![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
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียน
ประกาศ ผู้ชนะเสนอราคาการจ้างพิมพ์ซองจดหมายราชการ จำนวน 1 งาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศ ผู้ชนะเสนอราคาการจ้างซ่อมเครื่องพิมพ์ ยี่ห้อ Samsung รุ่น CLP-680ND จำนวน 1 งาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงชีวภาพ 7 - 13 พฤศจิกายน 2565
ประกาศ การจ้างที่ปรึกษาโครงการพัฒนาแนวทางเพื่อเตรียมความพร้อมและส่งเสริมการสั่งการการตอบสนองด้านโหลดแบบอัตโนมัติ (Auto-DR) โดยวิธีคัดเลือก
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคาจ้างทำตรายาง จำนวน 1 งาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคาจ้างซ่อมเครื่องถ่ายเอกสาร ยี่ห้อ Canon รุ่น IRADV DX C5750i จำนวน 1 งาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
กบง.ครั้งที่ 15/2565 (ครั้งที่ 53) วันพฤหัสบดีที่ 20 ตุลาคม 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2565 (ครั้งที่ 53)
วันพฤหัสบดีที่ 20 ตุลาคม 2565
1. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
3. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ เรื่อง มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ดังนี้
1.1 เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้รายงาน กบง. ทราบด้วย โดยมีมาตรการ ดังนี้ มาตรการลำดับที่ (1) ถึง (4) มาตรการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ประกอบด้วย (1) ใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า ตามมติคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ปริมาณ 898.8 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้าน ให้ได้มากที่สุด เฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 100 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ปริมาณ 554.428 ล้านหน่วย (GWh) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และ (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 163.330 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. มาตรการลำดับที่ (5) ถึง (7) มาตรการที่เสนอเพิ่มเติม โดยอยู่ระหว่างเตรียมนำเข้าสู่การพิจารณาการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติต่อ กกพ. ประกอบด้วย (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ได้แก่ การใช้น้ำมันดีเซลกำมะถัน 50 ppm ปริมาณ 30 ล้านลิตร และการรับน้ำมันเตา Ship to Ship ที่โรงไฟฟ้าบางปะกง ปริมาณ 30 ล้านลิตร หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. โดยรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 ได้เพิ่มประมาณ 43 ล้านหน่วย และโครงการเทินหินบุน ซึ่งคาดว่าจะสามารถรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มได้ประมาณ 9.6 ล้านหน่วย และ (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า ปริมาณ 88.62 ล้านหน่วย หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และมาตรการลำดับที่ (8) ถึง (11) มาตรการที่เสนอเพิ่มเติมและอยู่ระหว่างการหารือเพื่อประมาณการเป้าหมายในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 ประกอบด้วย (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. (9) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยมีมาตรการย่อยประกอบด้วย การตั้งอุณหภูมิเครื่องปรับอากาศในอาคารให้สูงขึ้นจากปกติ 2 องศาเซลเซียส (เป็น 27 องศาเซลเซียส) และปิดระบบแสงสว่างในพื้นที่ที่ไม่จำเป็น การกำหนดเวลาเปิดปิดไฟป้ายโฆษณาขนาดใหญ่ การปิดสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิงหลังเวลา 23.00 น. (เปิดระหว่างเวลา 05.00 น. – 23.00 น.) การกำหนดเวลาเปิดปิดภาคธุรกิจบริการที่ใช้พลังงานสูง เช่น ห้างสรรพสินค้า ร้านสะดวกซื้อ สถานบันเทิง การปิดระบบปรับอากาศก่อนห้างสรรพสินค้าปิดทำการ 30 - 60 นาที การปรับเปลี่ยนเครื่องจักรอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพการใช้พลังงานสูงของโรงงานอุตสาหกรรม โดยภาครัฐสนับสนุนการให้ข้อมูลและคำแนะนำ และอาจสนับสนุนเงินลงทุนบางส่วนแก่โรงงานอุตสาหกรรม และมาตรการประหยัดพลังงานอื่นๆ ที่เหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ หากราคา Spot LNG JKM (Japan-Korea Marker) สูงกว่า 50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ต่อเนื่องกันไม่น้อยกว่า 14 วัน (Trigger point) ให้นำเสนอเป็นมาตรการภาคบังคับ (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. และ (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ.
1.2 มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการ ดังต่อไปนี้ (1) ให้สำนักงาน กกพ. ร่วมกับ กฟผ. และ ธพ. ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนการใช้ น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา ตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. ดังนี้ 1) ให้สำนักงาน กกพ. กำกับติดตาม และบูรณาการการดำเนินการของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในภาพรวมเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตา รวมทั้งเสนอต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาแผนการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติและเชื้อเพลิงต่างๆ ให้สอดคล้องกัน 2) ให้ กฟผ. กำกับติดตามให้โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้าเอกชนมีการรับและใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามที่กำหนดไว้ในแผนดังกล่าว และ 3) ให้ ธพ. ประสาน และติดตามให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงจัดส่งน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาเพื่อให้เป็นไปตามแผนการใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตา (2) ให้ ชธ. ดำเนินการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศและประเทศเพื่อนบ้านซึ่งมีราคาต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG ให้ได้มากที่สุด ทั้งนี้ ให้ ชธ. สนับสนุนและประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในการเจรจากับประเทศเพื่อนบ้านเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติในราคาที่เหมาะสมและต่ำกว่าการนำเข้า Spot LNG เพิ่มเติม (3) ให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจาก 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. และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบ (4) เห็นชอบให้มีการบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 ดังนี้ 1) ให้ กกพ. กำหนดเป้าหมายการใช้ก๊าซธรรมชาติของภาคส่วนต่างๆ ให้เกิดความเป็นธรรม โดยให้แต่ละภาคส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติมีส่วนร่วมในการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยอาจปรับเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่น ที่มีราคาต่ำกว่า ทั้งนี้ ตามสัดส่วนการใช้ของแต่ละภาคส่วน 2) ให้สำนักงาน กกพ. ประสาน ปตท. เพื่อขอความร่วมมือจากกลุ่มลูกค้าอุตสาหกรรมและภาคปิโตรเคมีในการปรับเปลี่ยนจากการใช้ก๊าซธรรมชาติไปใช้เชื้อเพลิงอื่น หรือมีการใช้วัตถุดิบที่จะส่งผลให้สามารถลดการใช้ก๊าซธรรมชาติลง หรือมีมาตรการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้ ก๊าซธรรมชาติให้เกิดความคุ้มค่า และ 3) ให้ กกพ. พิจารณาและกำกับดูแลเกี่ยวกับการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคส่วนต่างๆ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์วิกฤตการณ์ราคาพลังงาน ทั้งนี้ ให้ กกพ. นอกจากต้องดำเนินการให้เป็นไปตามข้อ (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) ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน(สนพ.) นำเสนอ เป็นมาตรการภาคบังคับ (6) ให้ กฟผ. เร่งการเจรจาเพื่อหาแนวทางการลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจ จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ และ (7) ให้ สำนักงาน กกพ. เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่อยู่ระหว่างขั้นตอนการพิจารณาต่างๆ เพื่อให้เกิดการติดตั้ง Solar Cell โดยเร็ว ทั้งนี้ การดำเนินการตามมาตรการในข้อ 1.1 และข้อ 1.2 ต้องให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด
1.3 มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่า โดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว
1.4 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามข้อ 1.1 ถึงข้อ 1.3 อย่างใกล้ชิดและรายงานต่อ กบง. ทราบ รวมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้ปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมายช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 และขอให้สำนักงาน กกพ. นำเสนอ กกพ. พิจารณาความเหมาะสมของมาตรการและดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ต่อไป โดยมีรายละเอียดการปรับปรุงมาตรการ และเป้าหมายในช่วงดังกล่าว ดังนี้ (1) ปรับชื่อมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ลำดับที่ (5) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. จากเดิม การใช้น้ำมันดีเซลกำมะถัน 50 ppm เป็น การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี (Glow) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค (EPEC) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG) และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) รวมทั้งปรับเป้าหมายจากเดิม ปริมาณ 30 ล้านลิตร เป็น 20 ล้านลิตร และปรับชื่อมาตรการ การรับน้ำมันเตา Ship to Ship ที่โรงไฟฟ้าบางปะกง เป็น การปรับแผนการนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship สำหรับโรงไฟฟ้าบางปะกง โดยคงเป้าหมายไว้ที่ปริมาณ 30 ล้านลิตร ตามเดิม และ (2) กำหนดเป้าหมายของมาตรการลำดับที่ (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมี และภาคอุตสาหกรรม ที่ 100,000 ตันเทียบเท่า LNG (เฉพาะส่วนที่ดำเนินการโดยข้อเสนอของ ปตท.) และมาตรการลำดับที่ (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ที่ 8,800 ตันเทียบเท่า LNG ทั้งนี้ จากสถานการณ์ปัจจุบันที่ราคา Spot LNG JKM และราคาน้ำมันดีเซลมีความผันผวนอย่างรุนแรง เมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2565 ประธานคณะอนุกรรมการฯ จึงได้มีหนังสือถึงเลขาธิการสำนักงาน กกพ. เน้นย้ำให้สำนักงาน กกพ. ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงานอย่างใกล้ชิด และประเมินความเหมาะสมของมาตรการที่ใช้ในปัจจุบัน โดยคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ พร้อมทั้งขอให้เสนอแนะแนวทางการบริหารจัดการหากต้องมีการปรับใช้มาตรการอื่นๆ เพิ่มเติม และให้รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น โดยรวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม (Excess Energy) จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิมกลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการ รวมทั้งมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา ต่อมา เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กบง. ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มและมีมติเห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิมตามที่ กกพ. เสนอ และให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยมีระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มภายในปี 2565 จากนั้น เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูงสุด ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กกพ. และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่นๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบัน และมีพลังงาน ส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบ ให้มีความเหมาะสมเป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า และ (3) มอบหมายให้ กบง. พิจารณาและบริหารการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มให้มีความเหมาะสม เป็นไปตามนโยบาย โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการ ผลิตไฟฟ้าให้ทันต่อสถานการณ์ และรายงานให้ กพช. ทราบต่อไป ต่อมา เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาทบทวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ กฟผ. และ กฟภ. หรือ กฟน. สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ซึ่งมีอัตรารับซื้อไฟฟ้ากรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย และกรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ และพลังงานลม) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม (2) เห็นชอบให้ชะลอการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดเล็ก/ขนาดเล็กมากออกไปก่อน และมอบหมายให้ พพ. ศึกษาความเหมาะสมในการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มดังกล่าว และ (3) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 กบง.ได้พิจารณามาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน (มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานฯ) และได้ มีมติเห็นชอบมาตรการในช่วงเดือนตุลาคม 2565 – ธันวาคม 2565 โดยมีมาตรการรับซื้อไฟฟ้าระยะสั้น จากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น รวมอยู่ในมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานฯ ดังกล่าว ทั้งนี้ ให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานสามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ และให้รายงาน กบง. ทราบ
2. กกพ. ได้รายงานผลการดำเนินโครงการรับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นเพื่อรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 ดังนี้ (1) กลุ่มสัญญาเดิม ทั้งผู้ที่อยู่ระหว่างทำสัญญา และผู้ที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (COD) แล้ว (Committed) รวมทั้งสิ้น 24 ราย ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มรวม 64.54 เมกะวัตต์ (MW) และกลุ่มไม่มีสัญญา ทั้งผู้ที่อยู่ระหว่างทำสัญญา และ COD แล้ว รวมทั้งสิ้น 14 ราย ปริมาณรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มรวม 67.90 เมกะวัตต์ และ (2) ประมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ พลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ กรณีรับซื้อต่อเนื่องสำหรับปี 2566 (Plant Factor ที่ร้อยละ 20) รวมทั้งสิ้น 328.73 ล้านหน่วย (GWh) เทียบเท่าการนำเข้า Spot LNG 0.0435 ล้านตัน นอกจากนี้ได้รายงานปัญหาอุปสรรคในการดำเนินงาน ดังนี้ (1) ข้อจำกัดด้านเทคนิค ระบบจำหน่ายของการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่ายมีปัญหาความไม่สมดุลของการใช้ไฟฟ้าในระบบไฟฟ้า (Load Imbalance) จากกำลังการผลิต และการใช้ไฟฟ้าที่ไม่สมดุลจากการเพิ่มการรับซื้อพลังงานหมุนเวียน ทำให้เกิดปัญหาต่อคุณภาพของระบบไฟฟ้าเพิ่มขึ้น (2) ข้อจำกัดการส่งเสริมการลงทุน โดยสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (สกท.) แจ้งว่า ผู้ได้รับการส่งเสริมการลงทุนในประเภทกิจการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน หรือผู้ได้รับการส่งเสริมในประเภทกิจการอื่น แต่มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไว้ใช้เอง และประสงค์จะจำหน่ายไฟฟ้าส่วนเกิน ตามระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าระยะสั้นเพื่อรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน พ.ศ. 2565 สามารถดำเนินการได้ โดยต้องมีหนังสือแจ้งมายัง สกท. เพื่อขออนุญาตใช้เครื่องจักรในระบบผลิตไฟฟ้าเพื่อผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้การไฟฟ้าด้วย ทั้งนี้ รายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าส่วนเกินดังกล่าวจะไม่อยู่ในข่ายได้รับสิทธิและประโยชน์ด้านภาษีเงินได้นิติบุคคล และ (3) ค่าไฟฟ้าไม่จูงใจ และระยะเวลาในการรับซื้อสั้นเกินไป เนื่องจากนโยบายรับซื้อไฟฟ้ากำหนดระยะเวลารับซื้อถึงปี 2565 โดยกรณีกลุ่มไม่มีสัญญาซึ่งกำหนดให้รับซื้อ ปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ระเบียบการจัดหาไฟฟ้าฯ ได้กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้องเป็นผู้รับผิดชอบภาระค่าใช้จ่าย ในการเชื่อมโยงหรือปรับปรุงระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ กลุ่มผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ได้ให้ข้อมูลว่า ได้พิจารณาเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายที่ต้องลงทุน กับผลตอบแทนค่าไฟฟ้าที่จะได้รับโดยเฉพาะกลุ่มพลังงานแสงอาทิตย์ พบว่าไม่คุ้มค่าเนื่องจากมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพียง 0.50 บาทต่อหน่วย ประกอบกับระยะเวลาเปิดรับซื้อสั้นเกินไป จึงเห็นควรเสนอทบทวนอัตรารับซื้อไฟฟ้า และขยายระยะเวลาการรับซื้อไฟฟ้าอีก 2 - 3 ปี เพื่อให้ผู้สนใจมีความมั่นใจและมีความคุ้มค่าในการลงทุนมากขึ้น โดยคาดว่าจะได้รับความสนใจจากกลุ่มมหาวิทยาลัยและโรงงานที่ไม่มีการทำงานวันหยุดเพิ่มขึ้นได้ ทั้งนี้ กกพ. ได้พิจารณาแล้ว เห็นควรขยายระยะเวลาการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มระยะสั้น ภายใต้มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานฯ สำหรับกลุ่มที่มี สัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ ออกไปอีก 2 ปี สิ้นสุดภายในปี 2567 เพื่อบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าจากปัญหาวิกฤตราคาพลังงานตามนโยบายของรัฐบาล
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบค่าไฟฟ้าจากการดำเนินการจัดหาและการเพิ่มขึ้นของราคาก๊าซธรรมชาติที่ได้รับผลกระทบจากราคาพลังงานในตลาดโลกที่เพิ่มสูงขึ้น จึงควรขยายระยะเวลาการเปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้มาตรการบริหารจัดการ ด้านพลังงานฯ สำหรับกลุ่มที่มีสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ ออกไปอีก 2 ปี สิ้นสุดภายในปี 2567 ตามความเห็นของ กกพ. ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการขยายกรอบระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของมติคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 28 มีนาคม 2565 โดยขยายกรอบระยะเวลาเพิ่มเติมจากปี 2565 ออกไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2567
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 - 31 ตุลาคม 2565 และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จัดทำแนวทางการช่วยเหลือ LPG ภาคครัวเรือน นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับราคาขายปลีก LPG ในระยะต่อไป (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG และ (3) มอบหมายให้ ธพ. ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 - 31 ธันวาคม 2565
2. จากสถานการณ์ความตึงเครียดระหว่างประเทศยูเครนและสหพันธรัฐรัสเซียส่งผลให้เกิดวิกฤตราคาพลังงานทั่วโลก ซึ่งกระทบต่ออัตราเงินเฟ้อ ภาพรวมเศรษฐกิจ และค่าครองชีพของประชาชน โดยปัจจุบันราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงผันผวน โดยในเดือนกันยายน 2565 - ตุลาคม 2565 ราคา LPG ตลาดโลกลดลงประมาณ 69.40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือลดลงร้อยละ 11 จาก 644.65 สู่ระดับ 575.25 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 18 ตุลาคม 2565 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นเนื่องจากค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวเพิ่มขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.0485 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 24.5079 บาทต่อกิโลกรัม (649.87 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 24.5564 บาทต่อกิโลกรัม (647.87 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 6.9116 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 6.9601 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 16 ตุลาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 126,690 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 84,126 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 42,564 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,541 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,210 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 669 ล้านบาทต่อเดือน
4. ปัจจุบัน ธพ. อยู่ระหว่างจัดทำแนวทางการช่วยเหลือ LPG ภาคครัวเรือน ประกอบกับสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงผันผวน โดย ณ วันที่ 18 ตุลาคม 2565 อยู่ที่ 575.25 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 440 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ในขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 669 ล้านบาทต่อเดือน และฐานะกองทุนบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 42,564 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 พฤศจิกายน 2565 - 31 ธันวาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 669 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 2 ครั้ง ไปที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2565 - 30 พฤศจิกายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 368 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2565 - 31 ธันวาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 66 ล้านบาทต่อเดือน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 16 ตุลาคม 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 42,564 ล้านบาท โดยหากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 43,902 ล้านบาท หรือติดลบ 42,998 ล้านบาท ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 ตามลำดับ ทั้งนี้ การดำเนินการตามแนวทางที่ 1 จะช่วยลดผลกระทบค่าครองชีพของประชาชนแต่จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระเพิ่มขึ้น และเกิดปัญหา การลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน ในขณะที่แนวทางที่ 2 จะทำให้ราคาขายปลีกสะท้อนต้นทุนการจัดหา และลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ที่เกิดจากการอุดหนุนราคา LPG รวมถึงลดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน แต่จะทำให้ค่าครองชีพของประชาชนเพิ่มสูงขึ้น อย่างไรก็ดี แม้ปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็น 438 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 พฤศจิกายน 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป