างมั่นคง ทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลา ลดการนำเข้า LNG ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศในระยะแรก ก่อนที่จะ นำ DR ไปใช้ทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าในอนาคตตามร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ต่อไป (2) การใช้แหล่งเงินอุดหนุนที่มีข้อจำกัดอาจทำให้การดำเนินการประกาศเป้าหมายและการกำกับดูแล ไม่ต่อเนื่อง รวมถึงไม่สอดคล้องและทันกับสัญญาการสั่งเรียกเพื่อลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุดรายปี จึงควรพิจารณาค่าตอบแทน DR เข้าในค่าไฟฟ้าฐานตามร่างแผน PDP และ (3) อัตราผลตอบแทน DR สำหรับการทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลาเพื่อลดการนำเข้า LNG ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศ ไม่ควรมีมูลค่า สูงกว่าค่าพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้จาก LNG เพื่อช่วยลดค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ โดยเห็นควรให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ทำหน้าที่กำหนดเป้าหมาย หลักเกณฑ์ รูปแบบการดำเนินงานด้าน DR พิจารณาอัตราผลตอบแทน รวมถึงขับเคลื่อน ติดตาม และประเมินผลการดำเนินงานให้ประสบผลสำเร็จ สอดคล้องกับเป้าหมายตามร่างแผน PDP พ.ศ. 2567 - 2580 (PDP 2024)

                3.2 การประกาศเป้าหมายและการจัดหาทรัพยากร DR รายปี มีแนวทางดังนี้ (1) การพัฒนาทรัพยากร DR รวมถึงการรวบรวม DER ในระยะยาว จำเป็นต้องติดตามประเมินผลและพิจารณากำหนดเป้าหมายรายปีที่เหมาะสมกับสถานการณ์ รวมถึงต้องกำหนดหลักเกณฑ์ที่เหมาะสมในการจัดหาทรัพยากร ที่มีประสิทธิภาพ โดยมีเป้าหมายระยะยาว 1,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2580 ตามร่างแผน PDP 2024 และ (2) เห็นควรให้คณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ที่แต่งตั้งขึ้นติดตามการดำเนินการขับเคลื่อน DR ตามแนวทางการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ของไทย ทั้งนี้ สนพ. ได้จัดทำกรอบเบื้องต้นแนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ของไทยในระยะแรก ช่วงปี 2567 – 2569 โดยมอบให้คณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ที่จะแต่งตั้งขึ้นสามารถปรับปรุงเป้าหมาย หลักเกณฑ์ รูปแบบการดำเนินงานได้ตามความเหมาะสม เพื่อให้เกิดการพัฒนาแหล่งทรัพยากร DR ของไทยไปสู่เป้าหมายที่กำหนดได้อย่างมีประสิทธิภาพ สรุปรายละเอียดได้ ดังนี้ (1) เป้าหมาย ปี 2567 – 2568 ปริมาณ 100 – 200 เมกะวัตต์ ปี 2569 ปริมาณ 350 เมกะวัตต์ (2) รูปแบบโปรแกรม ปี 2567 – 2569 ทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลา (Energy) (3) ที่มาผลตอบแทน ปี 2567 – 2569 พิจารณาค่าตอบแทนเข้าในค่าไฟฟ้าฐาน โดยกำหนดเป้าหมายในร่างแผน PDP 2024 (4) การส่งผ่านค่าตอบแทน ปี 2567 – 2569 ส่งผ่านจาก กฟผ. ในฐานะ DRCC ไปยัง กฟน. และ กฟภ. ในฐานะ LA (5) รูปแบบของ LA ปี 2567 – 2568 ระดับ 1 คือ กฟน. และ กฟภ. ปี 2569 ระดับ คือ 1 กฟน. และ กฟภ. ระดับ 2 เป็นเอกชน และ (5) การบริหารโครงการ ปี 2567 – 2569 บริหารโดยคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ที่แต่งตั้งขึ้น

มติของที่ประชุม

    1. รับทราบผลการดำเนินงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566

    2. เห็นชอบแนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย ปี 2567 – 2569 ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาแนวทางการนำค่าตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดบรรจุเข้าค่าไฟฟ้าฐาน ให้สอดคล้องกับร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2567 - 2580 (PDP 2024) หรือการใช้งบประมาณจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยี ที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย สนับสนุนสำหรับช่วงปี 2567 – 2569 เพื่อประกอบการพิจารณาแหล่งที่มาผลตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดในระยะต่อไป ตามแนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย ปี 2567 – 2569 และแจ้งผลการพิจารณาแก่ฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป

    3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อทราบผลการดำเนินงานโครงการนำร่อง การตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 ตามข้อ 1 และเพื่อพิจารณาเห็นชอบแนวทางพัฒนาแหล่งทรัพยากรการตอบสนองด้านโหลดของไทย ปี 2567 – 2569 ตามข้อ 2 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

เรื่องที่ 5 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ

สรุปสาระสำคัญ

        1. ราคาน้ำมันดิบตลาดโลกทรงตัวอยู่ในระดับสูงจากความขัดแย้งทางภูมิรัฐศาสตร์ในภูมิภาคตะวันออกกลาง ระหว่างสาธารณรัฐอิสลามอิหร่านและรัฐอิสราเอลที่มีแนวโน้มขยายวงกว้างมากขึ้น ขณะที่ ความขัดแย้งระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนยังคงตึงเครียด ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศไทยปรับตัวสูงขึ้นตามไปด้วย โดยราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2567 ที่ผ่านมา ภายหลังสิ้นสุดมาตรการลดภาษีสรรพสามิตลิตรละ 1 บาท ปรับตัวขึ้นสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาน้ำมัน เบนซิน 95 แก๊สโซฮอล 91 อี10 แก๊สโซฮอล 95 อี10 แก๊สโซฮอล 95 อี20 และแก๊สโซฮอล 95 อี85 ณ วันที่ 24 พฤษภาคม 2567 ซึ่งสูงกว่าช่วงเดียวกันของปีที่แล้ว ร้อยละ 5.7 ร้อยละ 11.4 ร้อยละ 6.9 ร้อยละ 7.4 และร้อยละ 6.2 ตามลำดับ ทั้งนี้ คาดการณ์ว่าราคาน้ำมันสำเร็จรูปตลาดโลกยังมีแนวโน้มทรงตัว ในระดับสูงต่อเนื่องตลอดปี 2567 จึงยังมีความจำเป็นในการพิจารณาดำเนินมาตรการบรรเทาผลกระทบ ด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ซึ่งเป็นประชาชนกลุ่มเปราะบางที่จำเป็นต้องได้รับการช่วยเหลือในช่วงที่ราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูง เพื่อบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมัน ลดภาระค่าครองชีพ ลดความเหลื่อมล้ำ และเพิ่มศักยภาพให้ประชาชนผู้มีรายได้น้อยมีความเป็นอยู่ที่ดีขึ้น

        2. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ

                2.1 ขอบเขตการดำเนินงาน (1) การให้วงเงินช่วยเหลือ รัฐจะสนับสนุนวงเงินแก่ผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ในการเติมน้ำมันกับสถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการ ระหว่างเดือนตุลาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567 ไม่เกิน 360 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน และ (2) เงื่อนไขการชำระเงินให้แก่สถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการ ผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐต้องชำระค่าน้ำมันโดยแสดงบัตรสวัสดิการแห่งรัฐหรือบัตรประจำตัวประชาชน พร้อมยืนยันตัวตนโดยการสแกนใบหน้าผ่านแอปพลิเคชันฝั่งผู้ขายในสถานีบริการน้ำมัน ที่เข้าร่วมโครงการ ทั้งนี้ กรณีรัฐโอนเงินสนับสนุนให้แก่สถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการไม่สำเร็จ รัฐจะดำเนินการโอนเงินให้แก่สถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการภายหลังสิ้นสุดระยะเวลาโครงการอีกไม่เกิน 2 เดือน หากพ้นกำหนดเวลาข้างต้นและการโอนเงินยังคงไม่สำเร็จ รัฐจะไม่โอนเงินให้แก่สถานีบริการน้ำมัน ที่เข้าร่วมโครงการดังกล่าว และจะถือว่าสถานีบริการน้ำมันนั้นไม่ประสงค์รับเงินภายใต้โครงการ

                2.2 วัตถุประสงค์เพื่อลดภาระค่าครองชีพและบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันให้แก่ผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ระยะเวลาดำเนินโครงการ 3 เดือน ระหว่างเดือนตุลาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567

                2.3 การกำหนดสิทธิ์ สำหรับผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ยืนยันตัวตนสำเร็จภายในวันที่ 26 กรกฎาคม 2567 ทั้งนี้ กระทรวงการคลังกำหนดให้กรณีผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐยืนยันตัวตนสำเร็จภายในวันที่ 26 ของเดือน จะสามารถเริ่มใช้สิทธิสวัสดิการได้ตั้งแต่วันที่ 1 ของเดือนถัดไป

                2.4 วงเงินงบประมาณ ส่วนลดค่าใช้จ่ายในการเติมน้ำมันไม่เกิน 360 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (ระหว่างเดือนตุลาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567) จำนวนผู้มีสิทธิ์ 13.5702 ล้านราย ดังนั้น คาดว่าจะใช้วงเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2568 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เป็นเงิน 4,886 ล้านบาท

                2.5 การขอรับงบประมาณ ตามระเบียบว่าด้วยการบริหารงบประมาณรายจ่ายงบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น พ.ศ. 2562 ข้อ 9 (3) กรณีวงเงินที่เห็นควรอนุมัติเกินกว่า 100 ล้านบาท สำนักงบประมาณจะเสนอเรื่องต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ เมื่อนายกรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ สำนักงบประมาณจะแจ้งให้หน่วยรับงบประมาณนำเรื่องเสนอขออนุมัติต่อคณะรัฐมนตรี โดยเสนอผ่านรองนายกรัฐมนตรี รัฐมนตรีเจ้าสังกัดหรือรัฐมนตรีที่กำกับดูแล หรือผู้ที่คณะรัฐมนตรีมอบหมาย ให้เป็นผู้กำกับแผนงานบูรณาการกรณีเป็นการดำเนินการภายใต้แผนงานบูรณาการ แล้วแต่กรณี เมื่อนายกรัฐมนตรี หรือคณะรัฐมนตรีทราบหรือพิจารณาให้ความเห็นชอบตามความในวรรคหนึ่งแล้ว สำนักงบประมาณจะอนุมัติ เงินจัดสรรงบประมาณรายจ่ายงบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ไปยังสำนักงาน ที่จะดำเนินการเบิกจ่าย โดยสอดคล้องกับแผนการปฏิบัติงานและแผนการใช้จ่ายงบประมาณต่อไป

                2.6 การเข้าร่วมโครงการ สถานีบริการน้ำมันตามข้อมูลกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) สามารถดำเนินการ ดังนี้ (1) แจ้งความประสงค์เข้าร่วมโครงการผ่านแบบฟอร์มหน้าเว็บไซต์ ธพ. ทั้งนี้ ธพ. จะตรวจสอบการเป็นสถานีบริการน้ำมันของผู้ได้รับใบอนุญาตเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 หรือจดทะเบียนเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 10 หรือมาตรา 11 ตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ของผู้ที่แจ้งความประสงค์เข้าร่วมโครงการผ่านแบบฟอร์มหน้าเว็บไซต์ ธพ. เพื่อคัดกรองเฉพาะผู้ประกอบการที่จำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิง (2) กรณีสถานีบริการยังไม่มีแอพพลิเคชันถุงเงิน จะต้องดำเนินการติดต่อลงทะเบียนกับธนาคารกรุงไทย เพื่อรับชำระเงินผ่านแอปพลิเคชันถุงเงิน และ (3) เมื่อผ่านการตรวจสอบแล้วจะปรากฏแบนเนอร์เพื่อให้สถานีบริการกดยืนยันสิทธิ์ และยอมรับเงื่อนไขเพื่อรับชำระเงินจากผู้ใช้สิทธิ์ (ผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ) ทั้งนี้ ธพ. จะจัดทำประกาศกำหนดเงื่อนไขสถานีบริการต้องปฏิบัติตาม หากตรวจสอบพบว่าสถานีบริการที่เข้าร่วมโครงการ ไม่ดำเนินการตามเงื่อนไขที่กำหนด จะถูกเพิกถอนสิทธิ์เข้าร่วมโครงการ

                2.7 การประชาสัมพันธ์ (1) กลุ่มผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ชื่อย่อของโครงการคือ “พลังงานเติมสุข” มีโลโก้เป็นผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และมีข้อความ สิทธิพลังงานเติมสุข สิทธิรัฐช่วยจ่าย ไม่เกิน 360 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เมื่อเติมน้ำมันผ่านสถานีบริการที่เข้าร่วมระหว่างเดือนตุลาคม 2567 ถึงเดือนธันวาคม 2567 ไม่เกิน 360 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยประชาสัมพันธ์ร่วมกับกระทรวงการคลังผ่านช่องทางต่าง ๆ เช่น หน้าเว็บไซต์หน่วยงาน facebook ธพ. กระทรวงพลังงาน สำนักงานพลังงานจังหวัด และหน่วยงานอื่น ๆ (2) กลุ่มสถานีบริการน้ำมัน ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเพื่อพิจารณาเข้าร่วมโครงการ โดยแจ้งความประสงค์ผ่านแบบฟอร์มบนหน้าเว็บไซต์ ธพ. และขอความร่วมมือสำนักงานพลังงานจังหวัดทั่วประเทศประชาสัมพันธ์ การแจ้งความประสงค์เข้าร่วมโครงการ และ (3) ภาพรวมการประชาสัมพันธ์ ศูนย์ลูกค้าสัมพันธ์บัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โทรศัพท์ 0 2109 2345 ระหว่างวันจันทร์ ถึงวันศุกร์ เวลา 08.30 น. - 17.30 น. เว้นวันหยุดราชการ เพื่อให้คำแนะนำและตอบข้อซักถามเกี่ยวกับโครงการสำหรับผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ สำหรับสถาบันการเงิน มีหน่วยงานหรือเจ้าหน้าที่ให้คำแนะนำ และดูแลการใช้งานแอปพลิเคชันฝั่งผู้ขาย (สถานีบริการ)

                2.8 การเบิกจ่ายงบประมาณ กระทรวงพลังงาน โดย ธพ. ขอรับจัดสรรงบประมาณ และสำนักงบประมาณดำเนินการจัดสรรเงิน ซึ่งกระทรวงพลังงาน โดย ธพ. โอนเงินงบประมาณเบิกจ่ายแทนกัน ให้กรมบัญชีกลางเบิกแทน (ดำเนินการเหมือนการค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 80 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) ทั้งนี้ คาดว่า จะสามารถเริ่มดำเนินโครงการได้ในวันที่ 1 ตุลาคม 2567

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบหลักการมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันสำหรับผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2567 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ทั้งนี้ หากมีความจำเป็นต้องปรับเปลี่ยนระยะเวลาเริ่มดำเนินการที่ไม่ส่งผลกระทบในส่วนที่เป็นสาระสำคัญ ให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการได้ โดยไม่ต้องนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอีกครั้ง

    2. มอบหมายให้ ธพ. หารือกระทรวงการคลัง สำนักงบประมาณ และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เสนอขออนุมัติหลักการต่อคณะรัฐมนตรีต่อไป

เรื่องที่ 6 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์)

สรุปสาระสำคัญ

        1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิต และผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว ซึ่งตั้งแต่ปี 2550 จนถึงปัจจุบันกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 73 ฉบับ (73 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards : HEPS) นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards : MEPS) นำมาจัดทำเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ประกาศบังคับใช้ต่อไป

        2. ปัจจุบันคณะรัฐมนตรีเห็นชอบและได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 38 ฉบับ (38 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งการออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง หรือออกกฎกระทรวงกำหนดวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะเป็นมาตรฐานอ้างอิงสำหรับผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ของตนเอง ซึ่งหากเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานเป็นไปตามกฎกระทรวงดังกล่าวจะมีสิทธิได้รับการส่งเสริมโดยใช้มาตรการการติดฉลาก กฎกระทรวงดังกล่าวจะนำมาใช้เป็นเกณฑ์มาตรฐานในการดำเนินการติดฉลากประหยัดพลังงานประสิทธิภาพสูง ซึ่งดำเนินการโดย พพ. ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ และฉลากประหยัดไฟฟ้า เบอร์ 5 ซึ่งดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ติดฉลากแล้ว 22 ผลิตภัณฑ์ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2554 พพ. ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจ เรื่อง ความร่วมมือด้านการกำหนดมาตรฐาน กับ สมอ. โดยมีกรอบความมือให้ พพ. กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำตามแผนและกระบวนการที่ พพ. และ สมอ. ดำเนินการร่วมกัน และ พพ. จะศึกษาค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำให้ สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. และลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 30 ฉบับ ในจำนวนนี้ เป็นมาตรฐานบังคับ 5 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 25 ฉบับ ซึ่งการดำเนินการดังกล่าวส่งผลให้มีการใช้เครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูงมากขึ้น และเป็นการกีดกันการใช้เครื่องจักรวัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานต่ำ ทำให้มีศักยภาพการประหยัดพลังงานของประเทศมากขึ้น

        3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 พพ. ได้เสนอร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดย กบง. ได้มีมติรับทราบร่างกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว และมอบหมายให้ พพ. จัดส่ง ร่างกฎกระทรวงฯ เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงาน (คณะกรรมการฯ) พิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป โดยเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2566 คณะกรรมการฯ ได้พิจารณาร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) ตามที่ พพ. เสนอ และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบ ร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี เครื่องเชื่อมไฟฟ้า คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็น เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้น เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วม และเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้ม และให้ดำเนินการเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป (2) เห็นชอบ ร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ เครื่องปรับอากาศ เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว และกระจก โดยให้ พพ. รับความเห็นและข้อสังเกตของคณะกรรมการฯ ไปดำเนินการปรับปรุงแก้ไขร่างกฎกระทรวงฯ ก่อนที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป และ (3) เห็นชอบให้ พพ. ถอนร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ ฉนวนกันความร้อนอุณหภูมิต่ำ รถจักรยานยนต์ไฟฟ้า ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบกึ่งตั้ง ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบตั้ง เครื่องแช่เย็นและเครื่องแช่แข็งอย่างรวดเร็ว ยางนอกรถจักรยานยนต์ และเครื่องเป่าผม ออกจากวาระการประชุม

        4. การจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ดำเนินการโดยการสำรวจข้อมูลในด้านต่าง ๆ เช่น จำนวน รุ่น ปริมาณการใช้พลังงาน เพื่อกำหนดกลุ่มและจำนวนตัวอย่างที่ต้องสุ่มทดสอบ รวมถึงแนวทางการหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน วิธีมาตรฐานการทดสอบ และอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง แล้วจึงทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ประมวลผลการทดสอบตามหลักสถิติ โดยกำหนดให้ผลิตภัณฑ์ที่ผ่านเกณฑ์ HEPS ประมาณร้อยละ 20 และกำหนดให้ไม่ผ่านเกณฑ์ MEPS ประมาณร้อยละ 3 ทั้งนี้ แต่ละผลิตภัณฑ์มีการปรับให้เหมาะสมโดยคำนึงถึงปัจจัยอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น จำนวนยี่ห้อที่ผ่านเกณฑ์ เป็นต้น ซึ่งการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ความชำนาญตามสาขาต่าง ๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการพิจารณาจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ รวมทั้งการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในแต่ละผลิตภัณฑ์ โดยมีขั้นตอนการพิจารณาดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน (4) กบง. (5) กพช. (6) คณะรัฐมนตรี (7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนาม และ (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป

        5. ร่างกฎกระทรวงฯ แต่ละผลิตภัณฑ์ ประกอบด้วย หลักการและเหตุผล นิยาม ค่าประสิทธิภาพพลังงาน และมาตรฐานการทดสอบ ห้องทดสอบ โดยมีรายละเอียดการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงของร่างกฎกระทรวงฯ 3 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ เครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง เครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีประสิทธิภาพสูง และ กระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ดังนี้

                5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามชนิดและขนาดของเครื่องปรับอากาศที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) เครื่องปรับอากาศ ชนิดความสามารถทำความเย็นคงที่ ขนาดไม่เกิน 8,000 วัตต์ และขนาดมากกว่า 8,000 วัตต์ แต่ไม่เกิน 12,000 วัตต์ ค่าอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานตามฤดูกาล (Seasonal Energy Efficiency Ratio: SEER) 13.17 – 14.38 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ 12.54 – 13.48 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ ตามลำดับ ค่าตัวประกอบสมรรถนะทำความเย็นตามฤดูกาล (Cooling Seasonal Performance Factor: CSPF) 3.86 – 4.22 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง และ 3.68 – 3.95 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ และ (2) เครื่องปรับอากาศชนิดความสามารถทำความเย็นปรับเปลี่ยนได้ ขนาดไม่เกิน 8,000 วัตต์ และขนาดมากกว่า 8,000 วัตต์ แต่ไม่เกิน 12,000 วัตต์ ค่า SEER 17.06 – 25.59 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ 16.03 – 21.63 บีทียูต่อชั่วโมงต่อวัตต์ ตามลำดับ และค่า CSPF 5.00 – 7.50 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง และ 4.70 – 6.34 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ

                5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามกำลังด้านออกที่กำหนด และความดันอากาศอัดที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว ระบายความร้อนด้วยอากาศ กำหนดค่ากำลังจำเพาะของขนาดกำลังด้านออก 2.2 กิโลวัตต์ สำหรับความดันอากาศอัดในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 7.5 - 6.9 ถึง 9.7 - 8.2 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ จนถึงขนาดกำลังด้านออก 315 กิโลวัตต์ ในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 5.4 - 4.8 ถึง 7.6 - 6.0 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ และ (2) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว ระบายความร้อนด้วยน้ำ กำหนดค่ากำลังจำเพาะของขนาดกำลังด้านออก 7.5 กิโลวัตต์ สำหรับความดันอากาศอัดในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 6.2 - 5.3 ถึง 8.1 - 7.1 กิโลวัตต์ ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ จนถึงขนาดกำลังด้านออก 630 กิโลวัตต์ ในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 5.3 - 4.5 ถึง 7.2 - 6.3 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ ทั้งนี้ ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ของเครื่องอัดอากาศแบบเกลียวทั้งสองรูปแบบนอกเหนือจากขนาดกำลังด้านออกที่กำหนด ให้คำนวณหา ค่ากำลังจำเพาะจากสมการที่กำหนด

                5.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามค่าสัมประสิทธิ์การส่งผ่านความร้อนจากรังสีอาทิตย์ (Solar Heat Gain Coefficient: SHGC) ค่าการส่องผ่านของแสงธรรมชาติต่อค่าสัมประสิทธิ์การส่งผ่านความร้อนจากรังสีอาทิตย์ (Light to Solar Gain: LSG) และค่าสัมประสิทธิ์การถ่ายเทความร้อนรวม (U-Value) ที่จำเพาะแตกต่างไปตามกลุ่มและประเภทของกระจก ได้แก่ (1) กลุ่มกระจกพื้นฐาน ประเภทกระจกแผ่น กระจกโฟลตใส กระจกโฟลตสีตัดแสง และกระจกสีเขียว กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.53 – 0.47 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ (2) กลุ่มกระจกแปรรูป แผ่นเดี่ยว กลุ่มที่ 1 ประเภท กระจกเทมเปอร์ และกระจกอบแข็งด้วยความร้อน กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.53 – 0.47 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ (3) กลุ่มกระจกแปรรูปแผ่นเดี่ยว กลุ่มที่ 2 ประเภทกระจกเปล่งรังสีความร้อนต่ำ กระจกสะท้อนแสง และกระจกนิรภัยหลายชั้น กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.50 - 0.46 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ และ (4) กลุ่มกระจกฉนวนความร้อน ประเภทกระจกฉนวน ความร้อน กำหนดค่า SHGC ค่า LSG และค่า U-Value ที่ 0.40 - 0.33 1.20 – 1.60 และ 2.25 – 1.97 ตามลำดับ

มติของที่ประชุม

    1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ (1) เครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง (2) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีประสิทธิภาพสูง และ (3) กระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน

    2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป

เรื่องที่ 7 ประมาณการกระแสเงินสดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง

สรุปสาระสำคัญ

        1. เมื่อวันที่ 11 มิถุนายน 2567 สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ได้นำเสนอ ประมาณการกระแสเงินสดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) รายละเอียด ดังนี้ กลุ่มก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) กำหนดสมมติฐานปริมาณการใช้ และอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลุ่ม LPG ตามสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 13 พฤษภาคม 2567 โดยเป็นอัตราที่คำนวณจากราคา LPG Cargo เฉลี่ย 576.10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ซึ่งใกล้เคียงกับราคา LPG Cargo เฉลี่ย 1 ปี ระหว่างเดือนกรกฎาคม 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2567 ที่ 575.83 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน กลุ่มน้ำมันกำหนดสมมติฐานปริมาณการใช้ตามข้อมูลของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ณ เดือนพฤษภาคม 2567 โดยอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มเบนซินคงที่เท่ากับ ณ วันที่ 31 พฤษภาคม 2567 ส่วนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มดีเซล กำหนดให้ เดือนมิถุนายน 2567 (ตั้งแต่วันที่ 16 มิถุนายน 2567) อัตราเงินชดเชย 0.50 บาทต่อลิตร ระหว่างเดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนกันยายน 2567 กำหนดสมมติฐานเป็น 2 กรณี ได้แก่ กรณีที่ 1 ราคาน้ำมันตลาดโลกปรับขึ้น 5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล อัตราเงินชดเชย 1.38 บาทต่อลิตร กรณีที่ 2 ราคาน้ำมันตลาดโลก ปรับขึ้น 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล อัตราเงินชดเชย 2.56 บาทต่อลิตร และตั้งแต่เดือนตุลาคม 2567 เป็นต้นไป อัตราเงินส่งเข้ากองทุน 0.25 บาทต่อลิตร เนื่องจากกองทุนน้ำมันฯ ต้องเริ่มชำระคืนหนี้เงินกู้ในเดือนพฤศจิกายน 2567 สำหรับกรณีที่ 3 เป็นการปรับปรุงประมาณการกระแสเงินสดให้สอดคล้องกับอัตรา กองทุนปัจจุบัน โดยกำหนดให้เดือนมิถุนายน 2567 (ตั้งแต่วันที่ 26 มิถุนายน 2567) อัตราชดเชย 2.02 บาทต่อลิตร ระหว่างเดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนกันยายน 2567 อัตราชดเชย 2.00 บาทต่อลิตร และตั้งแต่เดือนตุลาคม 2567 เป็นต้นไป อัตราเงินส่งเข้ากองทุน 0.25 บาทต่อลิตร

        2. สรุปผลประมาณการกระแสเงินของกองทุนน้ำมันฯ ได้ ดังนี้ กรณีที่ 1 กระแสเงินสดปลายงวด จะติดลบตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนพฤศจิกายน 2567 จึงอาจต้องพิจารณาลดอัตราชดเชยลง เพื่อให้สามารถชำระคืนหนี้เงินกู้ได้ตามที่กำหนดในเดือนกันยายน 2571 กรณีที่ 2 กระแสเงินสดปลายงวด จะติดลบเป็นระยะเวลายาวนาน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2568 และมีจำนวนสูงถึง 11,036 ล้านบาท ทำให้เสี่ยงต่อการผิดนัดชำระหนี้ทั้งเงินกู้และหนี้เงินชดเชยให้แก่ผู้ค้าน้ำมัน และกรณีที่ 3 เงินสดปลายงวดจะติดลบเป็นระยะเวลายาวนานเช่นกัน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2567 ถึงเดือนมกราคม 2568 และมีจำนวนเงินสูงถึง 8,956 ล้านบาท ซึ่งแม้ว่าจะติดลบน้อยกว่ากรณีที่ 2 แต่ยังคงมีความเสี่ยงต่อการผิดนัดชำระหนี้ทั้งเงินกู้และหนี้เงินชดเชยให้แก่ผู้ค้าน้ำมัน ดังนั้น หากสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้น จนส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ต้องชดเชยในระดับ 2.00 บาทต่อลิตร ไปถึงสิ้นเดือนกันยายน 2567 จะส่งผล ต่อความสามารถในการชำระหนี้เดิม และเป็นอุปสรรคในการกู้ยืมเงินเพิ่มเติม ส่งผลให้การจัดหาเงินกู้เพิ่มเติม ทำได้ยากยิ่งขึ้น

มติของที่ประชุม

    รับทราบประมาณการกระแสเงินสดของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง