![Super User](http://www.gravatar.com/avatar/8f29cc35bfcee5e137109c704783b4c7?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fepposite%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
Super User
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา ซื้อวัสดุคอมพิวเตอร์ จำนวน 3 รายการ โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างเหมาดูแลและบำรุงรักษาระบบสนับสนุนห้อง Data Center ของ สนพ. ประจำปีงบประมาณ ๒๕๖๖ โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา ซื้อกล่องสำหรับจัดเก็บเอกสาร จำนวน 100 กล่อง โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
สถานการณ์พลังงานไทยปี 2564 และแนวโน้มปี 2565 โดยศูนย์เทคโนโลยีสารสนเทศและการสื่อสาร
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 6-12 กุมภาพันธ์ 2566
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา ซื้อวัสดุคอมพิวเตอร์ จำนวน 3 รายการ โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
กพช. ครั้งที่ 163 วันศุกร์ที่ 25 พฤศจิกายน 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 8/2565 (ครั้งที่ 163)
วันศุกร์ที่ 25 พฤศจิกายน 2565
1. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลมีนโยบายในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด ต่อประเทศ โดยมีการจัดสรรให้เป็นวัตถุดิบสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นเชื้อเพลิงให้กับประเทศ และผลิตวัตถุดิบตั้งต้น (Feedstock) ให้กับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และอีกส่วนหนึ่งใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง แต่เนื่องจากปริมาณความต้องการใช้ ที่เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ เช่น นำเข้าจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และนำเข้าในรูปแบบก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เป็นต้น รวมทั้งรัฐบาลมีนโยบายให้อัตราค่าไฟฟ้า เท่ากันทั่วประเทศ ดังนั้น จึงต้องกำหนดต้นทุนก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศเป็นราคาเดียวกันทั้งราคาในประเทศและราคานำเข้า (Pool Gas)
2. ปัจจุบันสถานการณ์ความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศได้ส่งผลให้ราคาพลังงานโลก มีความผันผวนและมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG มีการปรับเพิ่มขึ้นจากต้นปี 2564 ที่ราคาเฉลี่ยประมาณ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู มาอยู่ที่ราคาเฉลี่ยประมาณ 30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทยมีกำลังการผลิตที่ลดลงจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูงเข้ามาทดแทนเป็นจำนวนมาก ทำให้ส่งผลกระทบต่อต้นทุนเชื้อเพลิงสำหรับ ผลิตไฟฟ้าของประเทศ และจากการที่ยุโรปปฏิบัติตามมาตรการคว่ำบาตร (Sanction) โดยลดการใช้ ก๊าซธรรมชาติจากประเทศรัสเซีย ซึ่งคิดเป็นร้อยละ 40 ของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในยุโรป จึงทำให้ยุโรปต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงอื่นๆ ทดแทน ส่งผลให้แนวโน้มราคาในช่วงปี 2566 - 2567 อยู่ที่ประมาณ 25 – 33 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู
3. กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน โดยมุ่งเน้นในส่วนของการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
3.1 การบริหารก๊าซธรรมชาติเพื่อการผลิตไฟฟ้า ในการคำนวณต้นทุนค่าไฟฟ้าที่ผ่านมา มีการนำราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ที่ผ่านโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ไปรวมกับก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งอื่นๆ ที่ถูกส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อนำไปคิดเป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติ (Pool Gas) แต่เนื่องจากก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเป็นทรัพยากรของประเทศ ดังนั้น การจัดลำดับความสำคัญ ของการใช้ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย เห็นควรให้ใช้เพื่อการผลิตไฟฟ้าสำหรับประชาชนทั้งประเทศเป็นลำดับแรก เพื่อบรรเทาภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนจากต้นทุนเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติที่ใช้ผลิตไฟฟ้าที่มีราคาสูงจากวิกฤตราคาพลังงาน โดยเฉพาะประชาชนกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปคำนวณค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน รวมทั้งให้ศึกษาการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าในลักษณะอัตราก้าวหน้า (Progressive Rate) ที่เหมาะสม เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงานสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัย ที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือน ซึ่งเป็นกลุ่มที่ใช้ไฟฟ้าสูง และคิดเป็นเพียงร้อยละ 9 ของจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ
3.2 การจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จากการคำนวณส่วนต่างเบื้องต้นของมูลค่า C2+ ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 พบว่าจะเกิดส่วนต่างมูลค่าหลังหักค่าใช้จ่ายและผลตอบแทนจากการประกอบกิจการโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในระดับที่เหมาะสมในปี 2564 อยู่ที่ประมาณ 20,000 ล้านบาท จึงเห็นควรขอความร่วมมือจากบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในฐานะเป็นผู้ประกอบธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติและใช้ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) ในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อสนับสนุนการลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้ ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุน การให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน และส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง สำหรับในระยะถัดไป จำเป็นต้องมีการศึกษาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพื่อกำหนดแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย โดยให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติเสมือนเป็นโครงสร้างพื้นฐาน ก๊าซธรรมชาติกำหนดผลตอบแทนการลงทุนจากการประกอบกิจการอยู่ในระดับที่เหมาะสม เพื่อทำให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับผลิตไฟฟ้าและก๊าซหุงต้มที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงลดลง ทั้งนี้ ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ซึ่งมีปริมาณส่วนผสมของสารตั้งต้นปิโตรเคมียังได้รับการจัดสรรเข้าโรงแยกก๊าซธรรมชาติก่อน
3.3 การบริหารราคาก๊าซธรรมชาติในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ปัจจุบันการใช้สูตรปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) จะคำนวณจากการพยากรณ์ความต้องการพลังงานไฟฟ้าและราคาเชื้อเพลิงที่ใช้เป็นค่าเฉลี่ยล่วงหน้า 4 เดือน และเรียกเก็บเป็นค่าคงที่ตลอด 4 เดือน ส่วนต่างระหว่างต้นทุนที่ใช้ผลิตไฟฟ้าจริงและค่า Ft ที่เรียกเก็บ จะถูกนำไปคิดเพิ่มหรือลดในค่า Ft รอบถัดไป จากการผันผวนของราคาพลังงานและการประกาศเรียกเก็บค่า Ft ที่ไม่เป็นไปตามประกาศ เรื่อง “กระบวนการ ขั้นตอนการใช้สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ” ของ กกพ. ส่งผลให้ กฟผ. ในฐานะเป็นผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว (Single buyer) ไม่สามารถจัดเก็บค่าไฟฟ้าได้ตามต้นทุนการจัดหาไฟฟ้าจริง และประสบปัญหาขาดสภาพคล่องเพิ่มขึ้นถึง 122,257 ล้านบาท ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้ประกาศเรียกเก็บราคา Pool Gas ซึ่งเป็นไปตามหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price: EPP) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 ซึ่งรวมถึงค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติตามโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 โดยก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย จากการพยากรณ์ต้นทุนการจัดหาก๊าซธรรมชาติแต่ละแหล่งล่วงหน้า 4 เดือน และเรียกเก็บเป็นค่าคงที่ตลอด 4 เดือนนั้น ส่วนต่างระหว่างต้นทุนที่จัดหาก๊าซธรรมชาติจริงและราคา Pool Gas ที่เรียกเก็บ ให้นำไปคิดเพิ่มหรือลดในราคา Pool Gas รอบถัดไป โดยให้ ปตท. ร่วมกับ กฟผ. บริหารจัดการผลกระทบของราคาก๊าซธรรมชาติ ต่อค่าไฟฟ้า โดยให้ ปตท. คิดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในระดับราคาเดียวกับที่ใช้การประมาณการค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้า โดยอัตโนมัติ (Ft) ตั้งแต่เดือนที่ กพช. มีมติเป็นต้นไป และให้นำส่วนต่างของราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงกับราคาก๊าซธรรมชาติที่เรียกเก็บดังกล่าว ไปทยอยเรียกเก็บคืนในการคำนวณค่า Ft รอบถัดไปภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. รวมทั้ง ให้ ปตท. และ กฟผ. พิจารณาทบทวนเงื่อนไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และดำเนินการ ที่เกี่ยวข้องตามแนวทางดังกล่าวให้สอดคล้องกับกฎหมาย ต่อไป
3.4 มาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) เพื่อเป็นการลดภาระจากผลกระทบที่เกิดขึ้น และช่วยลดปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติและไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศ ซึ่งมีผลให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดลงได้อีกทางหนึ่ง จึงเห็นควรให้มีการดำเนินมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น โดยเฉพาะภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ ซึ่งมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) เป็นการส่งเสริมให้เกิดการเปลี่ยนแปลงพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟ จากรูปแบบการใช้ปกติ และมีการดำเนินการในหลายประเทศทั่วโลก ทั้งนี้ เพื่อตอบสนองต่อราคาค่าไฟฟ้าในช่วงเวลาต่างๆ เพื่อเพิ่มศักยภาพในการลดความต้องการไฟฟ้า อันเป็นประโยชน์ต่อการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า และเสริมความมั่นคงทั้งในระยะสั้นและระยะยาว โดยที่ผ่านมา กกพ. ได้ดำเนินมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ในมาตรการอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟฟ้าได้ (Interruptible Rate) และในช่วงวิกฤติขาดแคลนพลังงานจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ รวม 6 ครั้ง โดยสามารถสรุปรายละเอียด ดังนี้ ครั้งที่ 1 (2556) เพื่อรองรับแหล่งก๊าซยาดานาเนื่องจากสหภาพเมียนมาหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติ กลุ่มเป้าหมายเป็นกลุ่มผู้บริโภคครัวเรือน และกลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้า ครั้งที่ 2 (1/2557) เพื่อลดความเสี่ยงการขาดไฟฟ้าช่วงที่มีการหยุดซ่อมระบบส่งก๊าซเยตากุน และเพื่อทดสอบการประมวลผลของการอ่านมิเตอร์อัตโนมัติ กลุ่มเป้าหมายเป็นผู้ใช้ไฟฟ้า 10 ราย รวม 350 มิเตอร์ ครั้งที่ 3 (2/2557) เพื่อทดลองใช้มาตรการ DR และเตรียมความพร้อมหน่วยงานต่าง ๆ เมื่อเกิดเหตุการณ์จำเป็นในอนาคต กลุ่มเป้าหมายเป็นกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าภาคอุตสาหกรรม 430 ราย ที่ติดตั้งมิเตอร์ระบบการอ่านหน่วยอัตโนมัติ ครั้งที่ 4 (1/2558) เพื่อรองรับกรณียาดานา และซอติก้าปิดซ่อมบำรุงในเดือนเมษายน 2558 กลุ่มเป้าหมายเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3, 4, 5 ครั้งที่ 5 (2/2558) เพื่อรองรับการหยุดซ่อมแหล่งก๊าซ JDA-A18 ในการติดตั้งทางเชื่อมระหว่างแท่นผลิต กลุ่มเป้าหมายเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3, 4, 5 ของ กฟผ. หรือ กฟภ. ในพื้นที่ 14 จังหวัดภาคใต้ ครั้งที่ 6 (1/2560) เพื่อรองรับการปิดซ่อมแหล่งก๊าซยาดานา กลุ่มเป้าหมายเป็น ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 4 ทั้งนี้ ในการดำเนินมาตรการ Demand Response ในช่วงวิกฤติราคาพลังงานดังกล่าว กำหนดให้ผลตอบแทนจากการดำเนินมาตรการ Demand Response เพื่อใช้ในการบริหารราคาก๊าซธรรมชาติในช่วงวิกฤติราคาพลังงานเป็นส่วนหนึ่งของค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft)
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2565 ได้มีการพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ได้มีความเห็นเพิ่มเติมในประเด็นมาตรการ Demand Response ควรเป็นมาตรการที่สามารถดำเนินการได้ในระยะยาว และประเด็นการสนับสนุน ของ ปตท. เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซฯ เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน ควรให้ กฟผ. หารือ กฟน. กฟภ. ถึงแนวทางการปฏิบัติ ให้สามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม และมีมติเห็นชอบดังนี้ 1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) ได้แก่ การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อการผลิตไฟฟ้า การขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซฯ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) และเห็นชอบให้ ปตท. ร่วมกับ กฟผ. บริหารจัดการผลกระทบของราคาก๊าซธรรมชาติต่อค่าไฟฟ้า 2) เห็นชอบการดำเนินการตามมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น โดยเฉพาะภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ และ 3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
5. กกพ. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2565 ได้เสนอความเห็นต่อกรณีศึกษาการปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft กรณีคำนวณค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยด้วยราคาก๊าซอ่าวไทย และส่วนผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่นให้ใช้ราคาเฉลี่ยนถ่วงน้ำหนักของก๊าซอ่าวไทยส่วนที่เหลือ ก๊าซจากเมียนมา และก๊าซธรรมชาติเหลวตามแนวนโยบายการจัดสรรลำดับความสำคัญของก๊าซอ่าวไทยให้กับการผลิตไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย พิจารณาแล้วเห็นว่า แนวนโยบายการจัดสรรลำดับความสำคัญของก๊าซอ่าวไทยให้กับการผลิตไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยเพื่อช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนดังกล่าวนั้น เป็นประโยชน์ ต่อประชาชนและสอดคล้องกับเจตนารมณ์ตามรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2560 มาตรา 43(2) และมาตรา 57 (2) ก็สามารถดำเนินการได้ โดยควรพิจารณามาตรการรองรับผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นกับผู้ใช้ ก๊าซธรรมชาติในแต่ละภาคส่วนไปพร้อมกันด้วย
6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า เพื่อบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าของประชาชนจากการปรับตัว ที่เพิ่มขึ้นของราคาก๊าซธรรมชาติของตลาดโลก จึงเห็นควรให้มีการบริหารจัดการต้นทุนเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าให้ไม่ส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน การจัดสรรรายได้บางส่วนจากการดำเนินธุรกิจ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ซึ่งใช้ทรัพยากรธรรมชาติของประเทศ มาเป็นส่วนลดต้นทุนเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า รวมทั้งการดำเนินมาตรการที่ช่วยลดความต้องการใช้ไฟฟ้าในภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดปริมาณการใช้ ก๊าซธรรมชาติลง ทั้งนี้ ทุกหน่วยงานที่มีหน้าที่เกี่ยวข้องกับการบริหารจัดการ การให้บริการ รวมถึงการกำกับดูแลกิจการด้านพลังงาน ควรบูรณาการการทำงานร่วมกันเพื่อช่วยบรรเทาภาระของประชาชนในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและความสุขของประชาชนเป็นอันดับแรก
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) ดังนี้
1.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อการผลิตไฟฟ้า ดังนี้
1) จัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยเป็นลำดับแรก ในปริมาณที่ไม่เพิ่มภาระอัตราค่าไฟฟ้าจากปัจจุบัน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตรา ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ตั้งแต่ใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566
2) มอบหมายให้ กกพ. เร่งศึกษาการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัย ที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน และสรุปผลนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
1.2 ขอความร่วมมือจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ให้พิจารณาจัดสรรรายได้ จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) มาช่วยสนับสนุนในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้
ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือน โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป
ส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทยให้เหมาะสมต่อไป และรายงานผลการศึกษาต่อ กบง. ทราบต่อไป
1.3 เห็นชอบให้ ปตท. ร่วมกับ กฟผ. บริหารจัดการผลกระทบของราคาก๊าซธรรมชาติต่อค่าไฟฟ้า โดยให้ ปตท. คิดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในระดับราคาเดียวกับที่ใช้การประมาณการค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ตั้งแต่เดือนที่ กพช. มีมติ เป็นต้นไป และให้นำส่วนต่างของราคาก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงกับราคาก๊าซธรรมชาติที่เรียกเก็บดังกล่าว ไปทยอยเรียกเก็บคืนในการคำนวณค่า Ft รอบถัดไปภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. รวมทั้ง ให้ ปตท. และ กฟผ. พิจารณาทบทวนเงื่อนไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และดำเนินการที่เกี่ยวข้องตามแนวทางดังกล่าวให้สอดคล้อง กับกฎหมายต่อไป
2. เห็นชอบการดำเนินการตามมาตรการการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response) ในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น โดยเฉพาะภาคอุตสาหกรรมเพื่อลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดให้ผลตอบแทน จากการดำเนินมาตรการ Demand Response เป็นส่วนหนึ่งของค่า Ft และมอบหมายให้ กกพ. เร่งดำเนินการ ตามอำนาจหน้าที่เพื่อให้สามารถลดต้นทุนค่าไฟฟ้าในภาพรวมต่อไป
3. มอบหมายให้ กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงานต่อไป
กพช. ครั้งที่ 162 วันจันทร์ที่ 7 พฤศจิกายน 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 7/2565 (ครั้งที่ 162)
วันจันทร์ที่ 7 พฤศจิกายน 2565
3. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
6. แนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี รักษาราชการแทนนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 34/2 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดทำรายงานการเงิน ส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอกซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ แต่งตั้งโดย ความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุน ภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ และให้ สตง. หรือผู้สอบบัญชีจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีและการเงินของกองทุนเสนอต่อคณะกรรมการกองทุนฯ ภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ และให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบ และจัดให้มีการประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2565 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (คณะกรรมการกองทุนฯ) ได้มีมติรับทราบรายงานผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564
2. ปีงบประมาณ 2564 สตง. ได้ตรวจสอบงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 ตามที่สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) จัดส่ง โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) งบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ปี 2564 กองทุนฯ มีหนี้สินและสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน 29,261.49 ล้านบาท (2) งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงินปี 2564 กองทุนฯ มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 2,335.76 ล้านบาท และ(3) งบแสดงการเปลี่ยนแปลงสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน กองทุนฯ มียอดเงินคงเหลือ 29,058.54 ล้านบาท โดย สตง. ได้มีความเห็นในรายงานผลการสอบบัญชีว่า รายงานการเงินดังกล่าวแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 และผลการดำเนินงานสำหรับปีสิ้นสุดวันเดียวกัน ถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญ ตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด ยกเว้นผลกระทบ ซึ่งอาจจะเกิดขึ้นของเรื่องที่กล่าวไว้ในวรรคเกณฑ์ในการแสดงความเห็นอย่างมีเงื่อนไข ของรายงานการเงินบัญชีปี 2561 ปี 2562 และปี 2563 โดย สตง. มีความเห็นอย่างมีเงื่อนไขว่าบัญชีปี 2563 ค่าใช้จ่าย แผนงาน – โครงการในส่วนของผู้เบิกเงินและผู้ได้รับการสนับสนุนจากกองทุน ไม่มีเอกสารหลักฐานแสดง ให้เห็นถึงค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นของแต่ละโครงการให้ตรวจสอบ ซึ่งในระหว่างปี 2564 กองทุนได้ตรวจสอบติดตามรายงานสรุปผลการใช้จ่ายเงินและให้ส่งคืนเงินเหลือจ่ายแต่ละโครงการ ในบัญชีปี 2563 แล้ว พบว่ามีข้อผิดพลาดจากการบันทึกบัญชีปีก่อน ซึ่งมีผลกระทบต่อบัญชีรายได้สูง/(ต่ำ) กว่าค่าใช้จ่ายสะสมของปีบัญชีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 ตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐ ฉบับที่ 3 ข้อผิดพลาดดังกล่าวต้องนำไปปรับปรุงแก้ไขรายงานการเงินในบัญชีปี 2563 แต่กองทุนนำมาปรับปรุงบัญชีปี 2564 ทำให้รายงานการเงินของบัญชีปี 2563 ซึ่งนำมาเปรียบเทียบกับรายงานการเงินบัญชีปี 2564 แสดงข้อมูลไม่ถูกต้อง และหากในบัญชีปี 2565 กองทุนฯ มีเอกสารตรวจสอบครบถ้วนในประเด็นที่ สตง. มีเงื่อนไขและมีการปรับปรุงบัญชีถูกต้องครบถ้วน สตง. ก็จะไม่มีเงื่อนไขในส่วนนี้ในรายงานการเงินบัญชีปี 2565 ทั้งนี้ เมื่อ กพช. มีมติรับทราบแล้ว ส.กทอ. จะนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ และให้รัฐมนตรีเสนอกราบเรียนต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบ และจัดให้มีการประกาศในราชกิจจานุเบกษา ตามที่ พ.ร.บ. กำหนดต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานของผู้สอบบัญชีและรายงานการเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงานเร่งติดตามหลักฐานการเบิกจ่ายของแผนงาน/โครงการ ที่เกี่ยวข้องตามข้อเสนอแนะ ของสำนักงานตรวจเงินแผ่นดิน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (แผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ) และเห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง (หลักการรับซื้อไฟฟ้าฯ) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอน ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อมา เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการบริหารจัดการขยะอุตสาหกรรมเพื่อผลิตไฟฟ้า และได้เห็นชอบหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2569 และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอน ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบหมายให้ กบง. พิจารณา
2. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 และมีมติดังนี้ 1) เห็นชอบปรับปรุง กรอบหลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) (กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม) สำหรับปี 2565 – 2573 ด้านคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของโครงการ ดังนี้ (1) วางหลักค้ำประกัน ปรับปรุงเป็น วางหลักประกัน (2) เป็นโครงการใหม่ ปรับปรุงเป็น เป็นโรงไฟฟ้าที่ลงทุนก่อสร้างใหม่ และไม่เคยมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือไม่เคยได้รับการตอบรับซื้อจากการไฟฟ้า (3) สัญญาผูกพันกับภาครัฐ ปรับปรุงเป็น สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย หรือ การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ที่ยังมีผลใช้บังคับ (4) ยกเลิกเงื่อนไข เป็นโครงการที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบอื่นแล้ว และ (5) ยกเลิกเงื่อนไข เป็นผู้ยื่นข้อเสนอที่หน่วยงานภาครัฐพิจารณาแล้วว่ามีปัญหาจากการรับซื้อไฟฟ้า รอบที่ผ่านๆ มาและยังไม่สามารถพัฒนาโครงการจนสำเร็จได้ ณ วันที่ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบนี้ 2) เห็นชอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปีของแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ และ 3) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานนำเสนอการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ต่อ กพช. ทราบ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบการปรับปรุงหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573
เรื่องที่ 3 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 ได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติดังนี้ 1) รับทราบผลการดำเนินการ ตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 2) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจาก กลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่น ๆ นอกจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) และ 3) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่นๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบันและมีพลังงานส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบให้มีความเหมาะสม เป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า ซึ่ง กบง. เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 รับทราบความก้าวหน้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่ กกพ. ได้เห็นชอบแผนการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ซึ่งการดำเนินการระยะต่อไป จะต้องมี การจัดทำมาตรการบริหารจัดการการจัดหาและการใช้พลังงาน (Demand & Supply) ในสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน และการจัดหาและจัดส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าในช่วงเดือน ตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565
2. กบง. เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 ได้พิจารณามาตรการบริหารจัดการด้านพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และได้มีมติ ดังนี้
2.1 เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 (มาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ) โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถปรับรายละเอียดมาตรการ และประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้รายงาน กบง. ทราบด้วย
2.2 มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการ ดังต่อไปนี้ (1) ให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ร่วมกับ กฟผ. และ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. ดังนี้ 1) ให้สำนักงาน กกพ. กำกับติดตาม และบูรณาการการดำเนินการของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในภาพรวมเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา รวมทั้งเสนอต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สอดคล้องกัน 2) ให้ กฟผ. กำกับติดตามให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าเอกชนมีการรับและใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามที่กำหนดไว้ในแผนดังกล่าว และ 3) ให้ ธพ. ประสานและติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงจัดส่งน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา (2) ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและประเทศเพื่อนบ้านซึ่งมีราคาต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG ให้ได้มากที่สุด ทั้งนี้ ให้ ชธ. สนับสนุนและประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการเจรจากับประเทศเพื่อนบ้านเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติในราคาที่เหมาะสมและต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG เพิ่มเติม (3) ให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เพิ่มเติม ดังนี้ 1) โครงการน้ำเทิน 1 ให้ กฟผ. บริหารสัญญาเพื่อรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม และ 2) โครงการเทินหินบุน รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีก 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม โดยให้ กฟผ. เจรจาและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม และรายงานให้ กบง. และ กพช. ทราบ (4) เห็นชอบให้มีการบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ดังนี้ 1) ให้ กกพ. กำหนดเป้าหมายการใช้ก๊าซธรรมชาติของภาคส่วนต่างๆ ให้เกิดความเป็นธรรม โดยให้แต่ละภาคส่วน ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติมีส่วนร่วมในการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยอาจปรับเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นที่มีราคาต่ำกว่า ทั้งนี้ ตามสัดส่วนการใช้ของแต่ละภาคส่วน 2) ให้สำนักงาน กกพ. ประสาน ปตท. เพื่อขอความร่วมมือจากกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมและภาคปิโตรเคมีในการปรับเปลี่ยนจากการใช้ก๊าซธรรมชาติไปใช้เชื้อเพลิงอื่น หรือมีการใช้วัตถุดิบที่จะส่งผลให้สามารถลดการใช้ก๊าซธรรมชาติลง หรือมีมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ก๊าซธรรมชาติ ให้เกิดความคุ้มค่า และ 3) ให้ กกพ. พิจารณาและกำกับดูแลเกี่ยวกับการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน ทั้งนี้ ให้ กกพ. นอกจากต้องดำเนินการให้เป็นไปตาม ข้อ 2.2 (4) แล้ว ให้ดำเนินการเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 11(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 รวมทั้งมติของคณะกรรมการต่างๆ ที่เกี่ยวข้องด้วย (5) ให้ พพ. เร่งดำเนินการในมาตรการประหยัดพลังงานภาคธุรกิจ/อุตสาหกรรม โดยขอความร่วมมือกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลเป็นรูปธรรมภายใน 1 เดือน นับจาก กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้ สนพ. นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ (6) ให้ กฟผ. เร่งการเจรจาเพื่อหาแนวทางการลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ และ (7) ให้ สำนักงาน กกพ. เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่อยู่ระหว่างขั้นตอนการพิจารณาต่างๆ เพื่อให้เกิดการติดตั้ง Solar Cell โดยเร็ว ทั้งนี้ การดำเนินการตามมาตรการในข้อ 2.1 และข้อ 2.2 ต้องให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด
2.3 มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่า โดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว
2.4 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามข้อ 2.1 ถึงข้อ 2.3 อย่างใกล้ชิดและรายงานต่อ กบง. ทราบ รวมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3. กบง. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2565 ได้มีมติรับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานที่ได้ปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมายพลังงานในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ตามที่คณะอนุกรรมการฯ เห็นชอบ เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2565 และมีมติเห็นชอบการขยายกรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 โดยขยายกรอบระยะเวลาเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567 ทั้งนี้ การคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากกลุ่มโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าด้วยอัตรา 0.50 บาทต่อหน่วย เป็นการพิจารณาบนหลักการที่คำนึงถึงต้นทุนตามประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) โดยในส่วนของโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าพิจารณาจากต้นทุนค่าดูแลบำรุงรักษาบางส่วนอย่างเดียว ประกอบกับมาตรการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นเป็นการดำเนินมาตรการในระยะสั้น เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
4. มาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 มีมาตรการดังนี้
4.1 มาตรการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ประกอบด้วย (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. ปริมาณ 898.8 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. กฟผ. และ ธพ. (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด เฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ ชธ. (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ปริมาณ 554.428 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และ (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้น จากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้นปริมาณ 163.330 ล้านหน่วย โดยให้มีการขยายกรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567 และดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 ที่เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มเติม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP และหรือ VSPP จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวลจากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟผ. และกฟภ. หรือกฟน. สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปีในรูปแบบสัญญา Non-Firm ซึ่งมีอัตรารับซื้อ ดังนี้ (1) กรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย และ(2) กรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ และพลังงานลม) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ.
4.2 มาตรการที่เสนอเพิ่มเติม และกำหนดเป้าหมายหน่วยพลังงาน ประกอบด้วย (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ได้แก่ การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น และ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที ปริมาณ 20 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และการปรับแผนการนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship ที่โรงไฟฟ้าบางปะกง ปริมาณ 30 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. โดยรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือน ธันวาคม 2565 มีความพร้อมสามารถผลิตพลังงานไฟฟ้า ซึ่งใช้ปริมาณน้ำในส่วนที่น้ำเทิน 1 ยังไม่ต้องขายไฟฟ้าให้กับการไฟฟ้าลาว (EDL) มาผลิตเพื่อขายให้กับไทยได้เพิ่มประมาณ 43 ล้านหน่วย จึงเห็นควรมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการบริหารสัญญาเพื่อรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมในช่วงเวลาดังกล่าว และโครงการเทินหินบุน ประมาณ 9.6 ล้านหน่วย โดยสามารถเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ 20 เมกะวัตต์ และคาดว่าจะสามารถรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มได้ประมาณเดือนละ 6.4 ล้านหน่วย จึงเห็นควรเสนอให้ กพช. พิจารณามอบหมาย กฟผ. ดำเนินการเจรจาและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีก 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่ช่วงเดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม และให้รายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และ กพช. ทราบ และ (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า ปริมาณ 88.62 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม 100,000 ตันเทียบเท่า LNG (เฉพาะส่วนที่ดำเนินการโดยข้อเสนอของ ปตท.) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. และ ปตท. และ (9) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 8,800 ตันเทียบเท่า LNG หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ.
4.3 มาตรการที่เสนอเพิ่มเติม โดยไม่ได้กำหนดเป้าหมายหน่วยพลังงาน ประกอบด้วย (10) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ พพ. โดยมีมาตรการย่อยประกอบด้วย การตั้งอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศในอาคารให้สูงขึ้นจากปกติ 2 องศาเซลเซียส (เป็น 27 องศาเซลเซียส) และปิดระบบแสงสว่างในพื้นที่ที่ไม่จำเป็น การกำหนดเวลาเปิดปิดไฟป้ายโฆษณาขนาดใหญ่ การปิดสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงหลังเวลา 23.00 น. (เปิดระหว่างเวลา 05.00 น. ถึง 23.00 น.) การกำหนดเวลาเปิดปิดภาคธุรกิจบริการที่ใช้พลังงานสูง เช่น ห้างสรรพสินค้า ร้านสะดวกซื้อ สถานบันเทิง การปิดระบบปรับอากาศก่อนห้างสรรพสินค้าปิดทำการ 30 - 60 นาที การปรับเปลี่ยนเครื่องจักรอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพการใช้พลังงานสูงของโรงงานอุตสาหกรรม โดยภาครัฐสนับสนุนการให้ข้อมูลและคำแนะนำ และอาจสนับสนุนเงินลงทุนบางส่วนแก่โรงงานอุตสาหกรรม และมาตรการประหยัดพลังงานอื่นๆ ที่เหมาะสม กับสถานการณ์ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM (Japan-Korea Marker) สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ และ (11) เร่งรัดการอนุมัติหรืออนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ.
ทั้งนี้ หากมีการดำเนินการตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม – ธันวาคม 2565 สามารถประมาณเทียบเท่าลดการนำเข้า Spot LNG ได้ประมาณ 17 – 19 ลำ โดยในส่วนของผลประโยชน์ทางเศรษฐศาสตร์เบื้องต้นจากการเปลี่ยนแปลงไปใช้เชื้อเพลิงอื่นเพื่อการผลิตไฟฟ้าจะช่วยลดค่าใช้จ่ายจากการนำเข้า Spot LNG ในช่วงเวลาดังกล่าวได้ลดลงประมาณ 22,900 - 31,700 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วง เดือนตุลาคม 2565 – เดือนธันวาคม 2565 (มาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ)
2. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้า ฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา ตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดังนี้
(1) ให้สำนักงาน กกพ. รับผิดชอบกำกับติดตามและบูรณาการการดำเนินการในภาพรวม ให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา และนำเสนอมาตรการข้างต้นต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สอดคล้องกัน
(2) ให้ กฟผ. รับผิดชอบกำกับให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าเอกชน มีการรับและใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามที่กำหนดไว้ในแผน
(3) ให้ ธพ. รับผิดชอบประสานและติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงจัดส่งน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาให้เป็นไปตามแผน
3. มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและประเทศเพื่อนบ้านซึ่งมีราคาต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG ให้ได้มากที่สุด ทั้งนี้ ให้ ชธ. สนับสนุน และประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการเจรจากับประเทศเพื่อนบ้านเกี่ยวกับความเป็นไปได้ ในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติในราคาที่เหมาะสมและต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG เพิ่มเติม
4. มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 โดยขยาย กรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567
5. มอบหมายให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวเพิ่มเติม ดังนี้
(1) โครงการน้ำเทิน 1 ให้ กฟผ. ดำเนินการบริหารสัญญาเพื่อรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม
(2) โครงการเทินหินบุน รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีก 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม โดยให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาและลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมดังกล่าว และให้รายงานผลการดำเนินการให้ กบง. และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบ
6. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – เดือนธันวาคม 2565 ดังนี้
(1) ให้ กกพ. กำหนดเป้าหมายการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้เกิดความเป็นธรรม โดยให้แต่ละภาคส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติมีส่วนร่วมการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติโดยอาจปรับเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นที่ราคาต่ำกว่าตามสัดส่วนการใช้ของแต่ละภาคส่วน
(2) ให้สำนักงาน กกพ. ประสาน ปตท. เพื่อขอความร่วมมือจากกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรม และภาคปิโตรเคมีในการปรับเปลี่ยนจากการใช้ก๊าซธรรมชาติไปใช้เชื้อเพลิงอื่น หรือมีการใช้วัตถุดิบที่จะส่งผลให้สามารถลดการใช้ก๊าซธรรมชาติลง หรือมีมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ก๊าซธรรมชาติให้เกิดความคุ้มค่า
(3) ให้ กกพ. พิจารณากำกับดูแลการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน
ทั้งนี้ ให้ กกพ. นอกจากต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อ 6 ข้างต้นแล้ว ให้ดำเนินการ เพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 11(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 รวมทั้งมติ ของคณะกรรมการต่างๆ ที่เกี่ยวข้องด้วย
7. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เร่งดำเนินการในมาตรการประหยัดพลังงานภาคธุรกิจ/อุตสาหกรรม โดยขอความร่วมมือกับภาคส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อดำเนินการให้เกิดผลเป็นรูปธรรมภายใน 1 เดือน (นับจาก กพช. ได้มีมติเห็นชอบ) ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ
8. มอบหมายให้ กฟผ. เร่งการเจรจาเพื่อหาแนวทางการลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ
9. มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่อยู่ระหว่างการพิจารณา เพื่อให้เกิดการติดตั้ง Solar Cell โดยเร็ว
ทั้งนี้ การดำเนินการตามมาตรการในข้อ 1 ถึง 9 ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมาย และระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด
10. มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการ ที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่าโดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) โดยเร็ว
11. มอบหมายให้ กบง. โดยคณะอนุกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการ พลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – เดือนธันวาคม 2565 อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กพช. ทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนที่ยังไม่มีข้อยุติ ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลกมีความผันผวนและปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูงจากมาตรการ คว่ำบาตรรัสเซียของหลายประเทศทั่วโลก โดยทำให้เกิดการตึงตัวของอุปทานก๊าซธรรมชาติและน้ำมัน ส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นและยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง จาก 2.1 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในเดือนมิถุนายน 2563 มาอยู่ที่ระดับสูงถึง 39.3 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในเดือนมีนาคม 2565 หลังจากรัสเซียเริ่มเข้าโจมตียูเครน และ ณ วันที่ 21 กันยายน 2565 อยู่ในระดับสูงประมาณ 45 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ จากประมาณการแนวโน้มราคา LNG ปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่า ตลาด LNG ยังคงมีแนวโน้มตึงตัวจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นตามการเติบโตทางเศรษฐกิจ หลังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด – 19) คลี่คลาย ในขณะที่อุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG ยังคงจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนการก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ทำให้คาดว่าราคา LNG ยังคงมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูง จนถึงปี 2568 - 2569 โดยราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นส่งผลให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าสูงขึ้น อย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยพึ่งพาเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติเป็นหลัก และจะส่งผล ให้ค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าปรับเพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจและชีวิตความเป็นอยู่ของประชาชน
2. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2565 และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 8 – 11 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2568 เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน
3. เพื่อลดผลกระทบด้านต้นทุนค่าไฟฟ้าต่อภาคประชาชนจากความเสี่ยงสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงที่อาจสูงขึ้น ลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ อีกทั้งยังเป็นการกระจายสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงเพื่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้เสนอมาตรการเพิ่มเติม โดยการนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2565 ถึงปี 2568 โดย กฟผ. ได้เตรียมความพร้อมในด้านเทคนิค ด้านเชื้อเพลิง และด้านสิ่งแวดล้อม เพื่อนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในวันที่ 7 ตุลาคม 2565 โดยมีรายละเอียด ดังนี้
3.1 ด้านเทคนิค โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 มีสภาพความพร้อมรองรับ การนำโรงไฟฟ้ากลับมาผลิตไฟฟ้า โดย กฟผ. มีการบำรุงรักษาและตรวจสอบสภาพของอุปกรณ์ให้พร้อมใช้งาน อย่างสม่ำเสมอ ด้านระบบส่งไฟฟ้า มีระบบที่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้อย่างมั่นคง เชื่อถือได้ มีคุณภาพเพียงพอ ตามเกณฑ์มาตรฐาน โดยการบริหารจัดการอุปกรณ์ระบบส่งไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพ ซึ่งการนำโรงไฟฟ้ากลับมาผลิตไฟฟ้าจะไม่ส่งผลกระทบต่อแผนพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าตามแผนงานที่ได้กำหนดไว้ ด้านทรัพยากรน้ำ ในการผลิตไฟฟ้ามีความเพียงพอ โดยใช้น้ำจากอ่างเก็บน้ำแม่จาง อ่างเก็บน้ำแม่ขาม และเพิ่มเติมจากเขื่อนกิ่วลม ตามแผนการใช้น้ำร่วมกับกรมชลประทาน โดยมีการกำหนดแนวทางการบริหารจัดการน้ำทั้งระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาวไว้รองรับ
3.2 ด้านเชื้อเพลิง กฟผ. มีความสามารถในการผลิตลิกไนต์เพิ่มขึ้นเพื่อให้เพียงพอต่อ ความต้องการที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้ การนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าจะช่วยลด การนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวแบบตลาดจร (Spot LNG) และค่าใช้จ่ายส่วนเพิ่มต่างๆ โดยสามารถลดต้นทุน ในการผลิตไฟฟ้าสุทธิประมาณ 9,740 ล้านบาท รวมทั้งยังสามารถบรรเทาผลกระทบจากความสามารถในการจ่ายก๊าซธรรมชาติแหล่งเอราวัณ (G1) ที่ลดลงจากผู้รับสัมปทานรายใหม่ ในช่วงปี 2565 ถึงปี 2567 นอกจากนี้ การคงกำลังผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงลิกไนต์ในประเทศจะช่วยลดผลกระทบจากราคาพลังงานที่เพิ่มสูงขึ้น ซึ่งจะส่งผลให้ภาระค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ของภาคประชาชนลดลงได้
3.3 ด้านสิ่งแวดล้อม การนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า ไม่กระทบต่อเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศตาม Nationally Determined Contribution (NDC) ภายในปี 2573 โดย กฟผ. จะศึกษาศักยภาพการพัฒนาโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำร่วมกับโรงไฟฟ้าพลังน้ำ และเร่งกำหนดการจ่ายไฟฟ้าให้เร็วขึ้นเพื่อชดเชยปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 เป็นโรงไฟฟ้าเดิมซึ่งไม่ได้มีการเปลี่ยนแปลงเครื่องจักร ที่มีผลต่อกรรมวิธีการผลิตและเชื้อเพลิงที่ใช้ โดยสามารถควบคุมมลสารได้ตามประกาศกระทรวงอุตสาหกรรม เรื่อง กำหนดค่าปริมาณของสารเจือปนในอากาศที่ระบายออกจากโรงงานผลิต ส่ง หรือจำหน่ายพลังงานไฟฟ้า พ.ศ. 2547 และประกาศกระทรวงวิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และสิ่งแวดล้อม ฉบับที่ 3 (พ.ศ. 2544) เรื่อง กำหนดมาตรฐานควบคุมการปล่อยทิ้งอากาศเสียจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ อีกทั้งรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจการหรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิต ของประชาชนในชุมชนอย่างรุนแรง (EHIA) โครงการขยายกำลังผลิตโรงไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 4 - 7 และโครงการโรงไฟฟาแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ได้ประเมินครอบคลุมการเดินเครื่องโรงไฟฟาพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 ดังนั้น จึงไม่ส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมโดยรวม และเป็นไปตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อมที่กฎหมายกำหนด
4. กบง. ในการประชุมครั้งที่ 14/2565 (ครั้งที่ 52) เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 ได้พิจารณาการนำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าเพื่อรองรับสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน และ มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้ กฟผ. นำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2565 - 2568 เพื่อรองรับสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน โดยพิจารณาและนำมาตรการที่กำหนดในรายงาน การประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจการ หรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบ ต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิต ของประชาชนในชุมชนอย่างรุนแรง (EHIA) โครงการโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ซึ่งเป็นรายงานเล่มล่าสุดมาปฏิบัติ (2) มอบหมายให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำโรงไฟฟ้าพลังความร้อนแม่เมาะ เครื่องที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2565 - 2568 เพื่อรองรับสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงาน โดยพิจารณา และนำมาตรการที่กำหนดในรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับโครงการ กิจการ หรือการดำเนินการที่อาจมีผลกระทบต่อทรัพยากรธรรมชาติ คุณภาพสิ่งแวดล้อม สุขภาพ อนามัย คุณภาพชีวิต ของประชาชน ในชุมชนอย่างรุนแรง (EHIA) โครงการโรงไฟฟ้าแม่เมาะทดแทน เครื่องที่ 8 - 9 ซึ่งเป็นรายงานเล่มล่าสุดมาปฏิบัติ
2. มอบหมายให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) มาตรา 11(10) กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีอำนาจหน้าที่ออกระเบียบหรือประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการใช้จ่ายเงินกองทุนให้สอดคล้อง กับนโยบายของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ตามมาตรา 9(8) และมาตรา 97 กำหนดให้เงินกองทุนใช้จ่ายเพื่อกิจการตามมาตรา 97 (1) ถึง (6) โดยการใช้จ่ายเงินกองทุนตาม (1) (2) (3) (4) และ (5) ให้เป็นไปตามระเบียบที่ กกพ. กำหนดภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. และต้องจัดให้มีการแยกบัญชีตามกิจการที่ใช้จ่ายอย่างชัดเจน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 ซึ่งได้กำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(4) เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย และตามมาตรา 97(5) เพื่อการส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.2 สตางค์ต่อหน่วย โดยเมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2554 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบและรับทราบตามมติ กพช. ข้างต้น ต่อมา เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ให้ยังคงใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2558 ตามที่ กกพ. เสนอ และกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนตามที่ กกพ. กำหนดภายใต้กรอบนโยบายของ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 ทั้งนี้ กกพ. ได้ออกระเบียบและประกาศที่เกี่ยวข้องกับอัตราเงินกองทุน ดังนี้ (1) ประกาศ กกพ. เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย พ.ศ. 2557 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2557 สาระสำคัญ คือ ให้ผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานกองทุนตามมาตรา 97(4) ในอัตรา 0.005 บาทต่อหน่วยจำหน่ายในรอบเดือนที่เรียกเก็บค่าไฟฟ้า และระเบียบ กกพ. ว่าด้วยหลักเกณฑ์ และวิธีการจัดสรรเงินจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย พ.ศ. 2559 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2559 และ (2) ประกาศ กกพ. เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า สำหรับผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า พ.ศ. 2557 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2557 สาระสำคัญ คือ ให้ผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้านำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานกองทุนตามมาตรา 97(5) ในอัตรา 0.002 บาทต่อหน่วยจำหน่ายในรอบเดือนที่เรียกเก็บค่าไฟฟ้า และระเบียบ กกพ. ว่าด้วยหลักเกณฑ์ และวิธีการจัดสรรเงินจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า พ.ศ. 2557 ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2559
2. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ให้ผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้ารายงานข้อมูลการจำหน่ายไฟฟ้าและนำส่งเงินเข้ากองทุนตั้งแต่รอบบิลค่าไฟฟ้าเดือนมกราคม 2558 ทั้งนี้ ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2560 – 2565 มีเงินสะสมของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) จำนวน 8,257.53 ล้านบาท และ 3,300.15 ล้านบาท ตามลำดับ โดยสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศการจัดสรรเงินกองทุนเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ในช่วงดังกล่าว และ กกพ. ได้อนุมัติข้อเสนอโครงการรวม 1,027.54 ล้านบาท และ 1,156.14 ล้านบาท ตามลำดับ โดย ณ วันที่ 1 สิงหาคม 2565 มีเงินคงเหลือสะสมของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) รวมสุทธิ 7,182.94 ล้านบาท และ 2,099.65 ล้านบาท ตามลำดับ ซึ่งเพียงพอต่อการดำเนินการตามภารกิจและวัตถุประสงค์ ของกองทุนได้อีกระยะหนึ่ง ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2565 กกพ. ได้ประชุมและได้มีความเห็นให้งด การเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) เป็นการชั่วคราว เพื่อบรรเทาผลกระทบค่าใช้จ่ายของประชาชนจากสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานโลก ซึ่งส่งผลกระทบโดยตรงต่อต้นทุนค่าไฟฟ้า และการปรับขึ้นอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยสำนักงาน กกพ. จะยังสามารถบริหารจัดการเงินคงเหลือ ในการดำเนินงานกองทุนตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ได้อย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้ประมาณการความสามารถลดผลกระทบค่าไฟฟ้าจากการงดการเก็บเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ตามข้อมูลการพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ โครงการสำรวจและปรับปรุงการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระยะยาวเพื่อให้รองรับความต้องการไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจาก Disruptive Technology ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ซึ่งพบว่า ในช่วงปี 2566 – 2579 สามารถลดภาระค่าไฟฟ้าแก่ประชาชนได้ 1,321.85 - 1,994.40 บาทต่อปี คิดเป็นการลดภาระค่าไฟฟ้า 0.041 - 0.063 บาทต่อหน่วย
3. เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2565 วันที่ 2 กันยายน 2565 และวันที่ 12 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้หารือ เพื่อให้การดำเนินการของ กกพ. เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ และรวดเร็วในการกำหนดอัตราเงินนำส่ง เข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการใช้จ่ายเพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) มาตรา 97(5) และมาตรา 11(10) แห่งพระราชบัญญัติฯ ในการบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าของประชาชนได้อย่างรวดเร็ว โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) ในอัตรา 0 บาทต่อหน่วย เป็นการชั่วคราว และ (2) เห็นชอบแนวทางการทบทวนสรุปสาระสำคัญของระเบียบวาระ การประชุม กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เรื่อง การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย โดยปรับปรุงข้อความการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) จากเดิม “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” เป็น “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการศึกษาทบทวน อัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อลดผลกระทบภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชน และเพิ่มประสิทธิภาพ ของการใช้จ่ายเงินกองทุนให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อทุกภาคส่วน
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 ได้พิจารณาการทบทวนการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 และมีมติเห็นชอบทบทวนการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) ของหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย จากเดิม “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” เป็น “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” โดยมอบหมายให้ กกพ.ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบทบทวนการกำหนดอัตราเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) ของหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554 – 2558 ตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 27 เมษายน 2554 เพื่อการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย จากเดิม “โดยเรียกเก็บ จากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย” เป็น “โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราไม่เกิน 0.5 สตางค์ต่อหน่วย
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 6 แนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
สรุปสาระสำคัญ
1. วันที่ 14 กรกฎาคม 2564 สหภาพยุโรป (European Union: EU) ได้เผยแพร่ร่างกฎหมาย ว่าด้วยกลไกการปรับคาร์บอนข้ามพรมแดน (Carbon Border Adjustment Mechanism: CBAM) ซึ่งเป็นมาตรการเพื่อการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของ EU ตามพันธกรณีระหว่างประเทศในการลดภาวะโลกร้อน โดยจะเป็นการปรับต้นทุนของสินค้านำเข้าบางประเภทให้สะท้อนถึงปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนที่แท้จริง ในกระบวนการผลิตสินค้านั้น และป้องกันการนำเข้าสินค้าที่ปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูงเข้ามาใน EU โดยประเทศอื่น มีแนวโน้มที่จะนำมาตรการลักษณะเดียวกันมาใช้ ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าโดยเฉพาะในภาคอุตสาหกรรมการส่งออก และบริษัทข้ามชาติที่จะเข้ามาลงทุนในประเทศไทย มีความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy: RE) ในลักษณะที่สามารถนำไปจัดทำบัญชีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามวิธีการ และมาตรฐานที่สอดคล้องกับมาตรการดังกล่าว เพื่อป้องกันการถูกเรียกเก็บค่าปรับคาร์บอนข้ามพรมแดน และรักษาความสามารถในการแข่งขัน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2564 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้เห็นชอบหลักการ RE100 Package ตามที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้เสนอว่า ในระยะเร่งด่วนควรดำเนินการตามโครงสร้างกิจการไฟฟ้าของประเทศ ซึ่งอาจกำหนดเป็นอัตราค่าบริการไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพื่อใช้เป็นการทั่วไป โดยใช้การจัดสรรไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่ ในระบบไฟฟ้าปัจจุบัน (Existing RE) ในการให้บริการ และสำนักงาน กกพ. ได้นำแนวทางดังกล่าวมาพัฒนา การจัดทำอัตราค่าไฟฟ้ารูปแบบ Green Power Tariff เสนอพิจารณาตามลำดับ โดยเมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2565 สำนักงาน กกพ. ได้หารือร่วมกับเลขานุการรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และผู้แทนการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยที่ประชุมได้รับทราบความต้องการของผู้ใช้ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนกลุ่มที่มีความต้องการเจาะจงแหล่งผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้กลไกการออกใบรับรอง การผลิตพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ในการสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าใหม่ จากพลังงานหมุนเวียน และเห็นชอบให้ดำเนินการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียว 2 แนวทาง คือ แบบไม่เจาะจงที่มา และแบบเจาะจงที่มา เพื่อเป็นทางเลือกให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในระหว่างที่ประเทศไทยยังไม่ปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและยังไม่มีตลาดกลางซื้อขาย REC อย่างไรก็ดี ปัจจุบันสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกายังอยู่ระหว่างการพิจารณาตอบข้อหารือของ สนพ. ที่ได้ขอให้คณะกรรมการกฤษฎีกามีความเห็นเกี่ยวกับการที่โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนนำพลังงานไฟฟ้าที่ตนผลิตและจำหน่ายไปออก REC และนำไปซื้อขาย ทั้งนี้ พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 11(12) กำหนดให้ กกพ. สามารถเสนอความเห็นหรือให้คำแนะนำต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) และคณะรัฐมนตรี เกี่ยวกับการประกอบกิจการพลังงาน และมาตรา 64 กำหนดให้ รมว.พน. โดยความเห็นชอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปตามที่กำหนด เมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้มีมติให้เสนอความเห็นและข้อเสนอแนะของ กกพ. ต่อนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. ปัจจุบันประเทศไทยมีโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบผู้ซื้อรายเดียวที่มีการกำกับดูแล (Enhanced Single Buyer: ESB) โดยการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าต้องอาศัยเวลาและดำเนินการด้วยความรอบคอบ ในระหว่างนี้การให้บริการไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าสีเขียวซึ่งแบ่งได้เป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ต้องการไฟฟ้าสีเขียว จากระบบโครงข่ายไฟฟ้าโดยไม่เจาะจงแหล่งผลิตไฟฟ้า และกลุ่มที่ต้องการไฟฟ้าสีเขียวจากระบบโครงข่ายไฟฟ้า โดยเจาะจงแหล่งผลิตไฟฟ้า เพื่อให้สามารถจัดหา REC ที่ตรวจสอบและยืนยันได้ว่ามาจากแหล่งเดียวกับพลังงานไฟฟ้าที่รับบริการ จึงเป็นการให้บริการผ่านการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง โดยการให้บริการทั้งสองรูปแบบมีโครงสร้างของต้นทุนการให้บริการ (Cost of Service) ที่แตกต่างกัน รวมถึงแตกต่างจากผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไป ดังนั้น การกำหนดอัตราค่าบริการจึงต้องคำนึงถึงการสะท้อนต้นทุนที่เหมาะสมและเป็นธรรม โดยอาศัยหลักการผู้ได้รับประโยชน์ เป็นผู้จ่าย (Beneficiaries Pay Principle) ซึ่งครอบคลุมถึงประโยชน์และต้นทุนสาธารณะที่เกิดจากนโยบาย การส่งเสริมอุตสาหกรรมพลังงานหมุนเวียนของประเทศและภาระของระบบไฟฟ้าในภาพรวม โดยแนวทาง การกำหนดอัตรา UGT ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกมีดังนี้ (1) อัตรา UGT จากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่แล้วในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำ REC ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้า และ REC ในการขอรับบริการ โดยมีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) เพิ่มเติมจากอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติ ที่ครอบคลุมต้นทุนค่า REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป และ (2) อัตรา UGT จากโรงไฟฟ้าใหม่ และโรงไฟฟ้าเดิมทั้งของรัฐและเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ซึ่งมาจากแหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเจาะจงกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ในการขอรับบริการ โดยอัตราค่าบริการกำหนดจากต้นทุนการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ของแต่ละ Portfolio รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป ทั้งนี้ การกำหนดองค์ประกอบและโครงสร้างอัตรา UGT ทั้งสองรูปแบบ รวมทั้งการจัดสรรต้นทุนการให้บริการที่ครอบคลุมต้นทุนสาธารณะ และวิธีการและเงื่อนไขที่เกี่ยวข้องในการดำเนินการ กกพ. จะพิจารณากำกับดูแลภายใต้พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ให้โปร่งใส และเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม
3. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับมีดังนี้ (1) ช่วยลดภาระค่าส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไป และช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนในการผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มมากขึ้น อันนำไปสู่การบรรลุเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ และ (2) ผู้ใช้ไฟฟ้าสีเขียวมีทางเลือกในการปฏิบัติตามกติกาสากลในการสำแดงการปล่อยก๊าซเรือนกระจกจากการใช้พลังงานในกระบวนการผลิตสินค้าและบริการ (Scope 2 Emission) โดยจะมีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามค่าการปล่อยก๊าซเรือนกระจก จากการผลิตพลังงานไฟฟ้า (Grid Emission Factor) ลบด้วยส่วนที่ผู้ใช้ไฟฟ้าสำแดงการใช้ REC รวมทั้งช่วยลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกตามนโยบายขององค์กร ทั้งในระยะสั้น (ให้บริการโดยโรงไฟฟ้าเดิม) ระยะกลาง (ให้บริการโดยโรงไฟฟ้าเดิมและโรงไฟฟ้าใหม่ที่มีแผนจะก่อสร้างแล้ว) และระยะยาว (ให้บริการโดยโรงไฟฟ้าเดิมและโรงไฟฟ้าใหม่ที่มีแผนจะพัฒนาหรือจัดหาเพิ่มเติมในอนาคต) ในระหว่างที่ประเทศไทยยังมีโครงสร้างกิจการไฟฟ้าแบบ ESB
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 ได้พิจารณาแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) และมีมติเห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก โดยประกอบด้วย (1) อัตราค่าบริการไฟฟ้า สีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่เดิมในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำใบรับรองการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้าและ REC ในการขอรับบริการ โดยมีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) เพิ่มเติมจากอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติ ที่ครอบคลุมต้นทุนค่า REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนด (2) อัตราค่าบริการไฟฟ้า สีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเดิมในระบบไฟฟ้าทั้งของรัฐ และเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ซึ่งมาจากแหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเจาะจง กลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ในการรับบริการ และอัตราค่าบริการกำหนดจากต้นทุนการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ของแต่ละ Portfolio รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนด ทั้งนี้ ในการกำหนดองค์ประกอบและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียวทั้งสองรูปแบบ รวมถึงการจัดสรรต้นทุนการให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไปที่ครอบคลุมต้นทุนสาธารณะ และวิธีการและเงื่อนไขที่เกี่ยวข้องในการดำเนินการ กกพ. จะพิจารณากำกับดูแลภายใต้พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ให้โปร่งใสและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่มต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก โดยประกอบด้วย
(1) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่เดิมในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำใบรับรองการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับการให้บริการพลังงานไฟฟ้า และเป็นการให้บริการในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้า ไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้าและ REC ในการขอรับบริการ โดยมีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) เพิ่มเติมจากอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติที่ครอบคลุมต้นทุนค่า REC รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะกำหนดต่อไป
(2) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียวจากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเดิมในระบบไฟฟ้าทั้งของรัฐและเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ซึ่งมาจาก แหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเจาะจงกลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ในการรับบริการ และอัตราค่าบริการ กำหนดจากต้นทุนการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ของแต่ละ Portfolio รวมถึงองค์ประกอบอื่นๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป
ทั้งนี้ ในการกำหนดองค์ประกอบและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสีเขียวทั้งสองรูปแบบ รวมถึง การจัดสรรต้นทุนการให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วไปที่ครอบคลุมต้นทุนสาธารณะ และวิธีการและเงื่อนไข ที่เกี่ยวข้องในการดำเนินการ กกพ. จะพิจารณากำกับดูแลภายใต้พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ให้โปร่งใสและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่มต่อไป
2. มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว ตามแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว ทั้งรูปแบบเจาะจงที่มา และรูปแบบไม่เจาะจงที่มา และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป