![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
กบง.ครั้งที่ 18/2565 (ครั้งที่ 56) วันอังคารที่ 13 ธันวาคม 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 18/2565 (ครั้งที่ 56)
วันอังคารที่ 13 ธันวาคม 2565
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านน้ำมันเชื้อเพลิง
3. แนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV
4. การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
5. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. จากสถานการณ์ความตึงเครียดระหว่างประเทศยูเครนและสหพันธรัฐรัสเซียส่งผลให้เกิดวิกฤตราคาพลังงานทั่วโลก ซึ่งกระทบต่ออัตราเงินเฟ้อ ภาพรวมเศรษฐกิจ และค่าครองชีพของประชาชน โดยฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เพื่อพิจารณาแนวทางบรรเทาผลกระทบอันอาจเกิดขึ้นกับผู้ใช้ก๊าซ พบว่าในเดือนพฤศจิกายน 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ราคา LPG ตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 65.16 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 11 จาก 568.44 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน สู่ระดับ 633.60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 29 พฤศจิกายน 2565 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นเนื่องจากค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.4286 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 26.8906 บาทต่อกิโลกรัม (716.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 27.3192 บาทต่อกิโลกรัม (757.70 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 9.2943 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 9.7229 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 408 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 กันยายน 2565 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 45,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 11 ธันวาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 127,337 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 83,713 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 43,624 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,497 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,538 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,041 ล้านบาทต่อเดือน
4. เนื่องจากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงผันผวน โดย ณ วันที่ 12 ธันวาคม 2565 อยู่ที่ 609.98 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 463 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ในขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 1,041 ล้านบาทต่อเดือน และฐานะกองทุนบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 43,624 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 45,000 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2566 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,041 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มจาก 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม ไปที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2566 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 750 ล้านบาทต่อเดือน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 609.98 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 12 ธันวาคม 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณติดลบ 43,624 ล้านบาท ทั้งนี้ หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 44,665 ล้านบาท หรือติดลบ 44,374 ล้านบาท ณ วันที่ 31 มกราคม 2566 ตามลำดับ ทั้งนี้ การดำเนินการตามแนวทางที่ 1 จะช่วยลดผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชนแต่จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระเพิ่มขึ้น และเกิดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน ในขณะที่แนวทางที่ 2 จะทำให้ราคาขายปลีกสะท้อนต้นทุนการจัดหา และลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ที่เกิดจากการอุดหนุนราคา LPG รวมถึงลดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน แต่จะทำให้ค่าครองชีพของประชาชนเพิ่มสูงขึ้น อย่างไรก็ดี แม้ปรับขึ้นราคาขายปลีก ก๊าซ LPG เป็น 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตามแนวทางที่ 2 ราคาขายปลีกของไทยก็ยังคงต่ำเป็นอันดับที่สองของอาเซียน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่ง หน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม มีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2566
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
เรื่องที่ 2 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤต ดังนี้ ภาวะปกติ ระยะสั้น (พ.ศ. 2565 ถึง พ.ศ. 2566) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว (พ.ศ. 2567 เป็นต้นไป) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว สำหรับภาวะวิกฤต คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แบ่งเป็น 2 กรณี คือ หากราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า หรือ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 หรือร้อยละ 3 ตามลำดับ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมัน คงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารจัดการ อัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ต่อมา เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 10 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล รวมถึงมอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) นำเสนอการกำหนดสัดส่วนการผสม ไบโอดีเซลเพื่อทราบต่อไป
2. ราคาน้ำมันในช่วงเดือนพฤศจิกายน 2565 ปรับตัวลดลง หลังได้รับแรงกดดันจากแนวโน้ม การชะลอตัวลงของภาวะเศรษฐกิจโลกที่ส่งผลถึงความต้องการใช้น้ำมัน รวมถึงภาวะเงินเฟ้อที่อยู่ในระดับสูงส่งผลให้ธนาคารกลางทั่วโลกปรับขึ้นอัตราดอกเบี้ยนโยบายอย่างต่อเนื่อง นอกจากนี้ สถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด-19) ในสาธารณรัฐประชาชนจีน ส่งผลให้จีนขยายมาตรการล็อกดาวน์ในหลายเมืองเพื่อควบคุมการแพร่ระบาด ในขณะที่กลุ่มโอเปกพลัสยังคงข้อตกลงเดิมที่จะปรับลดการผลิตน้ำมันลง 2 ล้านบาร์เรลต่อวัน โดย ณ วันที่ 12 ธันวาคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 71.81 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ของน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซล อยู่ที่ 82.74 และ 102.05 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ทั้งนี้ ราคาน้ำมันตลาดโลกมีการปรับขึ้นลงราคาทุกวัน โดยตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 ถึงวันที่ 12 ธันวาคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้นจำนวน 9 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.06 ถึง 1.08 บาทต่อลิตร และปรับลงจำนวน 21 ครั้งอยู่ในช่วง 0.04 ถึง 1.14 บาทต่อลิตร รวมปรับลงทั้งสิ้น 6.19 บาทต่อลิตร ในขณะที่ราคาน้ำมันตลาดสิงคโปร์ของน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลปรับลดลงรวม 4.83 และ 9.54 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งราคาที่ลดลงดังกล่าวสะท้อนไปสู่ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศและอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 ถึงปัจจุบัน ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และ 91E10 ลดลง 1.20 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ จึงเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนเพิ่มขึ้น 2.11 บาทต่อลิตร ในขณะที่ราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วไม่มีการเปลี่ยนแปลง (อยู่ที่ 34.94 บาทต่อลิตร) โดยกองทุนน้ำมันฯ เปลี่ยนจากการชดเชยที่ 3.45 บาทต่อลิตร เป็นเรียกเก็บเงินเข้ากองทุน 5.82 บาทต่อลิตร
3. ราคาไบโอดีเซล (บี100) อ้างอิง ในช่วงวันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 9 ธันวาคม 2565 อยู่ที่ 36.39 บาทต่อลิตร ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากสัปดาห์ก่อนหน้า 2.36 บาทต่อลิตร ตามราคาตลาดโลกที่เพิ่มขึ้น ประกอบกับความต้องการใช้ในประเทศที่เพิ่มขึ้นจากการปรับสัดส่วนผสมน้ำมันดีเซลเป็นร้อยละ 7 (บี7) ส่งผลให้ราคาวัตถุดิบที่ใช้ในการผลิตไบโอดีเซลเพิ่มสูงขึ้น โดยปริมาณสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) เดือนตุลาคม 2565 อยู่ที่ระดับ 342,980 ตัน เพิ่มขึ้นจากเดือนกันยายน 2565 ประมาณ 613 ตัน ในขณะที่ปริมาณการผลิต และการใช้ไบโอดีเซลเดือนตุลาคม 2565 อยู่ที่ 4.23 และ 3.84 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ เพิ่มขึ้นจาก เดือนก่อนหน้า 0.86 และ 0.65 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ ทั้งนี้ การปรับเพิ่มสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากเดิมร้อยละ 5 (บี5) เป็นร้อยละ 7 (บี7) ตั้งแต่วันที่ 10 ตุลาคม 2565 เป็นต้นมา ได้ช่วยดูดซับน้ำมันปาล์มดิบเพิ่มขึ้นประมาณ 3 หมื่นตันต่อเดือน และช่วยบรรเทาสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบสะสมในระบบ โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) คาดการณ์ว่าระดับสต๊อคน้ำมันปาล์มดิบ ณ สิ้นปี 2565 จะอยู่ที่ประมาณ 2.64 แสนตัน ปรับตัวลดลงจากปลายเดือนตุลาคม 2565 ซึ่งอยู่ที่ 3.43 แสนตัน
4. หากกองทุนน้ำมันฯ ไม่มีการชดเชยราคา ในช่วงวันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 9 ธันวาคม 2565 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยจะอยู่ที่ 31.34 บาทต่อลิตร โดยปัจจุบัน กบน. ตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ 34.94 บาทต่อลิตร และกระทรวงการคลังปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล จาก 5.99 บาทต่อลิตร เป็น 1.34 บาทต่อลิตร ซึ่งจะสิ้นสุดในวันที่ 20 มกราคม 2566 ทั้งนี้ ปัจจุบันราคาไบโอดีเซลอยู่ที่ 36.39 บาทต่อลิตร ซึ่งสูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) เฉลี่ยซึ่งอยู่ที่ 24.59 บาทต่อลิตร ประมาณ 1.48 เท่า ซึ่งเป็นอัตราที่ต่ำกว่าที่ กบง. กำหนดในการปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลลงเป็นร้อยละ 5 (บี5) อย่างไรก็ดี แม้ว่าราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวลดลง แต่ยังคงมีความผันผวนและทรงตัวในระดับสูง ในขณะที่ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบสูงถึง 1.3 แสนล้านบาท จากการรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันในประเทศในช่วงปีที่ผ่านมา ดังนั้น ในช่วงไตรมาส 1 ของปี 2566 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงมีข้อเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว โดยคงสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไว้ที่ร้อยละ 7 (บี7) ต่อไป เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงยังคงอยู่ในภาวะวิกฤตตามหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล และคงมาตรการขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันให้คง ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร เพื่อช่วยบรรเทาภาระและเพิ่มสภาพคล่องให้กับกองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 ดังนี้
1.1 กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซล หมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
1.2 ขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
3. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ ตามข้อ 1.1
เรื่องที่ 3 แนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้กำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่ใช้ในปัจจุบัน โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาพลังงานโลก ที่ปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ต้นปี 2564 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นต้นทุนของก๊าซ NGV ปรับตัวสูงขึ้น กระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ประชาชนและผู้ประกอบการที่ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงได้รับความเดือดร้อน ภาครัฐจึงได้พิจารณามาตรการช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงในรถยนต์ทั่วไปและรถโดยสารสาธารณะ โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม ต่อเนื่องมาเป็นระยะ ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 และขอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 ต่อมา เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 กบง. ได้มีมติให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปเพิ่มขึ้น 1 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 16.59 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 เป็นต้นไป โดยให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 3 เดือน ถึงวันที่ 15 ธันวาคม 2565 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 ธันวาคม 2565 ประมาณ 11,375 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 10,450 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 925 ล้านบาท)
2. ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามสูตรโครงสร้างราคา ณ เดือนพฤศจิกายน 2565 อยู่ที่ระดับ 29.51 บาทต่อกิโลกรัม โดยในช่วงไตรมาสแรกของปี 2566 คาดว่าราคาขายปลีกก๊าซ NGV จะอยู่ที่ประมาณ 28 บาทต่อกิโลกรัม และมีแนวโน้มปรับลดลงในปี 2566 ทั้งนี้ การตรึงราคาพลังงานเป็นเวลานานจะก่อให้เกิดการบิดเบือนโครงสร้างราคาพลังงานของประเทศ ผู้บริโภคไม่มีความตระหนักรู้ในราคาพลังงานที่แท้จริง นำไปสู่ การใช้พลังงานอย่างไม่มีประสิทธิภาพ และทำให้เกิดการแข่งขันทางการค้าที่ไม่เป็นธรรมทั้งต่อผู้ประกอบการ ในธุรกิจ NGV และผู้ประกอบการเชื้อเพลิงภาคขนส่งประเภทอื่นๆ ดังนั้น เพื่อลดการบิดเบือนโครงสร้างราคาพลังงาน และประชาชนทยอยปรับตัวต่อราคาพลังงานที่แท้จริง ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ใน 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 รถยนต์ทั่วไป ให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV 1 บาทต่อกิโลกรัม จาก 16.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 17.59 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 เป็นต้นไป และรถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. ให้คงราคาขายปลีก ก๊าซ NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2566 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือของ ปตท. ประมาณ 2,682 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 2,407 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 275 ล้านบาท) และแนวทางที่ 2 รถยนต์ทั่วไป ให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV 1 บาทต่อกิโลกรัม จาก 16.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 17.59 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 เป็นต้นไป และรถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. ให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV 1 บาทต่อกิโลกรัม จาก 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 14.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2566 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือของ ปตท. ประมาณ 2,659 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 2,407 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 252 ล้านบาท)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้
1. รถยนต์ทั่วไป ให้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV จาก 16.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 17.59 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 เป็นต้นไป
2. รถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2566
เรื่องที่ 4 การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ ให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1) ขนาดท่อ 36 นิ้ว ระยะทาง 74 กิโลเมตร ภายใต้กรอบวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2568 เพื่อให้แล้วเสร็จตามกำหนดการจ่ายก๊าซธรรมชาติให้โครงการโรงไฟฟ้าพระนครใต้ส่วนเพิ่มที่จะเข้าระบบในปี 2569 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 มกราคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจากมีการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการในส่วนของการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากผลการรับฟังความคิดเห็นของประชาชน และสมมติฐานการประเมินต้นทุนของโครงการที่ปรับเปลี่ยนตามสถานการณ์เศรษฐกิจโลกที่เปลี่ยนแปลงไป อาทิ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา และราคาเหล็กตลาดโลก
2. ความจำเป็นของการขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจาก ปตท. ได้ลงพื้นที่เพื่อรับฟังความคิดเห็นของประชาชนต่อแนวทางที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการ พบว่าแนวทางเลือกที่เหมาะสม ที่ประชาชนยอมรับเป็นการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปตามแนวสายส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ซึ่งเปลี่ยนแปลงไปจากแผนเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท โดยแนวทางดังกล่าว มีข้อจำกัดด้านพื้นที่ในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่ต้องวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่จำกัด ทำให้จำเป็นต้องเปลี่ยนวิธีการวางท่อ จากเดิมใช้วิธีการเจาะลอด (Horizontal Directional Drilling: HDD) ซึ่งต้อง ใช้พื้นที่ในการดำเนินการมาก เป็นใช้วิธีดันลอดระยะยาว (Direct Pipe: DP) ซึ่งเป็นวิธีก่อสร้างที่ใช้พื้นที่น้อย สามารถดำเนินการในพื้นที่จำกัดได้ อีกทั้งการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าซึ่งเป็นพื้นที่ของเอกชนจำเป็นต้องระมัดระวังเรื่องการรั่วไหลของสารเบนทอไนท์ ซึ่งวิธีดันลอดระยะยาวเป็นวิธีที่มีโอกาสรั่วไหลของเบนทอไนท์ ต่ำมาก นอกจากนี้ สถานการณ์เศรษฐกิจโลกที่เปลี่ยนแปลงไปจากช่วงศึกษาและประเมินกรอบวงเงินงบประมาณในการลงทุนโครงการ ส่งผลให้ต้นทุนการดำเนินโครงการเพิ่มสูงขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ผันผวนและเงินบาทมีแนวโน้มอ่อนค่าลงต่อเนื่อง จากสมมติฐานอัตราแลกเปลี่ยนในช่วงศึกษาโครงการที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ เป็นประมาณ 35 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในเดือนธันวาคม 2565 ประกอบกับราคาท่อเหล็กตลาดโลกที่ปรับตัวสูงขึ้นและมีแนวโน้มปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง จาก 1,350 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ในช่วงไตรมาสแรกของปี 2564 มาอยู่ที่ประมาณ 2,275 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ในเดือนตุลาคม 2565 ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินโครงการแล้วเสร็จตามกำหนด ปตท. จึงได้ศึกษาและประเมินกรอบวงเงินลงทุนโครงการใหม่ ตามปัจจัยข้างต้น พบว่ากรอบวงเงินลงทุนที่เหมาะสมของโครงการอยู่ที่ประมาณ 13,700 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่ากรอบวงเงินลงทุนเดิมที่ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบไว้ที่ 11,000 ล้านบาท โดยเพิ่มขึ้นรวม 2,700 ล้านบาท รายละเอียดดังนี้ (1) ค่าก่อสร้าง เพิ่มขึ้น 2,840 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 4,020 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 6,860 ล้านบาท (2) ค่าท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้น 570 ล้านบาท จากวงเงิน ที่เห็นชอบเดิม 1,675 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,245 ล้านบาท (3) ค่าที่ดิน ลดลง 765 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 3,265 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,500 ล้านบาท และ (4) ค่าที่ปรึกษา ค่าบริหารโครงการ และอื่นๆ เพิ่มขึ้น 55 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 2,040 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,095 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาให้ความเห็นต่อการทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ และนำกลับมาเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ ประกอบการนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา โดยเมื่อวันที่ 21 มิถุนายน 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2565 โดยมีความเห็น ดังนี้ (1) การเสนอปรับเงินลงทุนมีเหตุผลและความจำเป็นจากปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อด้วยวิธี Direct Pipe ตามข้อจำกัดของวิธีการก่อสร้าง ประกอบกับสมมติฐานทางการเงินที่เปลี่ยนแปลงไปเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งพบว่าอัตราแลกเปลี่ยน และราคาท่อเหล็กในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวขึ้นจนส่งผลกระทบต่อเงินลงทุนการดำเนินโครงการ (2) การออกแบบท่อแบบ Sour Service เป็นการออกแบบที่เกินกว่าความจำเป็น จึงเห็นควรให้ปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อเป็นแบบ Non-Sour Service ซึ่งจะทำให้เงินลงทุนสามารถปรับลดลงจาก 13,700 ล้านบาท เหลือ 13,590 ล้านบาท หรือลดลง 110 ล้านบาท (3) การขอปรับกรอบวงเงินลงทุนส่งผลให้เงินลงทุนเพิ่มสูงขึ้น ที่ 13,590 ล้านบาท เกินกรอบที่ ครม. ได้อนุมัติไว้เดิมที่ 11,000 ล้านบาท จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และ ครม.เพื่อพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม ซึ่งต่อมา ปตท. ได้ปรับรายละเอียดสาระสำคัญของการปรับลดวงเงินโดยการปรับเปลี่ยนวิธีการออกแบบท่อเป็น Non-Sour Service จาก 13,700 ล้านบาท เหลือ 13,590 ล้านบาท ตามความเห็น กกพ. ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาการขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ (ครั้งที่ 2) และมอบหมายให้ ปตท. จัดทำข้อมูลชี้แจงเพิ่มเติม ซึ่งเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2565 ปตท. ได้มีหนังสือชี้แจงรายละเอียดที่มาของต้นทุนค่าก่อสร้างแบบ Direct Pipe ที่สูง รายละเอียดค่าที่ปรึกษา ค่าบริหารโครงการ รวมทั้งรายละเอียดของเทคโนโลยีระบบป้องกันความปลอดภัยเพิ่มเติม โดยเรื่องทางเทคนิคและความปลอดภัยในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูง ปตท. ได้พิจารณาร่วมกับ กฟผ. ซึ่งเป็นเจ้าของเขตระบบแล้ว และเมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาการขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ (ครั้งที่ 3) ตามข้อมูลที่ ปตท. ชี้แจงเพิ่มเติม และได้เห็นชอบให้นำข้อเสนอขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการของ ปตท. จากเดิมวงเงิน 11,000 ล้านบาท เป็นวงเงิน 13,590 ล้านบาท เสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า การขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการของ ปตท. สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไปจากแนวทางเลือกในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป จากเดิม ที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท เป็นการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่ที่จำกัดแทน จึงต้องใช้วิธี Direct Pipe ซึ่งมีต้นทุนค่าก่อสร้างสูงกว่าการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท รวมทั้งค่าเงินบาท ที่อ่อนค่าลง จากเดิมที่ได้ประเมินในการขออนุมัติโครงการปี 2564 ที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ มาอยู่ที่ประมาณ 34 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในช่วงต้นปี 2565 และอยู่ที่ประมาณ 35 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในเดือนธันวาคม 2565 ประกอบกับราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวสูงขึ้นและมีแนวโน้มปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยขอให้ ปตท. บริหารจัดการโครงการอย่างมีประสิทธิภาพภายใต้วงเงินที่ขอทบทวนในครั้งนี้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้อนุมัติไว้ เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท และมอบหมายให้ ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 (มาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ) และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ติดตาม การดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กพช. ทราบ นอกจากนี้ ได้มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด รวมทั้งมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่าโดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว และเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2565 กบง. ได้รับทราบ ผลการติดตามการดำเนินมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ณ วันที่ 20 พฤศจิกายน 2565 และร่างมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานกาณ์วิกฤตราคาพลังงานในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566
2. คณะอนุกรรมการฯ ได้ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ในระหว่างวันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 4 ธันวาคม 2565 โดยสามารถสรุปผลการดำเนินงานรายมาตรการ ได้ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป้าหมาย 898.8 ล้านลิตร ผลการดำเนินงาน 614.5 ล้านลิตร (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เป้าหมายเฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) ผลการดำเนินงานเดือนตุลาคม 2565 เฉลี่ย 78 MMscfd เดือนพฤศจิกายน 2565 เฉลี่ย 181 MMscfd และระหว่างวันที่ 1 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 4 ธันวาคม 2565 เฉลี่ย 93 MMscfd (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 554.428 ล้านหน่วย (GWh) ผลการดำเนินงาน 379.63 GWh (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. เป้าหมาย 163.330 GWh ผลการดำเนินงาน 8.745 GWh (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมัน เพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (5.1) การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี (Glow) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์ แอนด์อิเล็คทริค (EPEC) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG) และโรงไฟฟ้าพลัง ความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) เป้าหมาย 20 ล้านลิตร โดยผลการดำเนินงานรวมอยู่ในมาตรการข้อ (1) และ (5.2) การปรับแผนการนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship สำหรับโรงไฟฟ้าบางปะกง เป้าหมาย 30 ล้านลิตร ผลการดำเนินงานอยู่ในขั้นตอนลงนามสัญญา จากนั้น กฟผ. จะแจ้งแผนรับน้ำมันเพื่อให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) นำเข้าน้ำมันเพื่อรองรับแผนการใช้ในเดือนมกราคม 2566 โดยมีปริมาณนำเข้าน้ำมันเดือนละ 15 ล้านลิตร เนื่องจากต้องใช้ระยะเวลาในการทดสอบคุณภาพน้ำมันให้ครบถ้วน ตามสัญญา (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (6.1) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 เป้าหมาย 43 GWh ผลการดำเนินงาน ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2565 อยู่ที่ 183 GWh โดยมีปริมาณมากตามปริมาณน้ำในเขื่อน ทั้งนี้ ในเดือนพฤศจิกายน 2565 และเดือนธันวาคม 2565 ไม่มีการรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม เนื่องจากเข้าสู่ ฤดูน้ำแล้งจึงมีปริมาณน้ำในเขื่อนน้อย และ (6.2) โครงการเทินหินบุน เป้าหมาย 9.6 GWh ผลการดำเนินงาน คู่สัญญาได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ในสัญญาที่แก้ไขเพิ่มเติมแล้วเสร็จ โดยกำหนดซื้อขายไฟฟ้าระหว่างวันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 88.62 GWh ผลการดำเนินงาน ปัจจุบัน กกพ. ได้รับเอกสารประกอบการขออนุญาตผลิตไฟฟ้าทั้ง 3 รายการแล้ว ได้แก่ ใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน (ร.ง.4) ใบอนุญาตประกอบกิจการผลิตไฟฟ้า และใบอนุญาตให้ผลิตพลังงานควบคุม (พค.2) โดยเข้าสู่การพิจารณา ของ กกพ. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2565 (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. และ ปตท. เป้าหมาย 100,000 ตันเทียบเท่า LNG (เฉพาะส่วนที่ดำเนินการโดยข้อเสนอของ ปตท.) ผลการดำเนินงาน 72,359 ตันเทียบเท่า LNG (9) มาตรการ ขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยมีมาตรการย่อยประกอบด้วย การตั้งอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศในอาคารให้สูงขึ้นจากปกติ 2 องศาเซลเซียส (เป็น 27 องศาเซลเซียส) และปิดระบบแสงสว่างในพื้นที่ที่ไม่จำเป็น การกำหนดเวลาเปิดปิดไฟป้ายโฆษณาขนาดใหญ่ การปิดสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงหลังเวลา 23.00 น. (เปิดระหว่างเวลา 05.00 น. ถึงเวลา 23.00 น.) การกำหนดเวลาเปิดปิดภาคธุรกิจบริการที่ใช้พลังงานสูง เช่น ห้างสรรพสินค้า ร้านสะดวกซื้อ สถานบันเทิง การปิดระบบปรับอากาศก่อนห้างสรรพสินค้าปิดทำการ 30 นาที ถึง 60 นาที การปรับเปลี่ยนเครื่องจักรอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพการใช้พลังงานสูงของโรงงานอุตสาหกรรม โดยภาครัฐสนับสนุนการให้ข้อมูลและคำแนะนำ และอาจสนับสนุนเงินลงทุนบางส่วนแก่โรงงานอุตสาหกรรม และมาตรการประหยัดพลังงานอื่นๆ ที่เหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM (Japan-Korea Marker) สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้นำเสนอ เป็นมาตรการภาคบังคับ โดยเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2565 พพ. ได้มีการจัดกิจกรรมการประกาศเจตนารมณ์เครือข่ายอนุรักษ์พลังงาน Energy Beyond Standards ของหน่วยงานภาครัฐและเอกชน 70 หน่วยงาน (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 8,800 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 5,828 ตันเทียบเท่า LNG โดยมี SPP เข้าร่วมจำนวน 10 ราย และ (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. โดยปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศขั้นตอนการรับแจ้งการประกอบกิจการพลังงานที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
3. แผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในช่วงเดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 และมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานฯ ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนพฤศจิกายน 2565 สามารถประเมินผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) ได้รวมประมาณ 68,923 ล้านบาท จากมาตรการแต่ละลำดับ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. 30,958.61 ล้านบาท (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติ ในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด 18,673.74 ล้านบาท (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 14,154.62 ล้านบาท (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 278.25 ล้านบาท (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ในส่วนของ (6.1) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 อยู่ที่ 1,405.59ล้านบาท (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม 3,400.94 ล้านบาท และ (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 330.547 ล้านบาท ทั้งนี้ มาตรการลำดับ (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ได้ประเมินรวมอยู่ในมาตรการข้อ (1) และในส่วนของมาตรการลำดับ (6.2) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว โครงการเทินหินบุน (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า (9) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจ และภาคอุตสาหกรรม และ (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ ยังไม่สามารถประเมินผลประโยชน์ทางการเงินได้ เนื่องจากยังอยู่ระหว่างขั้นตอนการเตรียมการดำเนินงาน
4. คณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยมีรายละเอียดมาตรการ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาตามมติ กกพ. เป้าหมาย 1,578 ล้านลิตร (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้าน ให้ได้มากที่สุด เป้าหมายประมาณเดือนละ 16 MMscfd ถึง 100 MMscfd (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 เป้าหมาย 682.215 GWh (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น เป้าหมาย 100 GWh (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว เป้าหมาย 25.48 GWh เฉพาะในส่วนของโครงการเทินหินบุน (6) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า เป้าหมาย 247 GWh (7) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม เป้าหมาย 120,000 ตันเทียบเท่า LNG (เฉพาะส่วนที่ดำเนินการโดยข้อเสนอของ ปตท.) (8) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม เป้าหมาย 32,200 ตันเทียบเท่า LNG และ (9) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ เป้าหมาย 3,850 ตันเทียบเท่า LNG
5. การขอขยายระยะเวลาการยกเว้นการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายสำหรับการผลิตไฟฟ้า ซึ่งจะสิ้นสุดตามแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในวันที่ 31 ธันวาคม 2565 โดยมีรายละเอียดดังนี้ เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 กบง. ได้รับทราบการขอยกเว้นการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายสำหรับ การผลิตไฟฟ้าตามแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 โดย ธพ. ได้ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดชนิด และอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 5) พ.ศ. 2565 ยกเว้นการสำรองปริมาณน้ำมันสำเร็จรูปที่จำหน่ายเพื่อใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้าและขายกระแสไฟฟ้าทั้งหมดให้แก่ กฟผ. ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 9 พฤษภาคม 2565 และจะยกเลิกต่อเมื่อสิ้นสุดแผนการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 (วันที่ 31 ธันวาคม 2565) หรือมีการเปลี่ยนแปลงตามนโยบายสถานการณ์ฉุกเฉิน โดยจะออกเป็นประกาศ ธพ. เพื่อยกเลิก ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2565 คณะอนุกรรมการบริหารสถานการณ์ในช่วงวิกฤติราคาพลังงาน (Execution Operation Team: EOT) ได้มีมติมอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. จัดทำแผนการใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้า เพิ่มเติมสำหรับเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ในกรณีการใช้ น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลผลิตไฟฟ้าทดแทนก๊าซธรรมชาติให้มากที่สุด โดยคำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเป็นหลัก (Max Oil) และเมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2565 กกพ. ได้รับทราบแผนการใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ตามที่ กฟผ. เสนอ และแผนบริหารจัดการการจัดหาและการใช้พลังงาน (Demand & Supply) ตามที่ ปตท. เสนอ ดังนั้น จึงเห็นควรเสนอพิจารณาขยายระยะเวลาการยกเว้น การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงเฉพาะปริมาณที่จำหน่ายเพื่อใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้าและขายกระแสไฟฟ้าทั้งหมดให้แก่ กฟผ. ต่อไปในปี 2566 จนกว่าจะมีการยกเลิกมาตรการการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนการใช้ ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าในช่วงสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
มติของที่ประชุม
1. รับทราบความก้าวหน้าของมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 และผลประเมินผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) จากการดำเนินมาตรการเพื่อลดการนำเข้า Spot LNG ราคาสูงเพื่อใช้ในการผลิตไฟฟ้า
2. เห็นชอบแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน สามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ
3. มอบหมายให้หน่วยงานผู้รับผิดชอบแต่ละมาตรการ ดำเนินการตามมาตรการให้บรรลุเป้าหมายในการลดการนำเข้า LNG Spot ราคาสูง โดยการดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมาย ระเบียบ และมติของคณะกรรมการที่เกี่ยวข้องต่อไป
4. เห็นชอบการขยายระยะเวลาการยกเว้นการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงเฉพาะปริมาณที่จำหน่าย เพื่อใช้ในการผลิตกระแสไฟฟ้าและขายกระแสไฟฟ้าทั้งหมดให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 เป็นต้นไป จนกว่าจะมีการยกเลิกมาตรการการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าในช่วงสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการออกประกาศ ธพ. ว่าด้วยกำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง และแจ้งมติดังกล่าวต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ให้ยื่นขอความเห็นชอบเปลี่ยนแปลงปริมาณการค้าตามขั้นตอนต่อไป
5. มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ติดตามแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 และรายงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป