- การกำกับดูแลองค์กร
- การพัฒนาระบบบริหาร
- การบริหารและพัฒนาทรัพยากรบุคคล
- แผนบริหารความต่อเนื่อง
- แผนปฏิบัติการดิจิทัล ของ สนพ.
- ศูนย์ประสานราชการใสสะอาด
- ศูนย์ประสานงานด้านความเสมอภาค ระหว่างหญิงชาย
- ศูนย์บริการร่วม
- ศูนย์ข้อมูลข่าวสาร
- สรุปผลการดำเนินงานจัดซื้อจัดจ้าง
- ข้อมูลเชิงสถิติการให้บริการ
- กลุ่มงานจริยธรรม
- การคุ้มครองข้อมูลส่วนบุคคล
มติกพช.กบง. (474)
กบง.ครั้งที่ 9/2564 (ครั้งที่ 31) วันจันทร์ที่ 4 ตุลาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 9/2564 (ครั้งที่ 31)
วันจันทร์ที่ 4 ตุลาคม พ.ศ. 2564
มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันตลาดโลกมีการปรับขึ้นลงราคาทุกวัน และมีแนวโน้มปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยในเดือนกันยายน 2564 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับลงจำนวน 7 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.01 ถึง 0.22 บาทต่อลิตร และปรับขึ้นจำนวน 13 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.05 ถึง 0.37 บาทต่อลิตร รวมเฉลี่ยทั้งเดือนปรับขึ้น 1.48 บาทต่อลิตร ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบที่เคลื่อนไหวดังกล่าวจะสะท้อนราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศ โดยมีการปรับขึ้นในเดือนกันยายน 2564 จำนวน 6 ครั้ง ครั้งละประมาณ 40 ถึง 60 สตางค์ต่อลิตร เนื่องจากค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันอยู่ต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่ระดับ 2 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 E20 91E10 ปรับขึ้นรวม 1.90 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 บี20 ปรับขึ้นรวม 2.50 บาทต่อลิตร มีแนวโน้มปรับตัวในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมันสำเร็จรูป UNL 95 และ Gasoil 10 ppm ที่ปรับขึ้น 1.90 และ 2.60 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งสถานการณ์ราคาน้ำมันไบโอดีเซล (บี100) ณ ต้นเดือนตุลาคม 2564 ราคาอยู่ที่ 41.66 บาทต่อลิตร ปรับตัวเพิ่มจากสัปดาห์ที่ผ่านมา 0.30 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลก และราคาบี100 ที่ปรับเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ราคาน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้น และส่งผลต่อภาระค่าใช้จ่ายของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องจ่ายเงินชดเชย บี100 ประกอบกับปัจจุบันน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 มีราคาสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ผู้บริโภคเกิดความเดือดร้อนจากสถานการณ์ราคาดังกล่าว เนื่องจากปริมาณการใช้น้ำมัน บี7 เป็นร้อยละ 56 ของการใช้น้ำมันดีเซลทั้งหมด
2. กระทรวงพลังงานได้เสนอแนวทางการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยให้มีการปรับลดสัดส่วนไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากเดิมมีการผสมอยู่ 3 สัดส่วน คือ ร้อยละ 7 (บี7)ร้อยละ 10 (บี10) และร้อยละ 20 (บี20) ให้มีสัดส่วนเดียว คือ ร้อยละ 5 (บี5) โดยให้มีการปรับอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็น 0.01 บาทต่อลิตร และกำหนดค่าการตลาดที่ระดับ 1.80 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 30.51 บาทต่อลิตร เข้าหลักเกณฑ์ของแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ซึ่งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสามารถเข้ามารักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอมาตรการ 2 กรณี ดังนี้ กรณีที่ 1 ให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ให้เท่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ณ วันที่ 4 ตุลาคม 2564 ที่ระดับราคา 28.29 บาทต่อลิตร ส่งผลให้สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มดีเซลและเบนซินมีรายจ่ายเดือนละ 3,141 ล้านบาท และกรณีที่ 2 ให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ให้เท่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ณ วันที่ 4 ตุลาคม 2564 ที่ระดับราคา 28.04 บาทต่อลิตร ส่งผลให้สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มดีเซลและเบนซินมีรายจ่ายเดือนละ 3,507 ล้านบาท
3. แนวทางดำเนินการตามมาตรการด้านน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มีดังนี้ ส่วนที่ 1 ปรับหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดย น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา = (1-X) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน โดยที่ X = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน ไบโอดีเซล = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบ (บาทต่อลิตร)โดย การคำนวณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชียคงเดิม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิง = (0.9184 x MOPS Gasoil 10 ppm + 0.0816 x MOPS Gasoil ราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย 500 ppm + พรีเมียม) ที่ 600F x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 โดยที่ พรีเมียม = ค่าขนส่ง World Scaleด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ + ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) ส่วนที่ 2 ปรับค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ เดิมมีกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่มีสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 สัดส่วน คือ ร้อยละ 7 (บี7) ร้อยละ 10 (บี10) และร้อยละ 20 (บี20) โดยมีค่าการตลาด ดังนี้ 1.65 2.00 และ 1.70 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ปรับใหม่เหลือสัดส่วนเดียว คือ ร้อยละ 5 (บี5) โดยค่าการตลาดอยู่ที่ 1.80 บาทต่อลิตร เพื่อให้ค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์ไม่เกิน 2.00 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 และส่วนที่ 3 กรมธุรกิจพลังงานออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. ใหม่ ที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซลร้อยละ 5
มติของที่ประชุม
1. มอบสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก 1.00 บาทต่อลิตรเป็น 0.01 บาทต่อลิตร ให้มีผลก่อนวันที่ประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ ....มีผลบังคับใช้
2. เห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยปรับลดสัดส่วนผสมขั้นต่ำของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา เป็นร้อยละ 6 โดยปริมาตร และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการ ดังนี้
2.1 มอบกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. ….
2.2 มอบสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาโดยให้ส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เท่ากับ 0.25 บาทต่อลิตร และให้มีผลตั้งแต่วันที่ประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ .... มีผลบังคับใช้
3. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงของฝ่ายเลขานุการฯ ทั้งนี้ ให้มีผลนับจากวันที่ประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. ของ ธพ. มีผลบังคับใช้
4. เห็นชอบค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดเท่ากับ 1.40 บาทต่อลิตรเพื่อใช้อ้างอิงในการกำกับดูแลความเหมาะของราคาขายปลีก ในระหว่างการใช้มาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นการชั่วคราว
5. มอบ สกนช. ติดตามและกำกับให้ค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดอยู่ในช่วง 1.40 บาทต่อลิตร โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริการจัดการอัตราเงินกองทุน
6. มอบฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามการดำเนินมาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและจัดทำแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะยาวนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 10/2564 (ครั้งที่ 32) วันพุธที่ 20 ตุลาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 10/2564 (ครั้งที่ 32)
วันพุธที่ 20 ตุลาคม พ.ศ. 2564
1. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่1 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก 1.00 บาทต่อลิตรเป็น 0.01 บาทต่อลิตร ให้มีผลก่อนวันที่ประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ .... มีผลบังคับใช้ และเห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยปรับลดสัดส่วนผสมขั้นต่ำของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา เป็นร้อยละ 6 โดยปริมาตรและมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการ ดังนี้ มอบกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. และมอบ สกนช.นำเสนอ กบน. ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาโดยให้ส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เท่ากับ 0.25 บาทต่อลิตร และให้มีผลตั้งแต่วันที่ประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ .... มีผลบังคับใช้และเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงของฝ่ายเลขานุการฯ ทั้งนี้ ให้มีผลนับจากวันที่ประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. ของ ธพ. มีผลบังคับใช้ และเห็นชอบค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดเท่ากับ 1.40 บาทต่อลิตรเพื่อใช้อ้างอิงในการกำกับดูแลความเหมาะของราคาขายปลีก ในระหว่างการใช้มาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ทั้งนี้ มอบ สกนช. ติดตามและกำกับให้ค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดอยู่ในช่วง 1.40 บาทต่อลิตร โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริการจัดการอัตราเงินกองทุน และมอบฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามการดำเนินมาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและจัดทำแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะยาวนำเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป
2. การดำเนินการตามมติกบง. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 กระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินตามมติ ดังนี้ (1) ธพ. ได้ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 5) พ.ศ. 2564 โดยประกาศในราชกิจจานุเบกษา มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ตุลาคม 2564 โดยปรับลดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลอัตราต่ำในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 7 จากเดิมร้อยละ 9.0 และ 6.6 เป็น 6.0 ทั้ง 2 ชนิด (2) สกนช. ได้ออกประกาศ กบน. 2 ฉบับ ดังนี้ ฉบับที่ 21 พ.ศ. 2564เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุนและอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง มีผลตั้งแต่วันที่ 5 ตุลาคม 2564 โดยปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก 1.00 บาทต่อลิตร เป็น 0.01 บาทต่อลิตร โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยเพิ่มขึ้นประมาณ 30 ล้านบาทต่อวัน จำนวนทั้งสิ้น 179 ล้านบาท ตั้งแต่วันที่ 5 ตุลาคม ถึงวันที่ 10 ตุลาคม 2564 จากการเปลี่ยนแปลงดังกล่าว และฉบับที่ 22 พ.ศ. 2564 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุนและอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง มีผลตั้งแต่วันที่ 11 ตุลาคม 2564 โดยปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก ติดลบ 2.50 และ 0.01 บาทต่อลิตร ตามลำดับ เป็น ติดลบ 1.99 บาทต่อลิตร ทั้ง 2 ชนิด โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยเพิ่มขึ้นประมาณ 52 ล้านบาทต่อวัน จำนวนทั้งสิ้น 467 ล้านบาท ตั้งแต่วันที่ 11 ตุลาคม ถึงวันที่ 19 ตุลาคม 2564 จากการเปลี่ยนแปลงดังกล่าว (3) สนพ. ติดตามค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มน้ำมันดีเซล ตั้งแต่วันที่ 5 ตุลาคม ถึงวันที่ 19 ตุลาคม 2564 เฉลี่ยอยู่ที่ 0.50 บาทต่อลิตร ซึ่งต่ำกว่าค่าการตลาดที่กบง. กำหนดที่ 1.40 บาทต่อลิตร และติดตามราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซล ของบริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จํากัด (มหาชน) ตั้งแต่วันที่ 5 ตุลาคม ถึงวันที่ 20 ตุลาคม 2564 มีการปรับราคาลง 3 ครั้งโดย 2 ครั้งแรก น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ปรับลดครั้งละ 1.00 และ 2.00 บาทต่อลิตร เป็นผลมาจากการปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และมีการปรับราคาขึ้น 2 ครั้ง ของกลุ่มน้ำมันดีเซล ครั้งละ 0.60 บาทต่อลิตร เป็นผลมาจากราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ทำให้ ณ วันที่ 20 ตุลาคม 2564 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 อยู่ที่ 29.29 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20อยู่ที่ 29.04 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ในส่วนของบริษัทน้ำมันรายอื่นให้ความร่วมมือในการดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว แต่เนื่องจากราคาน้ำมันตลาดโลกมีการปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องส่งผลให้มีการปรับเพิ่มราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลมากกว่าของบริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จํากัด (มหาชน) เนื่องจากค่าการตลาดอยู่ในระดับต่ำ
3. เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2564 กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการตามนโยบายคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติและได้มีการหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง โดยมีข้อสรุปมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้ (1) ให้คงชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซล 3 ชนิด ประกอบด้วยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และ บี 20 (2) กำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 อยู่ที่ 0.15 บาทต่อลิตร และส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 0.25 บาทต่อลิตร และ (3) กำกับให้ค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร โดยให้ติดตามสถานการณ์อย่างใกล้ชิด โดยมีแนวทางดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้ (1) ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร หรือที่ราคาน้ำมันดิบดูไบไม่เกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (2) ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีอยู่ในปัจจุบัน ซึ่ง ณ วันที่ 17 ตุลาคม 2564 ฐานะกองทุนอยู่ที่ 9,207 ล้านบาท รวมถึงกู้ยืมเงินในวงเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซล (3) ในกรณีราคาน้ำมันดิบดูไบเกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล หรือสถานภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไม่เพียงพอที่จะรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตรแล้ว ให้ประสานกระทรวงการคลังเพื่อปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตเป็นลำดับต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้
1.1 กำหนดให้มีน้ำมันเชื้อเพลิง 3 ชนิด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 โดยให้กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมตามปกติ ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 เป็นต้นไป
1.2 กำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา อยู่ที่ 0.15 บาทต่อลิตร และส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 0.25 บาทต่อลิตร
1.3 คงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
2. เห็นชอบแนวทางดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้
2.1 ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร หรือที่ราคาน้ำมันดิบดูไบไม่เกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล
2.2 ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีอยู่ในปัจจุบัน รวมถึงกู้ยืมเงินในวงเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซล
2.3 ในกรณีราคาน้ำมันดิบดูไบเกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล หรือสถานภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไม่เพียงพอที่จะรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตรแล้วให้ประสานกระทรวงการคลังเพื่อปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตเป็นลำดับต่อไป
3. มอบกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. ….
4. มอบฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ส่วนต่างราคาขายปลีกของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลเป็นไปตามข้อ 1.2 และข้อ 2
5. มอบฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน สกนช. นำเสนอ กบน. ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุน เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
กบง.ครั้งที่ 11/2564 (ครั้งที่ 33) วันพฤหัสที่ 28 ตุลาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 11/2564 (ครั้งที่ 33)
วันพฤหัสบดีที่ 28 ตุลาคม พ.ศ. 2564
5. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100)ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. (PLL) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 และให้ ปตท. ลงนามในสัญญา LNG SPA กับบริษัท PLL ภายหลังจากที่ร่างสัญญาได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงข้อความในสัญญาดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท PLL โดยมีรายละเอียดสำคัญ ดังนี้ (1) คู่สัญญา ได้แก่ ผู้ขาย คือ บริษัท PETRONAS LNG LTD. และผู้ซื้อ คือ ปตท. (2) ปริมาณซื้อขายรายปี (Annual Contracted Quantity: ACQ) ในปี 2560 ไม่เกินจำนวน 0.36 ล้านตันต่อปี ปี 2561 จำนวน 0.8 ล้านตันต่อปี และตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป จำนวน 1.2 ล้านตันต่อปี (3) กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2560 โดยปีสัญญามกราคม ถึงธันวาคม (4) อายุสัญญา15 ปี และขยายได้อีก 5 ปี โดยคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน (5) แหล่งที่มาของ LNG (PETRONAS’s Portfolio) จาก Malaysian LNG (MLNG) Floating LNG โครงการ GLNG และโครงการ Pacific North West เป็นต้น (6) รูปแบบการส่งมอบ คือ Delivery Ex-ship (DES) (7) Buyer’s Take or Pay หากผู้ซื้อไม่สามารถรับ LNG เที่ยวเรือนั้นได้ ผู้ขายจะพยายามขาย LNG นั้นให้กับผู้ซื้อรายอื่น โดยผู้ซื้อรับผิดชอบชดเชยมูลค่าส่วนที่ขาดจากการขาย LNG เที่ยวเรือนั้น โดยไม่มี Make-up Cargo ภายหลัง (8) Seller’s Shortfall ชดเชยตามจริงไม่เกินร้อยละ 40 ของมูลค่าเที่ยวเรือ LNG ที่ผู้ขายขาดส่งตามแผน และชดเชยตามจริง ไม่เกินร้อยละ 100 ของมูลค่าเที่ยวเรือ LNG ที่ผู้ขายขาดส่งตามแผนกรณีเกิดจากความจงใจของผู้ขาย (9) LNG Off-Spec. กรณีที่ผู้ขายแจ้ง Off-Spec. ให้ผู้ซื้อทราบล่วงหน้าผู้ขายรับผิดชอบชดเชยค่าเสียหายจ่ายตามจริง แต่ไม่เกินร้อยละ 30 ของมูลค่า Off-Spec. LNG และกรณีที่ผู้ขายไม่แจ้ง Off-Spec. ให้ผู้ซื้อทราบล่วงหน้า ผู้ขายรับผิดชอบชดเชยค่าเสียหายจ่ายตามจริงแต่ไม่เกินร้อยละ 100 ของมูลค่า LNG เที่ยวเรือนั้น (10) Contract Price หากราคา Japan Crude Cocktail (JCC)ต่ำกว่า 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ใช้สูตรอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ และหาก JCC มากกว่าหรือเท่ากับ 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ใช้สูตรอ้างอิงราคาน้ำมันดิบและราคาก๊าซธรรมชาติ (hybrid) (11) การเจรจาทบทวนสูตรราคา (Price Review) 2 ครั้งในปีที่ 5 และปีที่ 10 ของอายุสัญญา คือ ปี 2565 และปี 2570 (12) Payment Term 8 วันทำการ หลังจากได้รับใบแจ้งหนี้ (13) ACQ Flexibility สิทธิในการปรับลด/เพิ่มจำนวนเที่ยวเรือ สิทธิในการยกเลิกเที่ยวเรือ (Cancellation option) โดยการแจ้งล่วงหน้า และสิทธิในการซื้อ LNG เพิ่มเติมภายใต้สูตรราคา Contract Price - α โดยคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน (14) Diversion/Destination Flexibility สามารถตกลงกันนำ LNG ไปขายตลาดอื่นนอกประเทศไทยได้ และ (15) Governing Law/Dispute Resolution เป็น English Law/ Arbitration with UNCITRAL rule
2. การดำเนินการของ ปตท. ในการเจรจาทบทวนราคา LNG (Price Review) กับบริษัท PLL มีดังนี้ (1) จากสถานการณ์ราคา LNG ในตลาดโลกตั้งแต่ปี 2560 ถึงปี 2563 ที่มีแนวโน้มคลายตัวลง เนื่องจากมีอุปทาน LNG เพิ่มขึ้นจากโครงการผลิต LNG ใหม่ในประเทศออสเตรเลียและสหรัฐอเมริกา ส่งผลให้ตลาด LNG อยู่ในสภาวะอุปทานมากกว่าอุปสงค์ ปตท. จึงเห็นโอกาสเจรจา Price Review กับบริษัท PLL ภายใต้เงื่อนสัญญา เพื่อปรับลดราคา LNG จากสัญญาซื้อขายระยะยาวลงตามสถานการณ์ตลาด และจากประมาณการแนวโน้มราคาในปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่าตลาด LNG มีแนวโน้มตึงตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากประเทศต่างๆ มีแนวโน้มจัดการการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 ได้ดีขึ้น ส่งผลให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจ อีกทั้งประเทศผู้ซื้อรายใหญ่โดยเฉพาะจีนมีนโยบายอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมจึงส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติและ LNG ทดแทนการใช้ถ่านหิน ทำให้ตลาดมีความต้องการใช้ LNG สูงขึ้น ในทางกลับกัน ตลาดมีอุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG อย่างจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ราคา LNG จึงมีแนวโน้มสูงขึ้นจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 โดยบริษัท PLL อาจขอเจรจา Price Review ครั้งที่ 2 ในปี 2569 เพื่อปรับราคา LNG เพิ่มขึ้นตามสภาวะตลาด (2) วันที่ 30 ธันวาคม 2563 ปตท. ได้ยื่นหนังสือ Price Review Notice ให้บริษัท PLL เพื่อขอดำเนินการเจรจาทบทวนสูตรราคา ครั้งที่ 1 ตามเงื่อนไขสัญญา เนื่องจากประเมินว่าจะสามารถปรับลดราคาลงได้ (3) เงื่อนไขในสัญญา LNG SPA ระบุว่าหากคู่สัญญาไม่สามารถตกลงราคาใหม่ได้ภายใน 180 วัน นับจากวันที่ยื่นหนังสือ Price Review Notice คือวันที่ 30 มิถุนายน 2564 คู่สัญญามีสิทธิ์ขอเข้าสู่กระบวนการ Expert หรือ Arbitration ซึ่งเงื่อนไขสัญญากำหนดให้สามารถเปลี่ยนแปลงราคาสุดท้ายได้ไม่เกินบวก/ลบ ร้อยละ 7 จากราคาเดิม ปตท. และบริษัท PLL จึงได้เสนอเจรจาลดราคาลงจากเดิมร้อยละ 7 ซึ่งเทียบเท่าส่วนลดสูงสุดของกระบวนการ Expert หรือ Arbitration เพื่อหลีกเลี่ยงการเข้าสู่กระบวนการดังกล่าวซึ่งมีค่าใช้จ่ายสูงและอาจส่งผลต่อธุรกิจและความสัมพันธ์ระหว่าง ปตท. และบริษัท PLL ในอนาคต โดยมีข้อสรุปผลการเจรจาในการปรับลดสูตรราคา LNG SPA ลงเฉลี่ยร้อยละ7 และคงระดับ Kink Point ที่ JCC เท่ากับ 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ทั้งนี้ ปตท. และบริษัท PLL ต้องลงนามแก้ไขสัญญาภายในปี 2564 เพื่อให้ราคาใหม่มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2565 จนถึงกำหนด Price Review ครั้งต่อไป (4) ผลการเจรจาครั้งนี้สามารถลดต้นทุนการจัดหา LNG ลงประมาณ 900 ถึง 1,000 ล้านบาทต่อปี หรือรวมประมาณ 4,500 ถึง 5,000 ล้านบาท ในช่วงปี 2565 ถึงปี 2569 หรือลดต้นทุนค่า Ft ประมาณ 0.42 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งเป็นประโยชน์กับประเทศ (5) วันที่ 19 สิงหาคม 2564 ที่ประชุมคณะกรรมการ ปตท. ได้เห็นชอบผลการเจรจา Price Review และการแก้ไขสัญญากับบริษัท PLL และให้ ปตท. ขอความเห็นชอบจากภาครัฐต่อไป และ (6) เนื่องด้วยการจัดหาสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวของ ปตท. กับบริษัท PLL ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. ดังนั้น การแก้ไขสัญญาใหม่ตามเงื่อนไข Price Review จึงต้องให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณา และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาก่อนขอความเห็นชอบจาก กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ตามผลการเจรจา Price Review ภายหลังจากที่ร่างสัญญาดังกล่าวได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเรื่องการทบทวนราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Price Review) จากสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท PETRONAS LNG LTD. เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) ซึ่งจะมีการดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าที่พัฒนาขึ้นใน สปป. ลาวและเชื่อมโยงผ่านระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยปัจจุบันมีกรอบปริมาณความร่วมมือในการซื้อขายไฟฟ้าจำนวน 9,000 เมกะวัตต์ และมีสถานภาพการซื้อขายไฟฟ้า โดยมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 5,421เมกะวัตต์ จำนวน 10 โครงการ และโครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 514 เมกะวัตต์ จำนวน 1 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน 1 รวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านทั้งสิ้น 5,935 เมกะวัตต์ และคงเหลือปริมาณไฟฟ้าที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ประมาณ 3,065 เมกะวัตต์ และกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน (พน.) แจ้งความประสงค์เสนอขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจำนวน 5 โครงการ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 4,200 เมกะวัตต์ และขอให้พิจารณาขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เพื่อรองรับข้อเสนอขายไฟฟ้าดังกล่าวซึ่งเมื่อวันที่4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณากรอบแผนพลังงานชาติและพิจารณาการขยายกรอบ MOU ซึ่งที่ประชุมได้เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการในระยะเร่งด่วนเพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ และรับทราบข้อเสนอของ สปป. ลาวในการขอให้พิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อใน MOU และให้ พน. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการตามกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ฉบับปัจจุบัน ทั้งนี้ ในอนาคตหากมีความจำเป็นต้องขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าให้ พน. เสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
2. เมื่อวันที่ 21 มกราคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 และข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าของโครงการปากแบงและโครงการปากลาย ซึ่งที่ประชุมมีมติ เห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงและโครงการปากลาย ซึ่งที่ประชุมมีมติ เห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงและโครงการปากลาย และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงและโครงการปากลาย และต่อมาเมื่อวันที่ 23 กันยายน 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และได้มีมติ ดังนี้ (1) ปัจจุบันมีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือภายใต้กรอบ MOU ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมได้อีก 3,065 เมกะวัตต์ ซึ่งที่ผ่านมาคณะอนุกรรมการประสานฯ มีมติเห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ไปจัดทำร่าง Tariff MOU แล้ว จำนวน 3 โครงการ ปริมาณเสนอขายรวมทั้งสิ้น 2,128 เมกะวัตต์ ทำให้มีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือที่รับซื้อไฟฟ้าได้อีกเพียง 937 เมกะวัตต์ซึ่งน้อยกว่าข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการที่ปริมาณเสนอขาย 1,400 เมกะวัตต์ ดังนั้น อาจจะเสนอ กพช. พิจารณาขยายกรอบ MOU ในส่วนที่เกิน 9,000 เมกะวัตต์ คู่ขนานกันไป (2) องค์การศึกษา วิทยาศาสตร์และวัฒนธรรมแห่งสหประชาชาติ (UNESCO) ได้มีหนังสือถึง พน. แจ้งว่าคณะกรรมการมรดกโลกเรียกร้องขอให้ สปป. ลาวหยุดการก่อสร้างโครงการจนกว่าจะมีจัดทำการประเมินผลกระทบมรดกโลก (Heritage Impact Assessment : HIA) และส่งให้คณะกรรมการมรดกโลกพิจารณาก่อนจึงจะดำเนินการได้ ทั้งนี้ เนื่องจากประเทศไทยเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจึงขอความอนุเคราะห์ให้ดำเนินการให้สอดคล้องอนุสัญญาว่าด้วยการคุ้มครองมรดกโลกทางวัฒนธรรมและธรรมชาติปี พ.ศ. 2515 เพื่อสนับสนุนรัฐบาล สปป. ลาว ในการปกป้องให้เมืองหลวงพระบางให้เป็นมรดกโลก ซึ่งต่อมาสำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือถึง พน. แจ้งว่ากระทรวงการต่างประเทศ (กต.) ได้นำส่งหนังสือจาก นายกรัฐมนตรี สปป. ลาว ถึงนายกรัฐมนตรี (นรม.) เกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ ซึ่ง นรม. ได้พิจารณาแล้วมีบัญชามอบหมายรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประชุมหารือกับ กต. และ ทส. เพื่อร่วมกันกำหนดท่าทีของไทยอย่างรอบคอบและรัดกุมและกราบเรียน นรม. ในโอกาสแรก และ (3) ที่ประชุมจึงได้มีมติเห็นควรให้ดำเนินการตามข้อสั่งการของ นรม. ให้แล้วเสร็จก่อนจะพิจารณาดำเนินการใดๆ กับโครงการหลวงพระบางต่อไปนอกจากนี้ ที่ประชุมได้มีข้อสังเกตว่า โครงการน้ำงึม 3 ซึ่งเป็นโครงการที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (EDL) ดำเนินโครงการโดยใช้เงินกู้จากรัฐบาลจีนทั้งหมด หลังจากที่มีการลงนาม Tariff MOU แล้ว EDL จะขายหุ้นโครงการให้กับนักลงทุน ซึ่งตามแผนแล้วบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) จะเข้าไปซื้อหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 25 แต่ขณะนี้ยังไม่ทราบมูลค่าที่แท้จริงของโครงการ คณะอนุกรรมการประสานฯ จึงมีข้อเสนอแนะว่าควรให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 จัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อน จึงให้ กฟผ. ดำเนินการลงนาม Tariff MOU ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีการพิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง (โครงการฯ) เนื่องจาก พน. ได้ประชุมหารือร่วมกับ กต. และ ทส. เพื่อกำหนดท่าทีเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ ตามบัญชาการของนายกรัฐมนตรีแล้ว เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564ซึ่งที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบร่วมกันให้ พน. สามารถเจรจา Tariff MOU ในรายละเอียดไปพลางก่อน คู่ขนานไปกับการที่ สปป. ลาว ดำเนินการจัดทำและเสนอ HIA ต่อคณะกรรมการมรดกโลกเมื่อ HIA ได้รับการอนุมัติจากที่ประชุมคณะกรรมการมรดกโลกเรียบร้อยแล้ว จึงให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU เพื่อเป็นการประนีประนอมและรักษาความสัมพันธ์ระหว่างไทยและ สปป. ลาว และสนับสนุนแนวทางการพัฒนาด้านพลังงานให้บรรลุเป้าหมาย Carbon Neutrality ต่อไป และเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าตามข้อเสนอใหม่ของโครงการฯ และมอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการฯ คู่ขนานไปกับการที่ สปป. ลาว ดำเนินการจัดทำรายงาน HIA เสนอต่อWorld Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการฯ ต่อไป และคณะอนุกรรมการประสานฯ จึงจะพิจารณาเสนอ กพช. มอบหมาย กฟผ. ไปลงนาม Tariff MOU กับโครงการฯ
3. สรุปรายละเอียดโครงการและการดำเนินการเกี่ยวกับการเจรจาและจัดทำ Tariff MOU ดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 ผู้พัฒนาโครงการ คือ Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (EDL) ตั้งอยู่บนแม่น้ำงึม แขวงไซยสมบูรณ์ สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 480 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบ 468.78 เมกะวัตต์ เป็นอ่างเก็บน้ำ (Reservoir) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 2,083 ล้าน อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 27 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2569 (2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. (CDTO) และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงอุดมไซย สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 897 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,525 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 31 ธันวาคม 2571 (3) โครงการปากลาย ผู้พัฒนาโครงการ คือ Sinohydro (Hong Kong) Holding Limited (SHK) และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงไซยะบุรี สปป.ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 770 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 763 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทRun off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,010 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2575 (4) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power, PT (Sole) Company Limited, Ch.Karnchang และ Petro Vietnam Power Corporation ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าประเภท Run off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 35 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2573
4. โครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลาย กฟผ. ดำเนินการเจรจาและจัดทำร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาแล้วเสร็จ และร่าง Tariff MOU ของโครงการดังกล่าวได้ผ่านการพิจารณาของ อส. แล้ว และโครงการหลวงพระบาง คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า ราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (PE+SE) Levelised Tariff excluding UOP เท่ากับ 2.6382 บาทต่อGWh และมอบหมายให้ กฟผ. ไปดำเนินการเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางคู่ขนานไปกับการที่ สปป. ลาว ดำเนินการจัดทำรายงาน HIA เสนอต่อ World Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการต่อไป และคณะอนุกรรมการประสานฯ จึงจะพิจารณาเสนอ กพช. มอบหมาย กฟผ. ไปลงนามTariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง โดยสรุปข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้ามีดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 ปริมาณเสนอขาย 468.78 เมกะวัตต์ SCOD เดือนมกราคม 2569 ค่าไฟฟ้า 2.8934 บาทต่อหน่วย (2) โครงการปากแบง ปริมาณเสนอขาย 897 เมกะวัตต์ SCOD เดือนธันวาคม 2571 ค่าไฟฟ้า 2.7962 บาทต่อหน่วย (3) โครงการปากลาย ปริมาณเสนอขาย 763 เมกะวัตต์ SCOD เดือนมกราคม 2575 ค่าไฟฟ้า 2.9426 บาทต่อหน่วย
5. ภายหลังจาก กพช. เห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU กับโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลายแล้ว กฟผ. จะต้องดำเนินการดังนี้ (1) กฟผ. ลงนามTariff MOU ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้วกับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบงและโครงการปากลาย ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 ผู้ลงทุนจะต้องจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อน ถึงจะสามารถลงนาม Tariff MOU (2) กฟผ. ดำเนินการเจรจาในรายละเอียดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลายโดยยึดกรอบ Tariff MOU เป็นแนวทางในการดำเนินการเจรจา พร้อมทั้งนำรายละเอียดร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ได้จากการเจรจาเสนอต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ และ อส. พิจารณาให้ความเห็นชอบเพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป ซึ่งเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้มีมติมอบหมายให้ พน. และ กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าให้ครบตามกรอบ MOU ฉบับปัจจุบันก่อน แล้วจึงเสนอ กพช. พิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าอีกครั้งหนึ่ง ปัจจุบันมีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือภายใต้กรอบ MOU ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมได้อีก 3,065 เมกะวัตต์ แต่หลังจากที่ กพช. เห็นชอบให้ กฟผ. ไปลงนาม Tariff MOU กับโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบงและโครงการปากลาย ซึ่งมีปริมาณไฟฟ้าเสนอขายรวมทั้งสิ้น 2,128 เมกะวัตต์ จะทำให้มีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือที่รับซื้อได้ตามกรอบ MOU เดิมได้อีกเพียง 937 เมกะวัตต์ อย่างไรก็ดี คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางคู่ขนานไปกับการที่ สปป. ลาว จัดทำรายงาน HIA เสนอต่อ World Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการต่อไป และคณะอนุกรรมการประสานฯ จึงจะพิจารณาเสนอ กพช. มอบหมาย กฟผ. ไปลงนาม Tariff MOU ของโครงการ และการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำจาก สปป. ลาว จะสอดคล้องตามกรอบแผนพลังงานชาติที่จะทำให้ภาคพลังงานสามารถบรรลุเป้าหมายการมุ่งสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ เพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ รวมทั้งยังเป็นการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว ตามที่ได้ขอรับการสนับสนุนจากประเทศไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจและเป็นการสร้างความสัมพันธ์อันดีกับ สปป. ลาว ดังนั้น จึงเห็นควรขอความเห็นชอบการขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,500 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับการเสนอขายไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง โดยปริมาณดังกล่าวไม่เกินเกณฑ์ปริมาณความมั่นคงในการรับซื้อไฟฟ้าจาก 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลายและมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลาย ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 ผู้พัฒนาโครงการจะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due diligence ให้แล้วเสร็จก่อน กฟผ.จึงจะสามารถลงนาม Tariff MOU ได้ต่อไป
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลายในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
3. เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,500 เมกะวัตต์
4. มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ Floating Storage and Regasification Unit : FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานเกิดประสิทธิภาพสูงสุด โดยภายใต้ Gas Plan 2018 ประเทศไทยจะมี LNG Terminal ที่เป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติที่ได้รับอนุมัติแล้วรวมทั้งสิ้น 4 โครงการ กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซรวมอยู่ที่ 34.8 ล้านตันต่อปีในปี 2570 และสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซได้ถึง 47.5 ล้านตันต่อปี โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) โครงการ LNG Terminal มาบตาพุด จังหวัดระยอง [T-1] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 11.5 ล้านตันต่อปี (2) โครงการ LNG Terminal บ้านหนองแฟบ จังหวัดระยอง [T-2] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 7.5 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 15 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 (3) โครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน[F-1] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 5 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 และ (4) โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC)จังหวัดระยอง กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี
2. เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบ เรื่อง การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 เป็นร่วมลงทุนกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในสัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี [T-2] และให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1) ซึ่งจากมติดังกล่าวส่งผลให้ Gas Plan 2018 ของประเทศไทยมีโครงการ LNG Terminal ที่ได้รับอนุมัติแล้วรวมทั้งสิ้น 3 โครงการมีกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซลดลง 5 ล้านตันต่อปี โดยเหลืออยู่ที่ 29.8 ล้านตันต่อปีในปี 2570 ทั้งนี้ สามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซได้ถึง 42.5 ล้านตันต่อปี
3. โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตามพุด ระยะที่ 3 มีรายละเอียดการดำเนินการ ดังนี้ เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2561 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติในหลักการโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 และให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (กนอ.) จัดทำรายละเอียดการดำเนินการขยายพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุดให้ครอบคลุมพื้นที่โครงการ และเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนดำเนินโครงการในขั้นตอนต่อไป ซึ่งตามเอกสารแนบท้ายสัญญาร่วมทุนตามมติคณะรัฐมนตรี กนอ. ประสงค์จะร่วมลงทุนกับเอกชนแบ่งเป็น 2 ช่วง ได้แก่ ช่วงที่ 1 งานส่วนโครงสร้างพื้นฐาน และงานส่วนการก่อสร้างท่าเรือ ในส่วนของงานท่าเรือก๊าซ (LNG Terminal) และการประกอบกิจการที่เกี่ยวข้อง และช่วงที่ 2 จะเริ่มคัดเลือกเอกชน เมื่อ กนอ. และคณะกรรมการคัดเลือกของโครงการกำหนดระยะเวลาที่เหมาะสมต่อมา เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2562 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (กพอ.) เกี่ยวกับผลการคัดเลือกเอกชน และผลการเจรจาโครงการ โดยเอกชนที่ผ่านการคัดเลือกเป็นคู่สัญญาในการพัฒนาโครงการ ได้แก่ กลุ่มกิจการร่วมค้ากัลฟ์ และพีทีที แทงค์ ซึ่งปัจจุบันคือบริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินอล จำกัด จากนั้น เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการลงทุนโครงการขยายพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด ตามโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 ซึ่งรวมถึงโครงการ LNG terminal ในพื้นที่โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 (ช่วงที่ 1) ตามที่กระทรวงอุตสาหกรรมเสนอ โดยเมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2562 และวันที่ 15 ตุลาคม 2564 สำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (สกพอ.) ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงานเพื่อขอความอนุเคราะห์ให้กระทรวงพลังงานบรรจุโครงการ LNG Terminal ดังกล่าวไว้ในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศเป็นการเร่งด่วนภายในตุลาคม 2564 รวมทั้งพิจารณาให้การสนับสนุนและดำเนินงานส่วนที่เกี่ยวข้อง อาทิ การออกใบอนุญาตประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติที่เกี่ยวข้อง การอนุมัติอัตราค่าบริการ และการตกลงใช้บริการ LNG Terminal เพื่อให้เอกชนคู่สัญญาสามารถพัฒนาโครงการในส่วนที่เกี่ยวข้องได้อย่างต่อเนื่อง และให้โครงการเร่งด่วนใน EEC Project List สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดและเปิดใช้บริการได้ภายในปี 2569 เพื่อสร้างความเชื่อมั่นแก่ผู้ลงทุนทั้งในและต่างประเทศและเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน
4. โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง มีรายละเอียดดังนี้ (1) ผู้พัฒนาโครงการ ได้แก่ บริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินอล จำกัด ภายใต้สัญญาร่วมลงทุนโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 (ช่วงที่ 1) กับ กนอ. (2) สถานที่ตั้ง ในพื้นที่ถมทะเลท่าเรือก๊าซ ของโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุดระยะที่ 3 ช่วงที่ 1 ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง (3) ความสามารถในการแปรสภาพก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี (4) วงเงินลงทุนของโครงการ ประมาณ 35,000 ล้านบาท และ (5) กำหนดแล้วเสร็จ 5 ปี ภายหลังจากเริ่มงานถมทะเลตามขอบเขตสัญญาร่วมลงทุน คือ ปี 2569
5. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ มีดังนี้ (1) โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] เป็นโครงการเร่งด่วนใน EEC Project List ที่ดำเนินการตามแผน Gas Plan 2018 เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยและเมียนมาที่ลดลง ขณะที่ประเทศมีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น จึงมีความจำเป็นต้องมีโครงสร้างพื้นฐาน LNG Terminal รองรับการนำเข้าดังกล่าว ประกอบกับ กนอ. ในฐานะหน่วยงานเจ้าของโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 ได้ลงนามสัญญาร่วมลงทุนกับบริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินอล จำกัด โดยคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการลงทุนโครงการขยายพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด ตามโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 แล้ว ดังนั้น จึงเห็นควรบรรจุโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง ขนาดกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี ขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปีในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศ เพื่อเสริมความมั่นคงด้านพลังงานและเป็นส่วนหนึ่งในการสนับสนุนให้โครงการ EEC ของภาครัฐสามารถดำเนินการได้สำเร็จลุล่วงตามแผนและ (2) โครงการ LNG Terminal ทั้ง 3 แห่งของประเทศ มีหน่วยงานผู้ลงทุนและบริหารกิจการหลายรายทั้งหน่วยงานของรัฐและเอกชน จึงควรให้ความสำคัญกับการกำกับดูแลและบริหารจัดการ LNG Terminal ให้มีการใช้งานอย่างมีประสิทธิภาพและมีความมั่นคง โดยคำนึงถึงการกระจายความเสี่ยงและความยืดหยุ่นของการบริหารจัดการ ร่วมกับการพิจารณาจัดสรรการใช้งานและกำหนดอัตราค่าบริการที่เหมาะสมและเป็นธรรมต่อทั้งผู้ให้บริการและผู้ใช้บริการ LNG Terminal ทุกราย ทั้งรายเก่าและรายใหม่ เพื่อให้การดำเนินการตามนโยบายเปิดเสรีกิจการก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างราบรื่น และเปิดโอกาสให้ Shipper ซึ่งเป็นผู้ใช้บริการ LNG Terminal สามารถเข้าถึงการให้บริการโครงสร้างพื้นฐานสำหรับการจัดหา LNG ด้วยต้นทุนที่เท่าเทียมกัน นอกจากนี้ ควรมีการสร้างระบบการเปิดเผยข้อมูลที่โปร่งใส ทันสถานการณ์และสามารถเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกัน เพื่อให้การกำกับดูแลมีประสิทธิภาพและประสิทธิผลสูงสุดต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้บรรจุโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี (ขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี) ในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป
2. เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาในประเด็นดังต่อไปนี้
2.1 มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง ตามแผนดำเนินงานของ EEC และสัญญาร่วมลงทุน เพื่อให้โครงการแล้วเสร็จได้ภายในระยะเวลาที่กำหนด
2.2 มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำกับดูแลและบริหารจัดการ LNG Terminal อันเป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการจัดหา LNG ของประเทศ ให้มีการใช้งานอย่างมีประสิทธิภาพ และมีความมั่นคง เหมาะสม และเป็นธรรม ต่อทั้งผู้ให้บริการ ผู้ใช้บริการ และผู้ใช้พลังงาน ทั้งรายเก่าและรายใหม่ รวมถึงการสร้างระบบเปิดเผยข้อมูลที่โปร่งใส ทันสถานการณ์ และสามารถเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกันตามความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน กกพ. ขอความเห็นเรื่องโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] เพื่อประกอบการนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีการพิจารณากรอบแผนพลังงานชาติ โดยได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผนพัฒากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการในระยะเร่งด่วนเพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมาย โดยพิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และปรับลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (พ.ศ. 2564 – 2573) ตามความเหมาะสม ต่อมาเมื่อวันที่ 20 กันยายน 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการการบริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกันทบทวนปรับปรุงแผน โดยมีหลักการการบริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ดังนี้ (1) พิจารณาเพิ่ม/ปรับลดกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่รายปีของโรงไฟฟ้าประเภทฟอสซิล (ถ่านหิน/ก๊าซธรรมชาติ) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (รายเชื้อเพลิง) รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าโครงการพลังน้ำจากประเทศเพื่อนบ้าน (2) ทบทวนโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีการดำเนินการล่าช้ากว่าแผน PDP2018 Rev.1 เพื่อปรับกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ใหม่ (3) พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีศักยภาพเหมาะสมร่วมกับเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System; ESS) เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและความมั่นคงให้กับระบบไฟฟ้า (4) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ที่ขอให้กระทรวงพลังงาน (พน.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมตามกรอบบันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว (MOU) ซึ่งต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ได้รับทราบข้อเสนอของ สปป. ลาว ในการขอให้พิจารณาขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าตาม MOU โดยให้ดำเนินการตามกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ฉบับปัจจุบัน และในอนาคต หากจำเป็นต้องขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ดังกล่าว ให้นำเสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้ง เนื่องจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำอาจมีความพร้อมในการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่สอดคล้องกับ SCOD ตามแผน PDP2018 Rev.1 จึงเห็นควรพิจารณาให้สามารถกำหนดวัน SCOD ให้สอดคล้องกับความพร้อมของโครงการ และรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากเป้าหมายรายปีตามแผน PDP2018 Rev.1 ได้ต่อไป
2. ตามแผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2563 – 2573 มีโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบรวมทั้งสิ้น 15,343 เมกะวัตต์ ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิล 6,150 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ 5,550 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าถ่านหิน (ลิกไนต์) 600 เมกะวัตต์ (2) โรงไฟฟ้าพลังงานสะอาด 9,193 เมกะวัตต์ประกอบด้วยรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำต่างประเทศ 1,400 เมกะวัตต์ และพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ 7,793 เมกะวัตต์ ซึ่งปัจจุบันมีโครงการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีการดำเนินการล่าช้ากว่าแผนและคาดว่าจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน ดังนี้ (1) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากเดิมมีแผนเปิดรับซื้อและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2563 - 2567 ปริมาณ 1,933 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันเปิดรับซื้อ 150 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2567 - 2568 (2) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ ในช่วงปี 2563 – 2564 ตามแผนกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 442 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันเปิดรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ (3) โรงไฟฟ้าขยะชุมชน มีแผนจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 ปริมาณ 400 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันดำเนินการล่าช้าและคาดว่าจะไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผน (4) โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ เดิมมีแผนเปิดรับซื้อและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 - 2566 ปริมาณ 120เมกะวัตต์ แต่ในปัจจุบันดำเนินการล่าช้าและคาดว่าจะไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผน สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากต่างประเทศ ปัจจุบันมีความชัดเจนแล้ว 2 โครงการ ซึ่งมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2569 ปริมาณ 469 เมกะวัตต์ และปี 2571 ปริมาณ 897 เมกะวัตต์ และที่อยู่ระหว่างการพิจารณาอีก 1 โครงการมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2573 ปริมาณ 1,400 เมกะวัตต์
3. ประเทศไทยได้วางเป้าหมายการลดการปลดปล่อยคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี 2065 - 2070 ซึ่ง พน. โดย สนพ. ร่วมกับ พพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ได้ทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ตามหลักการที่ กบง. ได้เห็นชอบไว้ โดยให้ความสำคัญกับเชื้อเพลิงที่ไม่มีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นหลัก สรุปแผนการปรับกำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ณ ปี 2573 แยกตามประเภท และลำดับความสำคัญของเชื้อเพลิงได้ ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิล ปรับลดเป้าหมาย 700 เมกะวัตต์ จากเดิม 6,150 เมกะวัตต์เป็น 5,450 เมกะวัตต์ ในส่วนของโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่ยังไม่มีผู้พัฒนาและไม่มีภาระผูกพันกับภาครัฐ (2) พลังงานลม ปรับเพิ่มเป้าหมาย 1,230 เมกะวัตต์ จากเดิม 270 เมกะวัตต์ เป็น 1,500 เมกะวัตต์ เพื่อให้สอดคล้องกับศักยภาพเชื้อเพลิงที่จัดทำโดย พพ. โดยเลื่อนการรับซื้อให้เร็วขึ้นจากแผนเดิม เนื่องจากความก้าวหน้าของเทคโนโลยีกังหันลม (3) พลังงานแสงอาทิตย์ ปรับลดเป้าหมาย 739 เมกะวัตต์ จากเดิม 5,194 เมกะวัตต์ เป็น 4,455 เมกะวัตต์เพื่อให้เหมาะสมกับความก้าวหน้าเทคโนโลยีแผงโซล่าเซลล์ที่ให้ประสิทธิภาพการผลิตต่อหน่วยสูงขึ้น รวมถึงแนวโน้มราคาเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงานที่คาดว่าจะลดต่ำลง โดยปริมาณดังกล่าวเป็นเป้าหมายรวมของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน (Solar Farm) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar Rooftop) และโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบทุ่นลอยน้ำ (Floating Solar) ซึ่งในช่วงปี 2564 - 2573 มีศักยภาพของ Floating Solar รวมประมาณ 1,060 เมกะวัตต์ (4) เชื้อเพลิงชีวมวล ปรับลดเป้าหมาย 635 เมกะวัตต์ จากเดิม 1,120 เมกะวัตต์ เป็น 485 เมกะวัตต์ เพื่อให้เป็นไปตามผลการประเมินศักยภาพเชื้อเพลิงของ พพ. และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ทั้งในส่วนของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชน โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ และ/หรือ โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลอื่นๆ ที่อาจมีนโยบายเปิดรับซื้อในอนาคต (5) เชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ ปรับลดเป้าหมาย 448 เมกะวัตต์ จากเดิม 783 เมกะวัตต์ เป็น 335 เมกะวัตต์ (6) เชื้อเพลิงขยะ ปรับเพิ่มเป้าหมาย 200 เมกะวัตต์ จากเดิม 400 เมกะวัตต์ เป็น 600 เมกะวัตต์ ตามศักยภาพเชื้อเพลิง โดยแบ่งเป็น ขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ และขยะอุตสาหกรรม 200 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ได้ปรับกำหนด SCOD จากเดิมปี 2565 เป็นปี 2567 – 2568 (7) พลังน้ำขนาดเล็ก ปรับเพิ่มเป้าหมาย 26 เมกะวัตต์ จากเดิม 26 เมกะวัตต์ เป็น 52 เมกะวัตต์ ตามแผนการดำเนินโครงการของ กฟผ. และ พพ. (8) รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำต่างประเทศปรับเพิ่มเป้าหมาย 1,366เมกะวัตต์ จากเดิม 1,400 เมกะวัตต์เป็น 2,766 เมกะวัตต์ เพื่อให้สอดคล้องกับความพร้อมในการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว ทั้งที่มีความชัดเจนแล้วและที่อยู่ระหว่างการพิจารณารับซื้อเข้าระบบในช่วงปี 2564 - 2573 รวมทั้งสิ้น 3 โครงการ ได้แก่ 1) โครงการน้ำงึม 3 กำลังผลิตตามสัญญา 469 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ปี 2569 2) โครงการปากแบง กำลังผลิตตามสัญญา 897 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ปี 2571 และ 3) โครงการหลวงพระบาง กำลังผลิตตามสัญญา 1,400 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ปี 2573 และสรุปการปรับปรุงแผนกำลังการผลิตไฟฟ้ารายปี ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 จะมีโรงไฟฟ้าใหม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบรวมทั้งสิ้น 15,643 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 300 เมกะวัตต์ ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิล 5,450 เมกะวัตต์ ลดลง 700 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ 4,850 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าถ่านหิน (ลิกไนต์) 600 เมกะวัตต์ (2) โรงไฟฟ้าพลังงานสะอาด 10,193 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 1,000 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำต่างประเทศ 2,766 เมกะวัตต์ และพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ 7,427 เมกะวัตต์
4. การปรับแผนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้ PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ทำให้มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในปี 2573 เพิ่มขึ้น และคาดว่าปริมาณการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์รวมจะลดลงจากแผน PDP2018 Rev.1 ทั้งนี้ เมื่อนำเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System; ESS) มาใช้ร่วมกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด รวมถึงกรณีของโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดใหญ่ของ กฟผ. ที่จะมีการพัฒนาร่วมกับ Floating Solar จะทำให้ภาพรวมของพลังงานสะอาดมีความสามารถในการเพิ่มประสิทธิภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าได้มากขึ้น สามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในแต่ละช่วงเวลาได้เพิ่มขึ้นและต่อเนื่อง จึงเห็นควรให้มีการศึกษาศักยภาพของพลังงานสะอาดประเภทต่างๆ เพิ่มเติม สำหรับ Floating Solar ที่ต้องพัฒนาบนแหล่งกักเก็บน้ำขนาดใหญ่ ควรศึกษาร่วมกับกฎระเบียบข้อกำหนด และ/หรือกฎหมายที่เกี่ยวข้องด้วย และการปรับแผนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดดังกล่าว คาดว่าจะไม่ส่งผลกระทบในทางลบต่อประชาชนเนื่องจากมีแนวโน้มที่จะสามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ในราคาไม่เกินกว่าราคาขายส่งเฉลี่ยที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยขายให้กับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายซึ่งหากศึกษาแล้วพบว่าสามารถกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าได้ต่ำกว่าราคาขายส่งเฉลี่ยก็จะส่งผลทางบวกให้กับประชาชน ยกเว้นพลังงานหมุนเวียนบางประเภทที่ต้องให้การอุดหนุน เช่น โรงไฟฟ้าชุมชน และขยะ เป็นต้น ทั้งนี้ เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าของพลังงานสะอาดที่ไม่มีการใช้เชื้อเพลิง เช่น แสงอาทิตย์ ลมและพลังน้ำ สามารถกำหนดให้มีอัตราคงที่ได้ตลอดอายุสัญญา จึงคาดว่าจะสามารถแข่งขันกับเชื้อเพลิงอื่นได้ในระยะยาว และช่วยลดผลกระทบจากความผันผวนของสถานการณ์ราคาพลังงานโลกได้ นอกจากนี้การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดควรคำนึงถึงศักยภาพเชื้อเพลิงทั้งในเชิงปริมาณและเชิงพื้นที่ตามลำดับความสำคัญและข้อจำกัดในการพัฒนาของเชื้อเพลิงแต่ละประเภท และควรทำการศึกษาข้อมูลศักยภาพสายส่งและจัดทำการปรับปรุงระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้มีความยืดหยุ่น ครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ สามารถรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคตจากการปรับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ได้ โดยไม่กระทบกับความมั่นคงของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ร่วมกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ศึกษาแนวทางการส่งเสริมและศักยภาพของพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ เพิ่มเติม เพื่อให้สอดคล้องกับเป้าหมาย Carbon Neutrality ของประเทศ และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ อาจทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ในการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม โดยนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ หารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณากำหนดรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระยะเร่งด่วน ปี พ.ศ. 2564 - 2573 ตามลำดับความสำคัญและศักยภาพเชื้อเพลิง พร้อมทั้งพิจารณากำหนดอัตราการรับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม และนำกลับมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
4. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำข้อมูลศักยภาพสายส่ง และจัดทำแผนปรับปรุงระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้สอดคล้อง รองรับการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 ตามข้อ 1
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นโดยปรับลดสัดส่วนผสมขั้นต่ำ ของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา บี10 เป็นร้อยละ 6 โดยปริมาตร เป็นการชั่วคราวในเดือนตุลาคม 2564 และต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2564 กบง. ได้เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยกำหนดให้มีน้ำมันเชื้อเพลิง 3 ชนิด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ทั้งนี้ ให้กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมตามปกติ โดยที่น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 เป็นต้นไป ทั้งนี้ เพื่อให้การบริหารจัดการราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงวิกฤติเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ จึงเห็นควรแต่งตั้ง คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2. คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง มีองค์ประกอบ 11 คน ประกอบด้วย อธิบดีกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นประธานอนุกรรมการ ผู้แทน ธพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ และผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)เป็นอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ มีอนุกรรมการประกอบด้วย ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ผู้แทน สนพ. ผู้แทนสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร ผู้แทนกรมการค้าภายใน ผู้ทรงคุณวุฒิที่ประธานแต่งตั้ง 2 คน ผู้แทนสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และผู้แทนกรมการขนส่งทางบก มีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) เสนอแนะแนวทางการบริหารจัดการราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซล (บี100) เพื่อลดผลกระทบต่อประชาชนในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (2) จัดทำข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบเกษตรกรน้ำมันปาล์มและการส่งออกปาล์มน้ำมัน และข้อเสนอแนวทางบรรเทาผลกระทบเพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณา (3) ติดตามและรายงานความก้าวหน้าผลการดำเนินการต่อ กบง. ทราบเป็นระยะ (4) ประสานงาน และเชิญผู้แทนของส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ และหน่วยงานเอกชนที่เกี่ยวข้อง เพื่อชี้แจงข้อมูลให้คำอธิบาย คำแนะนำ และจัดส่งเอกสารตามที่เห็นควร (5) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่ได้รับมอบหมาย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ .../2564 แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป
กบง.ครั้งที่ 12/2564 (ครั้งที่ 34) วันจันทร์ที่ 1 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 12/2564 (ครั้งที่ 34)
วันจันทร์ที่ 1 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT)
สรุปสาระสำคัญ
1. แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 25% ใน 10 ปี (พ.ศ. 2555 - 2564) หรือ AEDP 2012 - 2021 กำหนดเป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทเชื้อเพลิงขยะ 400 เมกะวัตต์ และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2558 - 2579 (AEDP 2015) กำหนดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทเชื้อเพลิงขยะชุมชนเพิ่มเป็น 500 เมกะวัตต์
2. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะโดยให้ส่วนเพิ่มราคาซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ในอัตรา 2.50 บาทต่อหน่วย และต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้เปลี่ยนรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าจาก Adder เป็น Feed-in Tariff (FiT) โดยเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากขยะ ดังนี้ (1) ขยะ (การจัดการขยะแบบผสมผสาน) กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 1 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 6.34 บาทต่อหน่วย กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 1 แต่ไม่เกิน 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 5.82 บาทต่อหน่วย และกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 3 เมกะวัตต์ อยู่ที่ 5.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 20 ปีมี FiT Premium 2 ส่วนคือ สำหรับโครงการกลุ่มเชื้อเพลิงชีวภาพในช่วง 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วย และสำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ (จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา ได้แก่ อ.จะนะ อ.เทพา อ.สะบ้าย้อย และ อ.นาทวี) อยู่ที่ 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ และ (2) ขยะ (หลุมฝังกลบ) อัตรา FiT อยู่ที่ 5.60 บาทต่อหน่วย ระยะเวลา 10 ปี มี FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ อยู่ที่ 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ
3. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 กพช. มีมติให้รับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนโดยไม่ต้องผ่านการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) ต่อมาเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2559 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติกำหนดวัน SCOD เป็นภายในปี 2562 แต่เนื่องจากมีการออกพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) แก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 เพื่อให้เป็นไปตามแนวทางการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศตามแนวทางของกระทรวงมหาดไทยที่เสนอต่อคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2558 กำหนดวัน SCOD ดังกล่าว จึงได้เลื่อนเป็นภายในปี 2564 ต่อมาคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ออกประกาศ กกพ. เรื่อง การจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) พ.ศ. 2559 ลงวันที่ 1 ธันวาคม 2559 (สำหรับ VSPP) โดยได้ประกาศรายชื่อผู้ผ่านการคัดเลือกจำนวน 11 โครงการ และมีกำหนด SCOD ภายในปี 2564
4. ในส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้พิจารณาข้อเสนอขององค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ. นนทบุรี) เกี่ยวกับโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 และผ่านการพิจารณาจากคณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 โดยเห็นชอบให้ อบจ. นนทบุรี ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 และ กพช. มีมติเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ 3.66 บาทต่อหน่วย และในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ SPP เป็นการทั่วไป กพช. มีมติเห็นชอบในหลักการดังนี้ (1) กำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ (2) ส่งเสริมลักษณะ Non-firm (3) อัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชน ไม่ควรสูงไปกว่าเพดานของอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการประเภท SPP Hybrid Firm (ในปัจจุบันคือ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560) เพื่อไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการอาจสามารถเสนอให้กระทรวงมหาดไทย พิจารณาแนวทางการสนับสนุนให้หน่วยงานท้องถิ่นจัดเก็บค่าธรรมเนียมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย (Tipping Fee) ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 เพื่อให้สามารถสนับสนุน ค่า Tipping Fee ให้สอดคล้องกับกรอบอัตรา FiT สำหรับ SPP จากเชื้อเพลิงขยะชุมชนที่เสนอให้ กพช. พิจารณากำหนดต่อไป (4) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) (5) กำหนดวัน SCOD ภายในปี 2563 ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 พิจารณาข้อมูลการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะที่ได้ดำเนินการจนถึงเดือนพฤษภาคม 2561 มีกำลังการผลิตติดตั้ง 447.48 เมกะวัตต์ และมีมติกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าโครงการ อบจ. นนทบุรี 20 เมกะวัตต์ รวมเป็น 467.48 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นไปตามกรอบของแผน AEDP 2015 ที่ 500 เมกะวัตต์
5. กรมควบคุมมลพิษ กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ได้จัดทำแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ (พ.ศ. 2559 - 2564) ซึ่งการนำขยะมูลฝอยมาเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า เป็นแนวทางหนึ่งในการบริหารจัดการขยะอย่างเป็นระบบ โดยมีผลพลอยได้เป็นพลังงานไฟฟ้า ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) โดยแผน PDP2018 Rev.1 ได้กำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565
6. กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่นมีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งข้อมูลการดำเนินโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เพื่อประกอบการพิจารณากำหนดนโยบายการจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชน โดยโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 รวม 23 โครงการกำลังผลิตติดตั้งรวม 237.80 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า 212.07 เมกะวัตต์ (ข้อมูลวันที่ 25 พฤษภาคม 2564) ต่อมาสำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งสรุปผลการปฏิบัติราชการของคณะรัฐมนตรีในพื้นที่กลุ่มจังหวัดภาคใต้ฝั่งอันดามัน (ภูเก็ต กระบี่ ตรัง พังงา ระนอง และสตูล) โดยคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 3 พฤศจิกายน 2563 มีมติเห็นชอบตามที่สภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ เสนอ ซึ่งมีข้อสั่งการที่เกี่ยวกับกระทรวงพลังงานคือ ผลการดำเนินการและปัญหาของโรงเตาเผาขยะมูลฝอยชุมชน และมีข้อสั่งการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ให้ สนพ. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (FiT) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าขยะในปี 2564 เพื่อให้สามารถรับซื้อได้ภายในปี 2565
7. กระทรวงพลังงานขอเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmapหรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และต้องผ่านการพิจารณาคัดเลือกจากคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย และได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 (2) การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm ทั้ง SPP และ VSPP เนื่องจากปัญหาการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอนอาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอ (3) การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT จะสะท้อนต้นทุนของโรงไฟฟ้าขยะ ทั้งค่าก่อสร้าง ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการและบำรุงรักษา (O&M) ตลอดอายุการใช้งานโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดเตรียมขยะสำหรับการผลิตไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายในการควบคุมมลพิษทั้งนี้ โรงไฟฟ้าจะได้รับค่ากำจัดขยะ (Tipping Fee) จากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น ตามงบประมาณที่ได้รับการจัดสรรซึ่งแตกต่างกันตามแต่ละพื้นที่ ส่งผลให้ต้นทุนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงสุทธิแตกต่างกันดังนั้น การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงข้อจำกัดดังกล่าว ร่วมกับประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าและการกำจัดขยะของโครงการโรงไฟฟ้าขยะ เพื่อให้ได้ผลตอบแทนที่เหมาะสม ไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชน และเป็นประโยชน์ต่อประเทศชาติสูงสุดในภาพรวม (4) กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายในปี 2567 - 2568 ตามการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ โดยพิจารณาจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย แบ่งเป็น VSPP ปริมาณ 115 เมกะวัตต์ และ SPP ปริมาณ 100 เมกะวัตต์ (ข้อมูลตามหนังสือของกรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น วันที่ 25 พฤษภาคม 2564) และ (5) การรับซื้อไฟฟ้าจะต้องพิจารณาถึงความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ ที่ดิน ปริมาณเชื้อเพลิง เทคโนโลยี ระบบสายส่ง/สายจำหน่าย แหล่งเงินทุน และประสบการณ์ของผู้พัฒนาโครงการ เพื่อให้โครงการสามารถดำเนินการให้บรรลุผลสำเร็จได้ตามเป้าหมายภายใต้แผนการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนตามแผน PDP และเป็นไปตามแนวทางการบริหารจัดการขยะมูลฝอยตามแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ (พ.ศ. 2559 - 2564)
8. ข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 เนื่องจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของกรุงเทพมหานครและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ผ่านความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเป็นการพิจารณาความเหมาะสม ซึ่งหลายโครงการได้ลงนามสัญญากับภาคเอกชนให้ดำเนินโครงการแล้ว และ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 ได้มอบหมายให้ กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป จึงเห็นควรให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ไม่เกินกรอบอัตราสูงสุดตามที่ กพช. เคยมีมติในเรื่องนี้ไว้แล้ว ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 2.39 2.69 และ 5.08บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี มี FiT Premium 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วยและ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 แต่ไม่เกิน 50เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี ในส่วนของการประกาศรับซื้อไฟฟ้า เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม ภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ (1) และ (2) แล้วแต่กรณี โดยคำนึงถึงต้นทุนการดำเนินการแต่ละโครงการรวมถึงต้นทุนการประกอบกิจการพลังงานที่มีประสิทธิภาพและมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศน้อยที่สุด เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงาน ให้ กบง. ทราบต่อไปทั้งนี้ อัตราที่ กกพ. ประกาศข้างต้นให้ใช้กับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 โดยโครงการที่ได้ผลการคัดเลือกเอกชนแล้วให้มีกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ภายในปี 2567 ส่วนโครงการที่ยังไม่ได้ผลการคัดเลือกเอกชนให้มี SCOD ภายในปี 2568 ทั้งนี้ กำหนดให้มีอายุสัญญา 20 ปี นับจาก SCOD หรือวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) แล้วแต่วันใดเกิดขึ้นก่อน
9. การดำเนินโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเป็นการมอบให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการตามมาตรา 34/1 ของพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 โดยเอกชนจะได้ค่ากำจัดขยะจากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นซึ่งมีแหล่งที่มาจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีหรืองบประมาณขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นและรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าซึ่งอาจส่งผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนโดยรวม ดังนั้น เพื่อมิให้เป็นการเพิ่มภาระแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า หากจะมีโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มเติมจากรายชื่อโครงการที่กระทรวงมหาดไทยรายงานการดำเนินงานผ่าน กกพ. มาในครั้งนี้หรือเป็นโครงการใหม่ที่จะมีในอนาคต ควรให้ กพช. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าและ กกพ. ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าก่อน เพื่อนำอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าไปพิจารณาประกอบการกำหนดค่ากำจัดขยะ (Tipping Fee)ที่มีความเหมาะสมและดำเนินการคัดเลือกโครงการต่อไป ทั้งนี้ ตามนัยของมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบข้อเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565
2. เห็นชอบข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ 2 (แล้วแต่กรณี) โดยคำนึงถึงต้นทุนการดำเนินการแต่ละโครงการ ต้นทุนการประกอบกิจการพลังงานที่มีประสิทธิภาพ และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศ เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ และดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบตามข้อ 1 ต่อไป
4. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
กบง.ครั้งที่ 13/2564 (ครั้งที่ 35) วันพฤหัสบดีที่ 11 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 13/2564 (ครั้งที่ 35)
วันพฤหัสบดีที่ 11 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
1. การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
2. การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
3. โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ได้กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยประกอบไปด้วย 5 องค์ประกอบดังนี้ (1.1) Pool Gas หรือ ราคาก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิต (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา แหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนก๊าซธรรมชาติเหลว(Liquefied Natural Gas ; LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่น ๆ ในอนาคต (1.2) อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติประกอบด้วยค่าใช้จ่ายสำหรับในการจัดหาและค้าส่งก๊าซฯรวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซฯ การส่งก๊าซฯ ให้ได้ตามปริมาณที่กำหนดภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้จัดหาก๊าซฯ และผู้ผลิตก๊าซฯ และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้จำหน่ายก๊าซฯ และผู้ใช้ก๊าซฯ รวมถึงความเสี่ยงอื่นๆ (1.3) อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับระบบท่อนอกชายฝั่งที่ระยอง (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) (1.4)อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge และ (1.5) ค่าดำเนินการ หรือ ค่าใช้จ่ายในส่วนของการลงทุนและค่าใช้จ่ายสถานีก๊าซ NGV ทั้ง 3 ประเภท (สถานีแม่ สถานีลูก และสถานีแนวท่อ) + ค่าขนส่งภายในรัศมี 50 กิโลเมตร และค่าใช้จ่ายการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ และตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ได้กำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ NGV อ้างอิงกับราคาน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ดังนี้ ราคาขายปลีก NGV เท่ากับ X% (ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 + ค่าขนส่ง)โดยที่ X เท่ากับ ร้อยละ 75 และราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10ในเขตกรุงเทพฯ ประกาศโดย PTTOR และ ค่าขนส่ง คือ ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพฯ กับภูมิภาคทั้งนี้ ราคาขายปลีก NGV ไม่รวมภาษีบำรุงท้องถิ่น ทั้งนี้ มอบสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) นำเสนอกพช. ต่อไป เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลในขณะนั้นยังไม่มีความเหมาะสม จึงได้คงหลักเกณฑ์เดิมต่อไปก่อน
2. จากสถานการณ์ราคา LNG ซึ่งเป็นต้นทุนของก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้นตั้งแต่ในช่วงไตรมาส 2ปี 2564 จากระดับ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 30 – 40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคายังคงแนวโน้มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องในช่วงไตรมาส 3 และไตรมาส 4 จากราคา LNG สัญญาระยะยาวปรับราคาสูงขึ้นสะท้อนราคาน้ำมันช่วงที่ผ่านมา ประกอบกับเงินบาทที่อ่อนค่าลงมากทำให้มีการปรับเพิ่มราคา LNG รวมทั้งความต้องการสำรอง LNG เพื่อรองรับการใช้พลังงานในช่วงฤดูหนาว และโดยทั่วไปราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในวันนี้จะสะท้อนราคาก๊าซ NGV ในอีก 6 - 12 เดือนถัดไป ซึ่งจากสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงต้นปี 2564 ส่งผลให้ราคาก๊าซ NGV ปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องในไตรมาส 4 ปี 2564 และจากข้อมูลแนวโน้มราคาขายปลีกก๊าซ NGV พบว่าจะปรับตัวสูงขึ้นอย่างมากโดยเฉพาะเดือนพฤศจิกายน 2564ราคาจะปรับสูงขึ้นถึง 18.92 บาทต่อกิโลกรัม และคาดว่าปี 2565 ราคาขายปลีก NGV ยังคงอยู่ในระดับสูงที่15.00 -17.00 บาทต่อกิโลกรัม
3. การช่วยเหลือผู้ใช้ NGV ที่ผ่านมาจากสภาวการณ์ที่ได้เกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (โควิด-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ กบง. ได้มีมติช่วยเหลือดังนี้ (1) รถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถวร่วม บขส. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัมเป็นระยะเวลา 4 เดือน (1 เมษายน ถึง 31 กรกฎาคม 2563) และช่วยราคา NGV ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัมเป็นระยะเวลา 5 เดือน (1 สิงหาคม ถึง 31 ธันวาคม 2563) (2) รถยนต์ทั่วไปคงราคาขายปลีก NGVที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน (16 มีนาคม 2563 ถึง 15 สิงหาคม 2563) ส่วนการช่วยเหลือผู้ใช้ NGV ในปัจจุบัน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บรรเทาผลกระทบจากโรคติดเชื้อโควิด-19 ภายใต้โครงการลมหายใจเดียวกันสำหรับผู้ขับขี่รถแท็กซี่สาธารณะ ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล สามารถซื้อก๊าซ NGVในราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม วงเงินซื้อก๊าซ NGV ที่ได้รับส่วนลดไม่เกิน 10,000 บาทต่อเดือน มีผลตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน - 31 ธันวาคม 2564
4. ข้อเสนอการบรรเทาผลกระทบจากราคา NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้นจากสถานการณ์ราคาก๊าซ NGV ที่มีแนวโน้มปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงและรถโดยสารสาธารณะ เพื่อเป็นการบรรเทาความเดือดร้อนและลดภาระค่าใช้จ่ายจากการเกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโควิด-19 ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท.ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่16 พฤศจิกายน 2564 ไปจนถึงวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ ปตท. จะมีภาระช่วยเหลือประมาณ 485 ล้านบาท(ปริมาณการใช้ก๊าซ NGV 2.8 ล้านกิโลกรัมต่อวัน)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564ไปจนถึงวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน หารือ ปตท. ศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่เหมาะสมก่อนนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 2 การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
สรุปสาระสำคัญ
1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ลงนามสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2538 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซฯ วันที่ 1 สิงหาคม 2541 และลงนามสัญญาซื้อก๊าซฯจากแหล่งเยตากุน เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2540 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซฯ วันที่ 1 เมษายน 2543 ซึ่งทั้งสองสัญญามีเงื่อนไขการซื้อขายแบบ Take or Pay (TOP) กล่าวคือ หากผู้ซื้อรับก๊าซฯ ไม่ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญาฯ ผู้ซื้อจะมีภาระผูกพันต้องจ่ายเงินค่าก๊าซฯ ให้ผู้ขายก๊าซฯ สำหรับปริมาณที่รับขาดไปก่อน ทั้งนี้ผู้ซื้อสามารถเรียกรับก๊าซฯตามปริมาณที่ได้ชำระเงินไปแล้วนั้นคืนในภายหลังโดยไม่ต้องจ่ายเงินอีก (Make up) ต่อมา เนื่องจากผลกระทบจากวิกฤติเศรษฐกิจปี 2540 ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าและก๊าซฯ ลดลงคณะรัฐมนตรีได้มีมติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขยายสัญญาก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรีออกไป 180 วัน และให้ ปตท. ชะลอโครงการก่อสร้างท่อราชบุรี-วังน้อย ส่งผลให้ในช่วงปี 2541 ถึงปี 2544 ปตท. ไม่สามารถรับก๊าซฯ จากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนได้ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญาและต้องจ่ายเงินค่า TOP
2. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2543 มีมติเห็นชอบแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP ดังนี้(1) ให้ ปตท. เป็นแกนกลางเพื่อชำระค่าภาระ TOP โดยการกู้หรือระดมทุน เพื่อชำระค่า TOP ไปก่อน แล้วจึงเรียกเก็บภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจาก กฟผ. และภาครัฐ ซึ่งในส่วนของภาครัฐให้ ปตท. เป็นแกนกลางในการบริหารการจัดสรรภาระดอกเบี้ยส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ และค่าไฟฟ้าต่อไป (2) สัดส่วนของภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นและอยู่ในความรับผิดชอบของ ปตท. และ กฟผ. เท่ากับร้อยละ 11.4 และร้อยละ 12.8ตามลำดับ ซึ่งจะไม่ถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาค่าก๊าซฯ หรือราคาค่าไฟฟ้า (3) ภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในส่วนของภาครัฐในสัดส่วนร้อยละ 75.8 จะถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ โดยการเกลี่ยราคาเท่ากันทุกปีเป็นราคาเท่ากับ 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู และ (4) คณะรัฐมนตรีมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน(สนพ.) หรือ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ในขณะนั้น เป็นแกนกลางในการเร่งรัดและติดตามการดำเนินมาตรการลดขนาดของปัญหา TOP และรายงาน กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ และให้สนพ. กฟผ. และ ปตท. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการบริหารจัดการบัญชี TOP ต่อไป
3. ปตท. เริ่มรับก๊าซฯ Make up ของแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ตั้งแต่ปี 2544 และ2545 ตามลำดับ และ ปตท. ได้ออกพันธบัตรเพื่อจ่ายชำระค่าก๊าซฯ TOP ให้แก่ผู้ผลิตมูลค่า 35,451 ล้านบาทมีภาระดอกเบี้ย TOP ทั้งสิ้น 4,403 ล้านบาท โดยเป็นความรับผิดชอบของ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ 502 564และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ ต่อมาราคาก๊าซฯ Make up ปรับสูงขึ้นโดยตลอด ทำให้เกิดกำไรจากส่วนต่างราคาที่รับ Make up และราคาที่จ่าย TOP ภายหลังจากที่นำกำไรไปหักลดดอกเบี้ยจ่ายพันธบัตรแล้ว ปตท.นำไปหักลดมูลค่าต้นทุน TOP ตามแนวทางที่กำหนดทำให้สามารถหักมูลค่าต้นทุนของ TOP จากทั้งสองแหล่งได้หมดในปี 2555 โดยยังมีเนื้อก๊าซฯ ให้ Make up ได้ต่อไปโดยไม่มีต้นทุน สามารถรับก๊าซฯ TOP ของแหล่งเยตากุนได้หมดในปี 2555 และสามารถรับก๊าซฯ TOP ของแหล่งยาดานาได้หมดในปี 2561 ทำให้เกิดกำไรในบัญชี TOP นับตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นมาจนถึงปี 2561 โดย ปตท. มีการบันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นปัจจุบันสถานะของบัญชี TOP ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีกำไรสะสมประมาณ 13,591 ล้านบาทภาระดอกเบี้ยในส่วนของภาครัฐ 3,338 ล้านบาท ปตท. ส่งผ่านไปในราคาก๊าซฯ (Levelized Price) ในอัตรา0.4645 บาทต่อล้านบีทียู ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2544 จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551 ทั้งนี้ ในงวดสุดท้าย ปตท.เรียกเก็บไว้เกินประมาณ 27.8 ล้านบาท เนื่องจากเก็บตามปริมาณการใช้ก๊าซฯ เต็มเดือนซึ่งมากกว่าปริมาณคงเหลือที่จะต้องเรียกเก็บ ทั้งนี้ ปตท. ได้บันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นให้ในอัตราร้อยละ 5.0807 (ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับการบันทึกดอกเบี้ยจ่าย) จนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีมูลค่าประมาณ 52 ล้านบาท นอกจากนี้ ในปี 2554บริษัท Platts ซึ่งเป็นผู้ประกาศราคาน้ำมันเตา (Fuel Oil) ที่ใช้อ้างอิงในการคำนวณราคาซื้อขายก๊าซฯ ได้ประกาศเปลี่ยนแปลงค่า Conversion Factor จากเดิมเท่ากับ 6.5 BBLs/Metric Ton เป็น 6.35 BBLs/Metric Tonส่งผลให้ ปตท. เกิดข้อโต้แย้งกับผู้ขายก๊าซฯ โดย ปตท. มีภาระต้องชำระเงินค่าก๊าซฯและค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องเพิ่มเติม (จากการเปลี่ยนแปลง Conversion Factor) มูลค่ารวมประมาณ 4,632 ล้านบาท (มูลค่า ณ วันที่ 31ธันวาคม 2563) ทำให้ต้นทุนค่าก๊าซฯ ของ ปตท. เพิ่มขึ้นโดย ปตท. ต้องปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ และได้ดำเนินการชำระไปแล้ว ซึ่งเป็นส่วนที่ไม่สามารถเจรจากับผู้ขายก๊าซฯ ได้และยังไม่สามารถส่งผ่านไปยังราคาเนื้อก๊าซฯ ได้
4. รองนายกรัฐมนตรี และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตรวจสอบบัญชีผลประโยชน์ TOP ซึ่ง กกพ.ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 ได้มีมติรับทราบผลการตรวจสอบรายละเอียดบัญชีผลประโยชน์TOP โดยเห็นควรให้ สนพ. ปตท. และ กฟผ. ซึ่งเป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายจาก กพช. และคณะรัฐมนตรีทำหน้าที่ตรวจสอบความถูกต้องของข้อมูล สำหรับข้อเสนอของ ปตท. ในการนำเงินผลกำไรจากการบริหารจัดการผลประโยชน์บัญชี TOP ไปลดภาระต้นทุนการปรับเปลี่ยน Conversion Factor และภาระดอกเบี้ยที่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ ร่วมกันรับผิดชอบในช่วงปี 2543 ถึงปี 2547 เห็นว่า เรื่องดังกล่าวอยู่นอกเหนืออำนาจการพิจารณาของ กกพ. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และเห็นควรให้ปตท. นำเสนอหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2564 และวันที่ 2 สิงหาคม 2564สนพ. สำนักงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมร่วมกัน โดยมีข้อสรุปดังนี้ (1) สำนักงาน กกพ.ได้ตรวจสอบข้อมูลบัญชีรับจ่ายแล้วแต่ยังขาดข้อมูลที่มาของอัตราดอกเบี้ยในการรับ Make up gas ปี 2544ถึงปี 2548 และอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2543 ถึงปี 2545 (2) สนพ. ขอให้ 4 หน่วยงานช่วยกันหาหลักฐานที่มาของอัตราดอกเบี้ยดังกล่าวหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องว่าสามารถใช้เอกสารใดเทียบเคียงได้บ้าง
5. เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2564 ปตท. ได้นำเสนอความก้าวหน้าประเด็นอัตราดอกเบี้ยบัญชีผลประโยชน์ TOP ต่อ สนพ. โดยสรุปได้ดังนี้ (1) ปตท. ได้รับข้อมูลอัตราดอกเบี้ยเงินฝากออมทรัพย์ ปี 2544ถึงปี 2548 จากธนาคารกรุงไทย เมื่อเดือนสิงหาคม 2564 ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบแล้วพบว่าข้อมูลถูกต้องตรงกับบัญชีรับจ่าย (2) ปตท. รายงานว่า อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2543 ถึงปี 2545 ได้มีระบุในเอกสาร ดังนี้ อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2543 ปรากฏอยู่ในระเบียบวาระการประชุมกพช. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2543 โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 และปี 2543 เท่ากับร้อยละ7.9538 และร้อยละ 7.0090 ตามลำดับ (3) อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2545 อยู่ในรายงานการจัดสรรภาระ Take or Pay ประจำปี 2545 (ตุลาคม 2544 ถึงกันยายน 2545) ซึ่งเป็นรายงานที่มีการเห็นชอบร่วมกันระหว่าง 3 หน่วยงาน (สนพ. กฟผ. และ ปตท.) โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2542 ปี 2543 ปี 2544 และปี 2545 เท่ากับ ร้อยละ 7.9538 7.0090 5.0807 และ 5.0807 ตามลำดับทั้งนี้ ปตท. ได้เสนอหลักการจัดสรรประโยชน์ของบัญชี TOP จำนวนเงิน 13,591 ล้านบาท (ณ วันที่ 31ตุลาคม 2564) ดังนี้ (1) คืนภาระ Conversion Factor ค่า Gas ให้ ปตท. 4,632 ล้านบาท (2) คืนผู้รับภาระดอกเบี้ย Take or Pay ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 502 564 และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับและ (3) คงเหลือคืนภาครัฐ 4,556 ล้านบาท โดยสรุปจำนวนเงินคืนแต่ละหน่วยงาน ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 5,134 564 และ 7,893 ล้านบาท ตามลำดับ
6. เนื่องจากคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 ได้มีมติเฉพาะแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP แต่ไม่ได้กำหนดแนวทางการจัดสรรผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOPซึ่งมีรายได้ในระหว่างการ Make up ก๊าซฯ ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 เป็นจำนวนเงิน 13,591 ล้านบาทดังนั้นฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 จัดสรรประโยชน์ของบัญชี TOP จำนวนเงิน 13,591 ล้านบาท ตามข้อเสนอแนวทางของ ปตท. โดยคืนภาระ ConversionFactor ค่าก๊าซฯ และคืนให้กับผู้รับภาระดอกเบี้ยให้ ปตท. เป็นจำนวนเงิน 5,134 ล้านบาท กฟผ. จำนวนเงิน 564 ล้านบาท และภาครัฐ จำนวนเงิน 7,893 ล้านบาท หรือ แนวทางที่ 2 นำเงินผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOP จำนวน 13,591 ล้านบาท คืนภาครัฐทั้งหมดพร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการนำไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด-19
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการจัดสรรผลประโยชน์ของบัญชี Take or Pay ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564จำนวนเงิน 13,591 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจนถึงวันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)มีมติเห็นชอบให้คืนภาครัฐทั้งหมด โดยนำไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19
2. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน นำเงินผลประโยชน์ของบัญชีTake or Pay ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้า
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเรื่องการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมาเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 มีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยได้เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน(สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ต่อมาคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 ได้เห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 รวมทั้งเห็นชอบกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนขับเคลื่อนฯ และกพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นประกอบด้วย 3 เสาหลัก ได้แก่ (1) การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS)(2) ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) และ (3) ระบบไมโครกริดและระบบกักเก็บพลังงาน (Microgrid & ESS)
2. ประเทศไทยมีการดำเนินโครงการด้านการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response; DR)มาอย่างต่อเนื่อง โดยเป็นการตอบสนองด้านโหลดแบบชั่วคราว (Temporary DR) เพื่อรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน (Emergency DR) ทั้งนี้ ภายใต้แผนขับเคลื่อนฯ ระยะสั้น เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน มีเป้าหมายที่จะพัฒนาธุรกิจด้านการตอบสนองด้านโหลดแบบกึ่งอัตโนมัติ(Semi-auto DR) 350 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2561 – 2564 มุ่งเน้นการพัฒนาให้เกิดเป็นธุรกิจ DR และดำเนินการสั่งเรียก DR แบบถาวร (Permanent DR) โดยจะกำหนดเป้าหมาย DR ให้เป็นส่วนหนึ่งของแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (แผน PDP) เพื่อทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า รวมถึงทดแทนการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลา เพื่อให้เกิดการพัฒนาการใช้งานการตอบสนองด้านโหลดในเชิงพาณิชย์ ซึ่งจะช่วยกระตุ้นเศรษฐกิจ เพิ่มประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้า และสามารถนำการตอบสนองด้านโหลด (DR) มาทดแทนโรงไฟฟ้าในแผน PDP ได้ จำเป็นต้องเริ่มพัฒนากิจกรรมทางธุรกิจเพื่อเตรียมพร้อมในการพัฒนาความสามารถในการรวบรวมโหลดในอนาคต สนพ. จึงเห็นควรดำเนินโครงการการตอบสนองด้านโหลดตามแผนขับเคลื่อนฯในระยะสั้น โดยจัดทำเป็นโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ในช่วงระหว่างปี 2565 - 2566 ในปริมาณเป้าหมาย 50 MW เพื่อไม่ก่อให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชนมากเกินจำเป็นและเป็นการทดสอบนำร่องการใช้งานจริงของโปรแกรม DR ระหว่างการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ก่อนนำไปขยายผลการดำเนินการให้เป็นไปตามเป้าหมายต่อไป
3. สนพ. ได้ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ดำเนินการเตรียมความพร้อมและขับเคลื่อนการดำเนินงานที่เกี่ยวข้องกับการตอบสนองด้านโหลดตามแผนงาน ในช่วงปี 2560-2564 ประกอบด้วย (1) การพัฒนาระบบสมาร์ทมิเตอร์สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าปัจจุบันติดตั้งในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมครอบคลุมในเขต กฟน. แล้ว และจะครอบคลุมในพื้นที่เขต กฟภ. ภายในปี 2566 (2) การจัดตั้งศูนย์ควบคุมการตอบสนองด้านโหลด (Demand ResponseControl Center; DRCC) (3) การนำร่องการสาธิตระบบบริหารจัดการการควบคุมโหลด (Load AggregatorManagement System; LAMS) (4) การศึกษาการพัฒนารูปแบบธุรกิจการตอบสนองด้านโหลดที่เหมาะสมและ (5) การออกแบบรายละเอียดโปรแกรม และแนวทางการกำกับดูแลธุรกิจการตอบสนองด้านโหลด(Demand Response) พร้อมทั้งการพัฒนาเครือข่ายผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีโอกาสเข้าร่วมโครงการ ต่อมาเมื่อวันที่ 2กันยายน 2564 สนพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 (โครงการนำร่องฯ) โดยที่ประชุมเห็นว่า เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน จึงเห็นควรใช้เงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในการดำเนินโครงการนำร่องฯ โดยให้นำเสนอ กพช. พิจารณาแนวทางดังกล่าว เพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 9(8) และมาตรา 64 แห่งพระราชบัญญัติประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
4. สาระสำคัญของโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565-2566 แบ่งเป็น (1) แนวทางการจัดทำโครงการในช่วงนำร่อง รูปแบบโปรแกรม DR ใช้โปรแกรมการตอบสนองในรูปแบบ Firm (CommitCapacity DR Program) เพื่อทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุด กลุ่มผู้เข้าร่วมโครงการ ได้แก่ กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม ที่มีความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐานสมาร์ทมิเตอร์และมีต้นทุนการบริหารจัดการต่ำกว่าผู้ใช้ไฟฟ้ารายเล็ก จัดหาโดยกำหนดราคาและประกาศรับซื้อแหล่งทรัพยากร DR (DR Capacity Purchase) เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ ดำเนินการในช่วงปี 2565 – 2566(2) โครงสร้างการสั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DR) มีศูนย์สั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DRCC) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้รวบรวมโหลด (Load aggregator; LA) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ประกอบด้วย การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค สำหรับระยะนำร่อง โดยแบ่งตามเป้าหมายDR ในสัดส่วนร้อยละ 30 และ 70 ตามลำดับ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการ (DR Participants) เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม (Commercial & Industrial) ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3, 4 และ 5 (3) รายละเอียดของโปรแกรมตอบสนองด้านโหลด (DR Program) แบ่งเป็น โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าส่ง (Wholesale DR)ระหว่าง DRCC กับ LA ชื่อโปรแกรม Peak Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้งไม่เกิน 2 ครั้งต่อวัน และไม่เกิน 6 ครั้งต่อเดือน โดยเรียกขั้นต่ำอย่างน้อย 150 ชั่วโมงต่อปี มีช่วงเวลาการเรียกคือ 13.30-16.30 น. และ 19.30-22.30 น. และโปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าปลีก (Retail DR)ระหว่าง LA กับ DR Participants ชื่อโปรแกรม Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้งไม่เกิน 1 ครั้งต่อวัน และ ไม่เกิน 3 ครั้งต่อเดือน ช่วงเวลาการเรียก 13.30 - 16.30 น. (Afternoon) หรือ19.30 น.- 22.30 น. (Evening) โดยทั้ง 2 โปรแกรม มีการแจ้งเตือนล่วงหน้า 1 วัน (ก่อนเวลา 17.00 น. ของวันก่อนดำเนินมาตรการ) การคำนวณ Base line จากการใช้ไฟฟ้าภายใน 10 วันย้อนหลัง มีระยะเวลาเข้าร่วมโครงการ 12 เดือน (4) แผนงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด นำเสนอ กบง. และ กพช.ในช่วงไตรมาส 4 ของปี 2564 ในปี 2565 ไตรมาส 1 – 2 ลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MOU) พร้อมทั้งจัดทำประกาศการรับซื้อการตอบสนองด้านโหลด ในไตรมาส 3-4 ให้ กฟน. และ กฟภ. เปิดรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการตรวจสอบแหล่งทรัพยากร DR และส่งมอบให้ DRCC ดำเนินโครงการนำร่องฯ (DRCC-LA-ผู้ใช้ไฟฟ้า)ในปี 2566 จากนั้นประเมินผลความสำเร็จเมื่อสิ้นสุดโครงการ
5. รูปแบบการจ่ายผลตอบแทน DR แบ่งออกเป็น 2 ส่วนหลัก ได้แก่ ค่าความพร้อมในการลดการใช้ไฟฟ้า (AP) คือ ค่าตอบแทนแบบคงที่ (Fixed) มีหน่วยเป็น บาท/kW/เดือน ประเมินจากการนำ DRไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าประเภทกังหันก๊าซ (Peaking Plant) และค่าพลังงานไฟฟ้าที่ลดได้ (EP) คือค่าตอบแทนตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดการใช้ไฟฟ้าจริง มีหน่วยเป็น บาท/kWh โดยแปรผันตามต้นทุนต่อหน่วยของโรงไฟฟ้าที่ถูกทดแทนด้วยโปรแกรม DR ในส่วนอัตราผลตอบแทน DR แบ่งเป็น (1) โปรแกรม DR ในระดับค้าส่งระหว่าง DRCC กับ LA ค่า AP เท่ากับ 115.88 บาท/kW/เดือน ค่า EP1 เท่ากับ 3.3256 บาทต่อหน่วย ค่า EP1เท่ากับ 1.6628 บาทต่อหน่วย และ (2) โปรแกรม DR ในระดับค้าปลีกระหว่าง LA กับ DR Participants ค่า APส่งผ่านไปยัง DR Participants เฉลี่ยตามจำนวนผู้เข้าร่วมโปรแกรมทั้งหมด ส่วนค่า EP1 และ EP2 ส่งผ่านไปยังDR Participants ตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดได้จริง โดยอัตราผลตอบแทน DR จำเป็นต้องใช้เงินสนับสนุนรวมประมาณ 100 ล้านบาท สำหรับการดำเนินโครงการนำร่องฯ 50 เมกะวัตต์ ในปี 2565 - 2566
6. การส่งผ่านค่าตอบแทนการตอบสนองด้านโหลด (DR) ในโครงการนำร่องฯ จะเป็นการส่งต่อค่าตอบแทนจาก DRCC ไปยัง LA เพื่อไปกระจายสู่ผลตอบแทนไปสู่ผู้เข้าร่วมโครงการ (DR Participants)โดยตรงตามผลการลดการใช้พลังงานจริง (Performance Rate) ที่ระบุไว้ในสัญญา เนื่องจากในการจัดหาทรัพยากร DR ยังคงเป็นส่วนหนึ่งของกิจกรรมการจัดหาไฟฟ้าของรัฐ และสำหรับแหล่งที่มาของค่าตอบแทน DRให้ใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เนื่องจากในระยะโครงการนำร่องฯ ยังไม่มีการทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้ากังหันก๊าซจริง สำหรับในระยะเชิงพาณิชย์ จะส่งผ่านผลตอบแทนตามกลไกตลาด โดยหากบรรจุการจัดหาทรัพยากร DRเป็นส่วนหนึ่งของแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ค่าใช้จ่ายดังกล่าวจะอยู่ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐานทั้งหมด สำหรับโครงการนำร่องฯ จะยังไม่มีการคิดบทปรับ/ลงโทษ ทั้งในระดับการซื้อขาย DRแบบค้าส่ง และระดับการซื้อขาย DR แบบค้าปลีก
7. ผลประโยชน์โดยภาพรวมที่คาดว่าจะได้รับจากโครงการนำร่องฯ ได้แก่ (1) ทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในช่วง Peak ได้ไม่น้อยกว่า 10.8 ล้านหน่วย (2) ลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้อย่างน้อย3,900 ตันคาร์บอนไดออกไซต์ (tCO2) (3) สร้างรายได้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการรวมประมาณ 100 ล้านบาท(3) ช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนรวม 17.5 ล้านบาท (5) เตรียมความพร้อมและทดสอบระบบให้เกิดความเชื่อมั่นในการเรียกใช้งาน DR ได้อย่างเป็นรูปธรรม เพื่อไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ในอนาคตตามเป้าหมาย DR 350 เมกะวัตต์ ส่วนผลกระทบโดยภาพรวม เนื่องจากในช่วงปี 2565 – 2570 ประเทศไทยยังมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูง และยังไม่ต้องการโรงไฟฟ้าใหม่ การดำเนินโครงการนำร่อง DR อาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในช่วงแรก แต่ยังสามารถใช้ทรัพยากร DR ดังกล่าวลดต้นทุนไฟฟ้าในระยะยาวได้ อย่างไรก็ดีโครงการนำร่อง DR 50 เมกะวัตต์ จะไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า ในปี 2565 - 2566 เนื่องจากใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในระยะเริ่มต้น ทั้งนี้ ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับสำหรับผู้เข้าร่วมโครงการ ประกอบด้วย (1) ได้ค่าตอบแทนจากการลดใช้พลังงานไฟฟ้าในช่วงเวลาที่มีการดำเนินมาตรการ (2) ค่าใช้จ่ายสำหรับค่าไฟฟ้าลดลง จากการลดใช้พลังงานไฟฟ้า (3) เป็นทางเลือกในการบริหารจัดการค่าใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ และ (4) เสริมภาพลักษณ์ทางธุรกิจ (Green Energy Saving)สนับสนุนนโยบายภาครัฐการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก (GHG)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการดำเนินโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป รายละเอียดดังนี้
1. เห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 ตามที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) โดยมีปริมาณเป้าหมายการตอบสนองด้านโหลด 50 เมกะวัตต์
2. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สนพ. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง ร่วมกันขับเคลื่อนโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดให้ประสบผลสำเร็จ โดยให้ดำเนินการตามขั้นตอนเสมือนจริง พร้อมทั้งทำการประเมินผลโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดและรายงานผลต่อ กพช. ทราบเป็นระยะ ๆเพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมขยายผลในระยะต่อไป
3. มอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจัดทำโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 โดยขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97 (4)แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับผลตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดแก่ผู้เข้าร่วมโครงการ พร้อมทั้งค่าใช้จ่ายในการบริหารและติดตามประเมินผลโครงการ
กบง.ครั้งที่ 14/2564 (ครั้งที่ 36) วันพุธที่ 24 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 14/2564 (ครั้งที่ 36)
วันพุธที่ 24 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
1. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณา เรื่อง มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น และได้มีมติ ดังนี้ (1) มอบสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก 1.00 บาทต่อลิตร เป็น 0.01 บาทต่อลิตร (2) ปรับลดสัดส่วนผสมขั้นต่ำของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา เป็นร้อยละ 6 โดยปริมาตร และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. รวมทั้งมอบหมายให้ สกนช. นำเสนอ กบน. ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา โดยให้ส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เท่ากับ 0.25 บาทต่อลิตร (3) เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงของฝ่ายเลขานุการฯ (4) เห็นชอบค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดเท่ากับ 1.40 บาทต่อลิตร (5) มอบหมายให้ สกนช. ติดตามและกำกับให้ค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดอยู่ในช่วง 1.40 บาทต่อลิตร โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯในการบริการจัดการอัตราเงินกองทุน และ (6) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามการดำเนินมาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และจัดทำแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะยาวนำเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2564 กบง. ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยกำหนดให้สัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นไปตามสัดส่วนการผสมตามปกติ ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 เป็นต้นไป และกำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา อยู่ที่ 0.15 บาทต่อลิตร ส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 0.25 บาทต่อลิตร รวมทั้งคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (2) เห็นชอบแนวทางดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบดังกล่าว จากการใช้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร หรือที่ราคาน้ำมันดิบดูไบไม่เกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ที่มีอยู่ในปัจจุบัน รวมถึงกู้ยืมเงินในวงเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกดังกล่าว ทั้งนี้ กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบเกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล หรือสถานภาพกองทุนน้ำมันฯ ไม่เพียงพอที่จะรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตรแล้ว ให้ประสานกระทรวงการคลังเพื่อปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตเป็นลำดับต่อไป (3) มอบ ธพ. ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. และ (4) มอบฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน สกนช. นำเสนอ กบน. พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ส่วนต่างราคาขายปลีก และค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลเป็นไปตามที่กำหนด โดยต่อมา เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้ปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตา ในอัตรา 0.005 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 1 ปี และอัตรา 0.05 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 2 ปี ถัดไป
3. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 สหพันธ์การขนส่งทางบกแห่งประเทศไทย ได้ยื่นหนังสือต่อกระทรวงพลังงานโดยมีข้อเรียกร้องในการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้ (1) ตรึงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 25 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 1 ปี (2) ลดภาษีสรรพสามิตลง 5 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 1 ปี (3) ยกเลิกการนำไบโอดีเซลมาผสมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นเวลา 1 ปี และ (4) ปรับโครงสร้างราคาน้ำมันให้เป็นธรรม โดยลดราคาหน้าโรงกลั่น งดจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนต่างๆ และลดค่าการตลาด ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้หารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อบรรเทาความเดือดร้อนของประชาชนจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยมีข้อสรุป ดังนี้ (1) มาตรการบรรเทาผลกระทบในช่วงเดือนธันวาคม 2564 ถึงมีนาคม 2565 ปรับลดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากเดิมมีการผสมอยู่ 3 สัดส่วน คือ ร้อยละ 7 (บี7) ร้อยละ 10 (บี10) และร้อยละ 20 (บี20) ให้มีสัดส่วนผสมเดียว คือ ร้อยละ 7 (บี7) และขอให้ผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร และ (2) แนวทางดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบ โดยให้ ธพ. ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. ใหม่ ที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซลร้อยละ 7 และให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ โดยการดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว ประกอบกับการคาดการณ์ราคาน้ำมันดิบดูไบเดือนธันวาคม 2564 มกราคม 2565 กุมภาพันธ์ 2565 และมีนาคม 2565 ที่คาดว่าจะมีแนวโน้มลดลงอยู่ในระดับ 79.71 78.53 77.71 และ 76.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับจะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ลดลงจากปัจจุบันซึ่งอยู่ที่ระดับ 28.84 บาทต่อลิตร มาอยู่ที่ระดับ 28.07 27.99 27.95 และ 27.92 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2564 ถึง 31 มีนาคม 2565 ดังนี้
1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
2) ขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง คงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
2. มอบหมายกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. ….
3. มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น
4. มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน สกนช. นำเสนอ กบน. ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุน เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
5. มอบหมายกระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) นำเสนอมาตรการส่งเสริมการส่งออกน้ำมันปาล์มดิบแก่ กนป. เพื่อพิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 15/2564 (ครั้งที่ 37) วันพฤหัสบดีที่ 23 ธันวาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2564 (ครั้งที่ 37)
วันพฤหัสบดีที่ 23 ธันวาคม พ.ศ. 2564
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. ข้อเสนอการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7
4. สถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณ และการทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565
5. แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 กันยายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และขยายระยะเวลาคงราคาขายส่งออกไปอีก 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณา และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ของ กบง. (2) มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ประสานสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เพื่อขอรับการสนับสนุนให้ใช้จ่ายจากเงินกู้ตามพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหาเศรษฐกิจและสังคม จากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 เพิ่มเติม พ.ศ. 2564 ตามขั้นตอนของระเบียบที่เกี่ยวข้อง สำหรับชดเชยราคาขายปลีก LPG ระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 โดย สกนช. ได้ดำเนินการ ขอรับการสนับสนุนงบประมาณโครงการการช่วยเหลือราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน ระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 ซึ่ง สศช. อยู่ระหว่างการพิจารณาสนับสนุนงบประมาณดังกล่าว
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนธันวาคม 2564 มีดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 475,780 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศคาดว่าลดลงเล็กน้อย เนื่องจากความต้องการในภาค ปิโตรเคมีลดลง โดยอยู่ที่ประมาณ 491,830 ตัน การนำเข้าคาดว่าเป็นการนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศประมาณ 40,000 ตัน การส่งออกคาดว่าส่งออกจากโรงกลั่นประมาณ 16,795 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้าประมาณ 11,200 ตัน ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนธันวาคม 2564 อยู่ที่ 772.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 77.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2564 ถึงวันที่ 13 ธันวาคม 2564 อยู่ที่ 663.94 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 142.48 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ทั้งนี้ จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวลดลง ทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 14 ธันวาคม 2564 ถึงวันที่ 27 ธันวาคม 2564 ปรับตัวลดลง 93.4889 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และจากอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง 0.7490 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 2.5412 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 27.6227 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 25.0815 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดการจ่ายเงินชดเชยจาก 15.6339 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.0927 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถัง ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 23,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 12 ธันวาคม 2564 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 1,633 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 20,198 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 21,831 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 2,088 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 3,775 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,687 ล้านบาทต่อเดือน
4. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนพฤศจิกายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 ราคา LPG Cargo ปรับลดลงประมาณ 164 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 847 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 683 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากกลุ่มประเทศโอเปคและพันธมิตร (โอเปคพลัส) ได้ยืนยันแผนการปรับเพิ่มการผลิตน้ำมันดิบ ทำให้ปริมาณคงคลังของ Saudi Aramco อยู่ในระดับสูงขึ้น อีกทั้ง สหรัฐอเมริกา และจีน มีการนำน้ำมันดิบจากคลังสำรองปิโตรเลียมทางยุทธศาสตร์ออกมาใช้จึงส่งผลให้ราคาบิวเทนปรับตัวลดลง ประกอบกับสภาพอากาศในฤดูหนาวของสหรัฐอเมริกาและญี่ปุ่นไม่หนาวเย็นตามที่คาดการณ์ไว้ นอกจากนี้ ปริมาณก๊าซ LPG คงคลังของประเทศญี่ปุ่น เกาหลีใต้ ไต้หวัน และจีน มีปริมาณเพียงพอสำหรับใช้ในฤดูหนาว รวมทั้งประเทศอินเดียมีการนำเข้าก๊าซ LPG ลดลง ในขณะที่มีการผลิตปริมาณสูง
5. ปัจจุบัน สศช. อยู่ระหว่างการพิจารณางบประมาณสนับสนุนโครงการการช่วยเหลือราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน และรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ดังนั้น เพื่อบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดดังกล่าว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 1 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2565 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ การคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG ซึ่งปัจจุบันมีรายจ่ายประมาณ 1,687 ล้านบาทต่อเดือน คาดว่าจะใช้ได้อีกประมาณ 0.7 เดือน ถึงเดือนมกราคม 2565 อย่างไรก็ดี กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG อาจจะไม่สามารถรองรับภาระการชดเชยราคา LPG ตามกรอบวงเงินที่ กบน. กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 23,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้
1.1 ให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 1 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 - 31 มกราคม 2565
1.2 มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาอีกครั้ง
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.)เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคา LPG ต่อไป
เรื่องที่ 2 ข้อเสนอการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2564 กลุ่มผีเสื้อกระพือปีก ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน โดยขอให้กระทรวงพลังงานจัดการประชุมคณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม เพื่อเร่งแก้ปัญหาให้ประชาชนต่อมา เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2564 คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรมได้จัดประชุมคณะทำงานย่อย เพื่อพิจารณาข้อเสนอของภาคประชาชน ดังนี้ (1) ให้เผยแพร่ข้อมูลราคาน้ำมันอ้างอิงตลาดสิงคโปร์ (2) ให้แสดงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงทุกชนิดที่มีจำหน่ายในประเทศ และขอข้อมูลอัตราภาษี อัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และอัตราเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเชื้อเพลิงเกรดพรีเมียม (3) เสนอปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเฉลี่ยจากเดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 1.35 บาทต่อลิตร โดยตัดค่าขนส่งน้ำมันทางท่อกรุงเทพฯ ถึงศรีราชา 0.15 บาทต่อลิตร และตัดค่าลงทุนสถานีบริการ 0.49 บาทต่อลิตร ถึง 0.50 บาทต่อลิตร (4) กำหนดสัดส่วนค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 และผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันในอัตรา 1 : 2 และ (5) กำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงประกาศปรับราคาน้ำมันขายปลีกทุกวันจันทร์ โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังใน 1 สัปดาห์ของวันทำการซื้อขายน้ำมันสำเร็จรูปตลาดภูมิภาคเอเชีย โดยมีข้อเสนอการปรับค่าการตลาดรายชนิดน้ำมันจากมติ กบง. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 เป็นตามข้อเสนอของภาคประชาชน ดังนี้ (1) เบนซิน 95 เดิม 2.45 บาทต่อลิตร เป็น 1.80 บาทต่อลิตร (2) แก๊สโซฮอล 91E10 เดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็น 1.30 บาทต่อลิตร (3) แก๊สโซฮอล 95E10 เดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็น 1.35 บาทต่อลิตร (4) แก๊สโซฮอล 95E20 เดิม 2.15 บาทต่อลิตร เป็น 1.50 บาทต่อลิตร (5) แก๊สโซฮอล 95E85 เดิม 3.65 บาทต่อลิตร เป็น 3.00 บาทต่อลิตร (6) ดีเซลหมุนเร็ว บี7 เดิม 1.65 บาทต่อลิตร เป็น 1.00 บาทต่อลิตร (7) ดีเซลหมุนเร็ว บี10 เดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็น 1.35 บาทต่อลิตร และ (8) ดีเซลหมุนเร็ว บี20 เดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็น 1.30 บาทต่อลิตร
2. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรมได้จัดประชุมคณะทำงานเทคนิค เพื่อพิจารณารายละเอียดข้อเสนอค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงของภาคประชาชน โดยมีข้อสรุป ดังนี้ (1) ไม่สามารถเผยแพร่ข้อมูลราคาน้ำมันอ้างอิงตลาดสิงคโปร์ (MOPS) ได้ เนื่องจากข้อมูลราคาน้ำมันอ้างอิงตลาดสิงคโปร์ที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ซื้อข้อมูลจากบริษัท Platts มีลิขสิทธิ์ และมีข้อบังคับตามกฎหมาย (2) ไม่เผยแพร่ข้อมูลโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันแก๊สโซฮอล เกรดพรีเมียม บนเว็บไซต์ สนพ. เนื่องจากน้ำมันเกรดพรีเมียมถือเป็นน้ำมันทางเลือก โดยมีอัตราภาษีและกองทุนต่าง ๆ เท่ากับน้ำมันเกรดธรรมดา (3) ข้อเสนอการปรับค่าการตลาดเฉลี่ยจากเดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 1.35 บาทต่อลิตร โดยตัดค่าขนส่งน้ำมันทางท่อกรุงเทพฯ ถึงศรีราชา 0.15 บาทต่อลิตร และตัดค่าลงทุนสถานีบริการ 0.49 บาทต่อลิตร ถึง 0.50 บาทต่อลิตร การกำหนดสัดส่วนค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 และผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันในอัตรา 1 : 2 และกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงประกาศปรับราคาน้ำมันขายปลีกทุกวันจันทร์ โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังใน 1 สัปดาห์ของวันทำการซื้อขายน้ำมันสำเร็จรูปตลาดภูมิภาคเอเชีย ที่ประชุมมอบหมายให้ สนพ. รับไปหารือกับผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงและผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันต่อไป
3. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2564 สนพ. ได้ประชุมหารือกับผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง และวันที่ 3 ธันวาคม 2564 ได้ประชุมหารือกับผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน โดยทั้ง 2 กลุ่มมีความเห็นต่อข้อเสนอของภาคประชาชน ดังนี้ ข้อเสนอที่ 1 การปรับค่าการตลาดเฉลี่ยจากเดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 1.35 บาทต่อลิตร โดยตัดค่าขนส่งน้ำมันทางท่อกรุงเทพฯ ถึงศรีราชา 0.15 บาทต่อลิตร และตัดค่าลงทุนสถานีบริการ 0.49 บาทต่อลิตร ถึง 0.50 บาทต่อลิตร ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงมีความเห็นว่า (1) ค่าการตลาดปัจจุบันในระดับ 2.00 บาทต่อลิตร เป็นค่าการตลาดที่ไม่สูงมากและอยู่ในระดับที่เหมาะสมที่ผู้ค้าสามารถประกอบธุรกิจต่อไปได้ เนื่องจากมีต้นทุนค่าใช้จ่ายเพิ่มสูงขึ้นเรื่อยมา (2) ค่าขนส่งน้ำมันทางท่อ กรุงเทพฯ ถึงศรีราชา เป็นค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงที่ผู้ค้าต้องจ่ายให้กับบริษัทขนส่งน้ำมันทางท่อ จึงไม่สามารถตัดออกได้ และ (3) ค่าลงทุนสถานีบริการเป็นค่าใช้จ่ายจริง โดยปัจจุบันการลงทุนสถานีบริการน้ำมันมีหลายรูปแบบ ซึ่งรูปแบบที่ผู้ค้าน้ำมันเป็นผู้ลงทุน ไม่สามารถตัดออกได้ ด้านผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันมีความเห็นว่า (1) ปัจจุบันผู้ประกอบการได้ค่าการตลาดที่ระดับ 1.10 บาทต่อลิตร ซึ่งเป็นค่าการตลาดที่ไม่สูงมาก (2) ผู้ประกอบการมีค่าลงทุนสถานีบริการน้ำมันขนาดใหญ่ กลาง เล็ก เฉลี่ยอยู่ที่ 35 ล้านบาทต่อสถานี จึงไม่สามารถตัดออกได้ และ (3) ควรมีการศึกษาเรื่องค่าการตลาดน้ำมันที่เหมาะสม ข้อเสนอที่ 2 การกำหนดสัดส่วนค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 และผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันในอัตรา 1 : 2 ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงมีความเห็นว่า (1) ผู้ค้าน้ำมันแต่ละรายมีโครงสร้างของตัวแทนจำหน่ายน้ำมัน และมีต้นทุนในการประกอบธุรกิจที่แตกต่างกัน จึงไม่สามารถกำหนดอัตราส่วนตามที่กำหนดได้ (2) ปัจจุบันผู้ค้าน้ำมันได้ให้ค่าการตลาดแก่ตัวแทนจำหน่ายน้ำมันในอัตราเหมาะสมที่สามารถประกอบธุรกิจสถานีบริการได้ ด้านผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันมีความเห็นว่า (1) หากกำหนดค่าการตลาดที่ระดับ 1.35 บาทต่อลิตร และกำหนดส่วนแบ่งค่าการตลาดตามข้อเสนอของภาคประชาชน ผู้ประกอบการจะได้รับค่าการตลาดที่ 0.90 บาทต่อลิตร ซึ่งไม่เพียงพอต่อค่าใช้จ่าย ข้อเสนอที่ 3 การกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงประกาศปรับราคาน้ำมันขายปลีกทุกวันจันทร์ โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังใน 1 สัปดาห์ของวันทำการซื้อขายน้ำมันสำเร็จรูปตลาดภูมิภาคเอเชีย ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงมีความเห็นว่า ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันมีความผันผวนมาก ประกอบกับน้ำมันเชื้อเพลิงที่จำหน่ายในประเทศมิได้เป็นสินค้าควบคุมราคา ดังนั้น การกำหนดให้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันสัปดาห์ละ 1 ครั้ง จะทำให้ผู้ค้าน้ำมันไม่สามารถสะท้อนต้นทุนน้ำมันที่แท้จริง ด้านผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันมีความเห็นว่า เป็นข้อเสนอที่สามารถนำมาปฏิบัติได้ แต่อาจเกิดการไม่ยอมรับหากมีกรณีที่ต้องปรับขึ้นราคาน้ำมันเฉลี่ย 2 บาทต่อลิตรต่อสัปดาห์ ในคราวเดียว ทั้งนี้ ทั้งผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงและผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันมีความเห็นตรงกันว่า(1) กรณีที่ต้นทุนน้ำมันตลาดโลกสูงกว่าราคาขายปลีกหน้าสถานีบริการ หรือกรณีที่ราคาน้ำมันเฉลี่ยปรับลดลง 2 บาทต่อลิตรต่อสัปดาห์ อาจทำให้เกิดปัญหาผู้ค้าน้ำมันไม่ส่งน้ำมันไปจำหน่ายที่สถานีบริการเนื่องจากภาวะขาดทุน (2) อาจทำให้เกิดภาวะขาดแคลนน้ำมันจำหน่ายที่สถานีบริการ และส่งผลกระทบโดยตรงต่อผู้บริโภค (3) เห็นว่าการประกาศปรับราคาน้ำมันขายปลีกในปัจจุบันมีความเหมาะสมแล้ว ต่อมา เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรมได้จัดการประชุมคณะทำงานย่อย โดยที่ประชุมได้รับทราบผลการประชุมของคณะทำงานเทคนิค เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 และผลการประชุมหารือกับผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง และผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน ทั้งนี้ ผู้แทนภาคประชาชนมีความเห็นว่าน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นสินค้าควมคุมตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 จึงขอให้กระทรวงพลังงานกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 ไม่ให้เกิน 1.85 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 และค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ให้เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ซึ่งกระทรวงพลังงานได้รับข้อเสนอการกำกับดูแลค่าการตลาดดังกล่าวเพื่อนำเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ปัจจุบันการค้าน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยเป็นกลไกตลาดเสรี โดยกระทรวงพลังงานทำหน้าที่ติดตามราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสมตามหลักเกณฑ์โครงสร้างราคาขายปลีกและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม ทั้งนี้ การติดตามค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงใช้หลักการพิจารณาค่าการตลาดเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของทุกผลิตภัณฑ์ ซึ่งค่าการตลาดเฉลี่ยตามมติ กบง. อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมีกรอบบวกหรือลบ 0.40 บาทต่อลิตร (อยู่ระหว่าง 1.60 บาทต่อลิตร ถึง 2.40 บาทต่อลิตร) ดังนั้น หากจะดำเนินการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 ไม่ให้เกิน 1.85 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ให้เกิน 1.40 บาทต่อลิตร โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ตามข้อเสนอของภาคประชาชน สามารถดำเนินการได้ 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 กบง. ประกาศราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ทุกสัปดาห์ โดยอาศัยอำนาจตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 15/2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้กระทรวงพาณิชย์ดำเนินการควบคุมราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 อย่างไรก็ดี การดำเนินการดังกล่าวจะทำให้กระทรวงพลังงานกลับไปควบคุมราคาขายปลีกของน้ำมันทั้ง 2 ชนิด ซึ่งอาจขัดกับหลักการค้าเสรี แนวทางที่ 2 ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการให้ค่าการตลาดของน้ำมันทั้ง 2 ชนิด ไม่เกินค่าที่กำหนด และแนวทางที่ 3 ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันปรับเพิ่มหรือลดราคาขายปลีก ให้ค่าการตลาดของน้ำมันทั้ง 2 ชนิดไม่เกินค่าที่กำหนด
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการประชุมหารือของคณะทำงานย่อย ภายใต้คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564
2. รับทราบข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ ในการดำเนินการตามข้อเสนอของภาคประชาชนที่เสนอให้มีแนวทางการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 ไม่ให้เกิน 1.85 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ให้เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค (สคบ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง หารือแนวทางการกำกับดูแลการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมกับทุกภาคส่วน รวมทั้งศึกษาแนวทางอื่นเพิ่มเติมในการกำกับดูแลค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง และเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Regulated Market) และนำเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. ก่อนประกาศเป็นหลักเกณฑ์ให้ผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) นำไปใช้ในการจัดหาต่อไป และหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการ
2. สนพ. และสำนักงาน กกพ. ได้ร่วมกันจัดจ้างมหาวิทยาลัยเชียงใหม่ศึกษาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark โดยศึกษาวิธีการกำหนดราคา LNG และสูตรในสัญญาระยะยาวของต่างประเทศ โดยเฉพาะประเทศในภูมิภาคเอเชียพบว่า ปัจจุบันมีการใช้สูตรราคา LNG หลากหลายรูปแบบ ได้แก่ รูปแบบอ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil-linked) รูปแบบอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (Gas-linked) รูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ (Hybrid oil gas linked) และอื่น ๆ โดยมีสมการกำหนดราคา LNG ทั้งแบบเส้นตรง (Linear formula) ซึ่งมีข้อเสีย คือ ผู้ซื้อก๊าซจะค่อนข้างได้เปรียบ เนื่องจากหากราคาน้ำมันต่ำราคาก๊าซก็จะต่ำตามไปด้วย ในขณะที่หากราคาน้ำมันสูงขึ้นราคาก๊าซจะขึ้นในอัตราที่ต่ำกว่าเมื่อเทียบค่าความร้อนที่เท่ากัน และสมการแบบ S-Curve (S-Curve formula) ซึ่งคิดค้นขึ้นเพื่อความเป็นธรรมแก่ทั้งฝ่ายผู้ซื้อและผู้ขาย LNG มากขึ้น ทั้งนี้ การกำหนดราคานำเข้า LNG ของประเทศไทยปัจจุบันดำเนินการโดยบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) โดยรูปแบบสัญญาระยะยาวกำหนดให้เป็นสัดส่วนอ้างอิงกับดัชนีแบบถ่วงน้ำหนักระหว่างราคานำเข้านํ้ามันดิบเฉลี่ยของประเทศญี่ปุ่นในแต่ละเดือน (Japan Crude Cocktail: JCC) และราคาเนื้อก๊าซที่ส่งผ่านท่อก๊าซในตลาดภูมิภาคอเมริกาเหนือที่ยังไม่ได้รวมค่าเปลี่ยนสถานะก๊าซเป็นของเหลวและค่าขนส่ง (Henry Hub: HH) โดยแต่ละสัญญามีรูปแบบการกำหนดราคาแตกต่างกัน ขึ้นอยู่กับการเจรจารายละเอียดสัญญากับแต่ละบริษัท ซึ่งมีทั้งรูปแบบ Oil-linked และ Hybrid ทั้งนี้ เมื่อเปรียบเทียบราคารายเดือนของ JCC และ HH ย้อนหลัง พบว่า สัญญาของ ปตท. กับบริษัท Qatar Gas จะมีราคาสูงกว่าสัญญาฉบับอื่นอย่างชัดเจน โดยเฉพาะกรณีที่ดัชนี JCC มีราคาสูงกว่าจุดหักมุม (kink point) ที่ 70 ถึง 77 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู แต่กรณีที่ราคาดัชนี JCC ต่ำกว่าจุด kink point ราคาของสัญญาที่อ้างอิงราคาน้ำมัน และสัญญาในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาก๊าซและน้ำมันและมีจุดหักมุม จะไม่แตกต่างกันมากนักเนื่องจากไม่มีการนำดัชนี HH ถ่วงน้ำหนัก ดังนั้นการนำดัชนี HH ถ่วงน้ำหนักสามารถช่วยลดความผันผวนของราคาได้เมื่อราคาน้ำมันสูงกว่าจุด kink point
3. ประเทศไทยสามารถพิจารณากำหนดรูปแบบสมการในการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark ได้ 3 รูปแบบ ได้แก่ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil linked linear formula) (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (Gas linked linear formula) และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม (Hybrid oil gas linked formula with a kink point) โดยจากการวิเคราะห์ข้อดีและข้อเสียของสมการดังกล่าวพบว่า สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน มีการใช้งานอย่างแพร่หลายและเป็นที่ยอมรับของผู้นำเข้าและผู้ส่งออก แต่ไม่ได้สะท้อนตลาดของก๊าซตามหลัก Demand - Supply สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ เป็นการกำหนดราคา LNG ที่สะท้อน Demand - Supply ในตลาดก๊าซธรรมชาติ แต่มีราคาผันผวนเนื่องจากผู้ส่งออกที่ใช้สมการดังกล่าวส่วนใหญ่อยู่ในทวีปอเมริกาซึ่งมีจำนวนน้อยกว่าแหล่งผลิตอื่น ๆ ส่วนสมการรูปแบบ Hybrid เป็นรูปแบบที่สามารถบริหารความเสี่ยงระหว่างราคาน้ำมันและราคาก๊าซธรรมชาติได้ดี ทั้งนี้ การประกาศหลักเกณฑ์ทางเลือกการกำหนดราคา LNG Benchmark ของประเทศไทยเป็นการประกาศในลักษณะ (1) เป็น Guideline สำหรับ Shippers ในการจัดหาสัญญาเพื่อนำมาเสนอหน่วยงานที่มีอำนาจพิจารณา (2) เป็น Upper Limit ของ slopes ในสูตรการจัดหา LNG ซึ่ง Shippers ต้องเสนอ slopes ในสัญญาที่ต่ำกว่า (3) สามารถจัดหาได้ทั้ง 3 รูปแบบ คือ Oil-Linked Gas-Linked และ Hybrid (4) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงจนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (5) มีการเปิด เงื่อนไข take or pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (6) หลีกเลี่ยงการประกาศหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ที่มีรายละเอียดทั้งหมดสู่สาธารณะ เนื่องจากอาจมีผลกระทบต่อการเจรจากับผู้ค้าทำให้สูญเสียอำนาจการต่อรองได้
4. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 กกพ. ได้พิจารณาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ โดยมีความเห็นให้ Shipper พิจารณาจัดหาสัญญาระยะกลางและสัญญาระยะยาวให้เหมาะสมกับโรงไฟฟ้าของตน เพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าให้น้อยที่สุด และเป็นไปตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2564 กกพ. ได้ปรับปรุงหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ Brent หรือ JCC คือ PLNG = A x [Oil Marker] + B โดยเป็น Linear หรือ S-Curve (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ HH คือ PLNG = C x HH + D โดยเป็น Linear หรือ S-Curve และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม คือ PLNG = A x [Oil Marker] + B กรณี Oil Marker 70 $/barrelหรือ PLNG = 50%(A x [Oil Marker] + B) + 50%(C x HH + D) กรณี Oil Marker > 70$/barrel โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) การทำสัญญาเป็นแบบ Sales & Purchase Agreement (SPA) ในระยะสัญญาระยะกลาง-ระยะยาวที่เหมาะสม โดยหมายถึงระยะเวลาสัญญามากกว่า 5 ปีขึ้นไป (2) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงจนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (3) ผู้นำเข้าจะต้องมีการเปิดเงื่อนไข take-or-pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (4) เนื่องจากตลาด LNG ในระยะนี้มีความผันผวนและมีแนวโน้มเข้าสู่ภาวะตลาดของผู้ขาย (Seller’s Market) หากไม่สามารถจัดหา LNG โดยหลักเกณฑ์ราคานำเข้าดังกล่าวได้ ให้นำเสนอหลักเกณฑ์ราคาที่ดีที่สุดเพื่อให้พิจารณา
5. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 สนพ. และสำนักงาน กกพ. ได้นำเสนอคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เพื่อพิจารณาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ และสมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบในหลักการการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market โดยมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีข้อเสนอการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market สำหรับสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ Brent หรือ JCC คือ PLNG = A x [Oil Marker] + B โดยเป็น Linear หรือ S-Curve (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ HH คือ PLNG = C x HH + D โดยเป็น Linear หรือ S-Curve และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม คือ PLNG = A x [Oil Marker] + B กรณี Oil Marker 70 $/barrel หรือ PLNG = 50%(A x [Oil Marker] + B) + 50%(C x HH + D) กรณี Oil Marker > 70$/barrelโดย PLNG คือ ราคานำเข้า LNG มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู A คือ Oil Marker Slopes สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx Oil Marker คือ ดัชนี JCC หรือ Brent เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4 B คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา HH คือ ดัชนี Henry Hub เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4 C คือ HH Factor สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx และ D คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) การทำสัญญาเป็นแบบ Sales & Purchase Agreement (SPA) ในระยะสัญญาระยะกลางและ/หรือระยะยาวที่เหมาะสม โดยหมายถึงระยะเวลาสัญญาตั้งแต่ 5 ปีขึ้นไป (2) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงจนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (3) ผู้นำเข้าจะต้องมีการเปิดเงื่อนไข take or pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (4) เนื่องจากตลาด LNG ในระยะนี้มีความผันผวนและมีแนวโน้มเข้าสู่ภาวะ Seller’s Market หากไม่สามารถจัดหา LNG โดยหลักเกณฑ์ราคานำเข้าดังกล่าวได้ ให้นำเสนอหลักเกณฑ์ราคาที่ดีที่สุดต่อ กบง. พิจารณา
7. การประเมินผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยกำหนดสมมติฐานการนำเข้า LNG มาใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้า 2 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำเข้า จำนวน 1.8 ล้านตันต่อปี และ Shipper รายใหม่ นำเข้าจำนวน 0.5 ล้านตันต่อปี โดยมีการส่งผ่านค่าไฟฟ้าผ่านค่า Ft และมีการปรับค่าสะสมที่เกิดขึ้นจากผลต่างระหว่างค่า Ft ที่คำนวณได้กับค่า Ft ที่เก็บจริง (Accumulate Factor: AF) ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์กระทบต่อค่า Ft เฉลี่ยตั้งแต่ปี 2558 ถึงปี 2564 พบว่า การนำเข้า LNG ตามสูตรราคาในรูปแบบ Hybrid มีผลกระทบต่อค่า Ft ไม่มากนัก โดยทำให้ค่า Ft เฉลี่ยเพิ่มขึ้น 0.78 สตางค์ต่อหน่วย เมื่อเทียบกับสัญญาเดิม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Regulated Market) เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil linked linear formula) (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (Gas linked linear formula) และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม (Hybrid oil gas linked formula with a kink point) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market ต่อไป
เรื่องที่ 4 สถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณ และการทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล ต่อมา เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 ถึงปี 2566 และได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 ถึงปี 2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้ ชธ. และ ปตท. เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาทบทวน รวมทั้งมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 คือ กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) และกลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) สำหรับสัญญาซื้อและขายก๊าซใหม่ (New Demand) และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าของผู้ประกอบการกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รวมทั้งกำกับดูแลต่อไป
2. การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณมีการดำเนินการ ดังนี้ เมื่อวันที่30 พฤษภาคม 2559 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ได้แก่ กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ และบงกช ตามที่ ชธ. เสนอ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไปล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ต่อมา เมื่อวันที่ 24 เมษายน 2561 กระทรวงพลังงานออกประกาศเชิญชวนให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอ (Invitation for Proposal: IFP) ข้อกำหนด หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการยื่นคำขอการพิจารณาและการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 (กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ) โดยต่อมา เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2561 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติให้ บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (PTTEP ED) ร่วมกับ บริษัท เอ็มพี จี2 (ประเทศไทย) จำกัด เป็นผู้ได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตในกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ (แปลง G1/61) ตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน โดยคำแนะนำของคณะกรรมการปิโตรเลียม และเมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2562 มีการลงนามในสัญญาแบ่งปันผลผลิตระหว่างกระทรวงพลังงานและผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต ซึ่งตามประกาศเชิญชวนและสัญญาแบ่งปันผลผลิตดังกล่าวระบุให้ผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตมีหน้าที่ผลิตและขายก๊าซธรรมชาติให้ได้ปริมาณขั้นต่ำ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ตั้งแต่วันที่ 24 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2575 โดยกระทรวงพลังงานคาดหวังให้ผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตดำเนินการต่าง ๆ ในช่วงเตรียมการ ซึ่งกิจกรรมหนึ่งคือการเจรจาข้อตกลงการเข้าพื้นที่กับผู้รับสัมปทานเพื่อดำเนินการติดตั้งแท่นหลุมผลิตและเจาะหลุมผลิตในช่วงเตรียมการ ซึ่งหมายถึงระยะเวลาตั้งแต่ลงนามสัญญาแบ่งปันผลผลิต จนถึงวันที่ 23 เมษายน 2565 อันเป็นเวลาสิ้นสุดสัมปทาน โดยมีเป้าหมายให้ได้ข้อตกลงเข้าพื้นที่ภายในเดือนพฤษภาคม 2562
3. ชธ. ได้กำกับการดำเนินงานระหว่างผู้รับสัมปทานและผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตในช่วงเปลี่ยนผ่านอย่างใกล้ชิด โดยผู้รับสัมปทานและผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตได้มีการเจรจาอย่างต่อเนื่อง และได้เห็นร่วมกันในการแบ่งข้อตกลงการเข้าพื้นที่เป็น 2 ฉบับ โดยเมื่อวันที่ 7 สิงหาคม 2562 ได้ลงนามข้อตกลงการเข้าพื้นที่ระยะที่ 1 ซึ่งมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2562 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2564 ทั้งสองฝ่ายเพิ่งจะสามารถบรรลุและลงนามในข้อตกลงการเข้าพื้นที่ระยะที่ 2 (Site Access Agreement: SAA2) พร้อมข้อตกลงการเข้าพื้นที่เพื่อดำเนินกิจกรรมการรื้อถอนสิ่งติดตั้ง (Asset Retirement Access Agreement: ARAA) และข้อตกลงการถ่ายโอนการดำเนินงาน (Operations Transfer Agreement: OTA) ร่วมกัน ส่งผลให้จนถึงปัจจุบันผู้รับสัญญายังไม่ได้เข้าพื้นที่เพื่อติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุม ซึ่งจากความล่าช้าดังกล่าวคาดว่าจะส่งผลให้ความสามารถในการผลิตก๊าซธรรมชาติจากกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณในช่วงต้นสัญญาแบ่งปันผลผลิตต่ำกว่า 800 MMSCFD
4. การคาดการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณไตรมาสที่ 1 ปี 2565 ซึ่งเป็นช่วงท้ายของสัมปทาน คาดว่ากำลังการผลิตจะมีแนวโน้มลดลง ทั้งนี้ จากการคาดการณ์ของบริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด ณ เดือนตุลาคม 2564 พบว่า ระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ณ สิ้นอายุสัมปทาน (Exit Rate) อาจอยู่ที่ประมาณ 425 MMSCFD ถึง 500 MMSCFD โดยกรณีที่ผู้รับสัญญาสามารถติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมหลังจากวันที่ 24 เมษายน 2565 เป็นต้นไป จะทำให้อัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนเมษายน 2566 อยู่ที่ประมาณ 210 MMSCFD และจะค่อย ๆ เพิ่มอัตราการผลิตขึ้นจนถึง 800 MMSCFD ภายในเดือนเมษายน 2567 รวมระยะเวลาความไม่ต่อเนื่องในการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณประมาณ 24 เดือน ทั้งนี้ ปตท. ได้มีแนวทางบริหารจัดการลดผลกระทบจากความไม่ต่อเนื่องดังกล่าวเบื้องต้น ดังนี้ แนวทางที่ 1 จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซที่มีศักยภาพ ได้แก่ (1) แหล่งอาทิตย์ ปริมาณ 63 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2567 โดยได้เสนอคณะกรรมการปิโตรเลียมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 (2) แปลง B8/32 ปริมาณ 16 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนพฤษภาคม 2568 โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามในการกำหนดราคาก๊าซเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2564 (3) พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) แปลง B-17&C-19 และแปลง B-17-01 ปริมาณ 33 MMSCFD ระยะเวลาเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2572 และแปลง A-18 ปริมาณ 50 MMSCFD ระยะเวลาปี 2565 โดยอยู่ระหว่างการเจรจากับผู้ขายเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และแนวทางที่ 2 เรียกรับก๊าซธรรมชาติเต็มความสามารถตามสัญญาซื้อขายก๊าซ โดยคาดว่าจะเรียกรับได้เฉลี่ยประมาณ 100 MMSCFD ในปี 2565 ทั้งนี้ ในปี 2565 ถึงปี 2567 คาดว่าปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณจะอยู่ที่เฉลี่ยประมาณ 314 393 และ 753 MMSCFD ตามลำดับ อย่างไรก็ตาม คาดว่ายังมีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG เพื่อชดเชยก๊าซธรรมชาติที่หายไปในช่วงดังกล่าวอีกประมาณ 1.8 0.7 และ 0.1 ล้านตัน ตามลำดับ
5. การทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 ถึงปี 2567 คาดการณ์ ณ เดือนพฤศจิกายน 2564 ประกอบด้วย 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ถึงปี 2567 อยู่ที่ประมาณ 4,446 4,679 และ 4,783 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ สูงขึ้นจากคาดการณ์เดิมที่เสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 ร้อยละ 0.64 และ 3.67 ตามลำดับ จากสภาพเศรษฐกิจฟื้นตัวจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ดีขึ้น โดยเพิ่มขึ้นจากภาคการใช้ไฟฟ้า ทั้งโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในขณะที่ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง และโรงแยกก๊าซธรรมชาติลดลง ส่วนที่ 2 ปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ถึงปี 2567 พิจารณาจากสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน จากแหล่งก๊าซในประเทศทั้งแหล่งในอ่าวไทยและแหล่งบนบก การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศเมียนมา และการนำเข้า LNG ตามสัญญาระยะยาวจำนวน 4 สัญญา ส่วนแหล่งเอราวัณพิจารณาจากอัตราการผลิตที่คาดว่าจะเกิดขึ้นจริง และปริมาณก๊าซจากสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งที่มีศักยภาพ และการเรียกรับก๊าซธรรมชาติเต็มความสามารถการผลิตเพื่อชดเชยก๊าซที่หายไป สรุปปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ถึงปี 2567 อยู่ที่ประมาณ 3,810 3,942 และ 4,067 พันล้านบีทียูต่อวันตามลำดับ ลดลงจากคาดการณ์เดิมประมาณ 353 และ 127 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ และส่วนที่ 3 ความสามารถในการนำเข้า LNG พิจารณาจากข้อมูลคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและการจัดหาก๊าซธรรมชาติ พบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG ปี 2565 ถึงปี 2567 เท่ากับ 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ แบ่งเป็นปริมาณ LNG ที่นำเข้าเพื่อชดเชยการจัดหาจากแหล่งเอราวัณ จำนวน 1.8 0.7 และ 0.1 ล้านตัน ตามลำดับ และการนำเข้า LNG เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 อีก 2.7 4.5 และ 4.9 ล้านตัน ตามลำดับ
6. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 ชธ. ได้นำเสนอคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เพื่อทราบผลการทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2565 เป็น 4.5 ล้านตัน โดยเป็นการจัดหา LNG ทดแทนการผลิตก๊าซธรรมชาติของกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 จาก 1.74 ล้านตัน เป็น 2.7 ล้านตัน โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติรับทราบปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 ตามที่ ชธ. เสนอ และให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปี 2565 - 2567 รวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาทบทวน
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 - 2567 และกำกับดูแลต่อไป
เรื่องที่ 5 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บท ต่อมา สนพ. ได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 เสนอต่อ กบง. พิจารณา โดยเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น รวมทั้งกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ และต่อมา เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติรับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว ทั้งนี้ แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นจะสิ้นสุดในปี 2564 สนพ. จึงได้จัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574 โดยผ่านกระบวนการรับฟังและแลกเปลี่ยนความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกภาคส่วน และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) โดยเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2564 คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
2. ร่างแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้
2.1 วิสัยทัศน์และเป้าหมายภาพรวม (Vision & Goal) โดยวิสัยทัศน์ คือ ส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่าง ๆ และการจัดการทรัพยากรในระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่จำเป็น รองรับการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบโครงข่ายไฟฟ้ายุคใหม่อย่างมีประสิทธิภาพและเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม เป้าหมายภาพรวมแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ได้แก่ เป้าหมายระยะสั้น 1 – 5 ปี เป็นการเตรียมความพร้อมและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่าง ๆ ที่จำเป็น และนำร่องการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์ (Distributed energy resources: DER) ในรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่เริ่มส่งผลต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า และเป้าหมายระยะปานกลาง 6 – 10 ปี เป็นการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน และเร่งการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์อย่างเต็มรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่ส่งผลอย่างมีนัยสำคัญต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า
2.2 เป้าหมายสำคัญ (Key Milestone) แบ่งเป็น 4 ระยะ ได้แก่ ระยะ 1 – 2 ปี เป็นระยะเร่งด่วนที่ต้องเร่งดำเนินการ ระยะ 3 – 5 ปี เป็นระยะสั้นของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะ 6 – 10 ปี เป็นระยะยาวของแผนการขับเคลื่อนฯ และระยะมากกว่า 10 ปี เป็นมุมมองที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในระยะต่อไป โดยแบ่งเป้าหมายสำคัญเป็น 5 เสาหลัก และแผนอำนวยการสนับสนุน ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการสั่งการและใช้งานการตอบสนองด้านโหลดแบบกึ่งอัตโนมัติ (Semi-Auto DR) และแบบอัตโนมัติ (Auto DR) ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท สามารถทดแทนผลิตภัณฑ์ในระบบไฟฟ้าได้หลากหลายในเชิงพาณิชย์ และครอบคลุมทุกรูปแบบการให้บริการ (Grid Service) โดยจะกำหนดเป้าหมายการตอบสนองด้านโหลดลงในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) (2) เสาหลักที่ 2 การพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ครอบคลุมทั้งโรงไฟฟ้า SPP VSSP รวมถึง Prosumer-Aggregator (3) เสาหลักที่ 3 ระบบไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (Microgrid & Prosumer) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานพลังงานหมุนเวียนสำหรับไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (RE base Microgrid / Prosumer) เชิงพาณิชย์ที่เป็นการดำเนินการปกติ และไมโครกริดสามารถช่วยในการบริหารจัดการโครงข่ายไฟฟ้าที่มีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนสูง (High %RE Penetration) (4) เสาหลักที่ 4 ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานในทุกรูปแบบการบริการของระบบกักเก็บพลังงานที่เกี่ยวข้องกับโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศไทย รวมถึงมาตรการส่งเสริมรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ ของ ESS (5) เสาหลักที่ 5 การบูรณาการยานยนต์ไฟฟ้า (EV Integration) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าที่มีการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าแบบ V1G และ V2X ครอบคลุมผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าทุกประเภทตามแผนการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน เป้าหมายสำคัญ คือ ช่วยสนับสนุนคู่ขนาน 5 เสาหลัก รวมถึงพัฒนาเทคโนโลยีสมัยใหม่เพื่อสนับสนุนงาน Smart Grid และพัฒนาให้เกิดรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ โดยมีแผนกลยุทธ์การดำเนินงาน (Strategic Plan) ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ ด้านนโยบาย ด้านกฎระเบียบข้อบังคับ และด้านเทคนิค
2.3 แผนการดำเนินกิจกรรม/โครงการ (Action Plan Projects) ภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ประกอบด้วย สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ซึ่งมีจำนวนกิจกรรม/โครงการรวมทั้งสิ้น 71 กิจกรรม/โครงการ ประมาณการกรอบงบประมาณรวมทั้งสิ้น 415,610 ล้านบาท สรุปได้ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 DR & EMS จำนวน 17 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 48,380 ล้านบาท (2) เสาหลักที่ 2 RE Forecast จำนวน 8 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 160 ล้านบาท (3) เสาหลักที่ 3 Microgrid & Prosumer จำนวน 13 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 80,256 ล้านบาท (4) เสาหลักที่ 4 ESS จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 196,980 ล้านบาท (5) เสาหลักที่ 5 EV Integration จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 3,800 ล้านบาท และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน จำนวน 9 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 86,034 ล้านบาท
2.4 ความมุ่งหมายของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ประกอบด้วย 3 ด้านหลัก ดังนี้(1) ด้านการบริหารการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย จะทำให้เกิดการบูรณาการร่วมกันของทุกภาคส่วน และมีกลไกในการติดตามการพัฒนาอย่างเป็นระบบ (2) ด้านการเตรียมความพร้อมด้านเทคโนโลยีและโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านทางด้านพลังงานให้สามารถรองรับการพัฒนาประเทศและเป้าหมายของแผนต่าง ๆ อย่างครบถ้วน ทั้งการใช้งานเทคโนโลยีสมัยใหม่ หรือธุรกิจรูปแบบใหม่ รวมถึงการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานร่วมกับภาคส่วนกิจการอื่น ๆ (3) ด้านการพัฒนาโอกาสทางธุรกิจภาคเอกชนและศักยภาพการพัฒนาเทคโนโลยีและความมีส่วนร่วมของหน่วยงานและบุคลากร รวมถึงผู้ใช้ไฟฟ้าภายในประเทศ ให้มีส่วนร่วมและเห็นทิศทางการเปลี่ยนผ่านในส่วนของกิจการไฟฟ้า เกิดการสร้างโอกาสในการพัฒนาเศรษฐกิจ อุตสาหกรรม นวัตกรรม รวมถึงโอกาสทางธุรกิจภาคเอกชนและศักยภาพการพัฒนาเทคโนโลยีของหน่วยงานและบุคลากรภายในประเทศ
3. การวิเคราะห์กรอบงบประมาณและความคุ้มค่าของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้
3.1 กรอบงบประมาณของกิจกรรม/โครงการ ภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง จำนวน 415,610 ล้านบาท แบ่งออกเป็นกลุ่มกิจกรรมหลัก 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) งบดำเนินงาน ประมาณ 2,359 ล้านบาท (2) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน ประมาณ 146,980 ล้านบาท และ (3) โครงการลงทุน ประมาณ 266,271 ล้านบาท ทั้งนี้ กรอบงบประมาณส่วนใหญ่ประมาณ 413,251 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 99.4 เป็นงบดำเนินการของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ทั้งการพัฒนาระบบและโครงสร้างพื้นฐาน รวมถึงโครงการลงทุนขนาดใหญ่ โดยมีงบประมาณสำหรับการผลักดันและขับเคลื่อนการดำเนินงานภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง เพียง 2,359 ล้านบาทเท่านั้น
3.2 ผลประโยชน์ภาพรวมของประเทศในการจัดทำแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ในมิติของความสมดุลด้านพลังงาน (Energy Trilemma) มีความสอดคล้องกับหลักการเสริมสร้างความยั่งยืนตามยุทธศาสตร์ของประเทศ 3 ด้าน ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคง ทำให้เกิดความมั่นคงทางพลังงานจากการผลิตและใช้พลังงานภายในประเทศ และการใช้โครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานแบบกระจายศูนย์เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นให้กับระบบไฟฟ้า (2) ด้านความมั่งคั่ง ทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศลดลง หลีกเลี่ยงการลงทุนที่ไม่จำเป็น ภาคผู้ใช้ไฟฟ้ามีโอกาสลดต้นทุนค่าไฟฟ้าของตนเองและเกิดการสร้างรายได้ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถของผู้ใช้ไฟฟ้า เกิดการลงทุนในประเทศ การเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ เกิดการจ้างงานในประเทศ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันทั้งด้านการส่งออกและการลงทุนต่าง ๆ ในประเทศ และ (3) ด้านความยั่งยืน ทำให้สามารถรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปริมาณสูง และสนับสนุนการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์โดยใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาด
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นดังนี้ (1) เห็นควรให้นำกิจกรรม/โครงการ รวมถึงงบประมาณของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง เสนอต่อคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า เพื่อให้คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ พิจารณากำหนดกิจกรรม/โครงการ รวมถึงกรอบงบประมาณดังกล่าวไว้ในแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เพื่อให้เกิดการบูรณาการแผนการลงทุนของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งให้เกิดประโยชน์สูงสุด ไม่เป็นการลงทุนที่ซ้ำซ้อน และไม่เป็นภาระต้นทุนส่วนเกินต่อประชาชน (2) เห็นควรให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการ Smart Grid ดำเนินการติดตามและขับเคลื่อนการดำเนินงานให้เป็นไปตามกรอบเป้าหมายสำคัญของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลางในแต่ละระยะตามที่กำหนดไว้ และ (3) เห็นควรมอบหมายให้คณะอนุกรรมการ Smart Grid สามารถพิจารณาทบทวนรายละเอียดโครงการ/กิจกรรม รวมถึงกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ได้ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ในอนาคต แต่ยังคงเป็นไปตามเป้าหมายสำคัญที่กำหนดไว้ ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง อย่างมีนัยสำคัญ ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอนุมัติต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลางพ.ศ. 2565 – 2574 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินงานตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ดำเนินการติดตามและขับเคลื่อนการดำเนินงานให้เป็นไปตามกรอบเป้าหมายสำคัญ (Milestone) ในแต่ละระยะของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลางตามที่กำหนดไว้
2. เห็นชอบให้นำกิจกรรม/โครงการ รวมถึงงบประมาณของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง นำเสนอต่อคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) เพื่อให้คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ พิจารณากำหนดกิจกรรม/โครงการ รวมถึงกรอบงบประมาณดังกล่าวไว้ในแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง
3. มอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) สามารถพิจารณาทบทวนรายละเอียดโครงการ/กิจกรรม รวมถึงกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ได้ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ในอนาคต แต่ยังคงเป็นไปตามเป้าหมายสำคัญที่กำหนดไว้ ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลางอย่างมีนัยสำคัญ ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) จาก 9,000 เมกะวัตต์ (MW) เป็น 10,500 MW ตามผลการหารือในที่ประชุมที่เห็นว่าข้อเสนอการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU จาก 9,000 MW เป็น 9,500 MW ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอนั้น จะสนับสนุนการบรรลุเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 ของประเทศไทยได้อย่างจำกัด และครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการแค่บางส่วน ดังนั้น ที่ประชุมจึงได้พิจารณาข้อเสนอเดิมที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เคยเสนอในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เป็น 10,500 MW โดยข้อเสนอดังกล่าวได้พิจารณาครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการกับ สปป. ลาว ทั้งหมด และสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป. ลาว ซึ่งจะเป็นการปิดความเสี่ยงในการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ในอนาคต และรักษาความสัมพันธ์อันดีกับประเทศเพื่อนบ้าน นอกจากนี้ ไฟฟ้าจากพลังน้ำมีต้นทุนต่ำกว่าพลังงานสะอาดประเภทอื่น ซึ่งจะเป็นเครื่องมือสำคัญในการควบคุมอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศในอนาคตเมื่อประเทศไทยมีระดับการใช้พลังงานสะอาดเพิ่มสูงขึ้น ทั้งนี้ การขยายกรอบดังกล่าวยังอยู่ภายใต้กรอบความมั่นคงทางพลังงาน ที่กำหนดให้รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศใดประเทศหนึ่งได้ไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังการผลิตทั้งหมดในระบบ
2. กระทรวงพลังงาน โดยคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (ฝ่ายไทย) จะดำเนินการหารือร่วมกับคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (ฝ่าย สปป. ลาว) เพื่อให้ได้ข้อสรุปในรายละเอียดการขยายกรอบ MOU ทั้งด้านปริมาณและเนื้อหาสาระใน MOU ที่เห็นพ้องร่วมกันทั้ง 2 ฝ่าย และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานลงนามใน MOU ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง.ครั้งที่ 16/2564 (ครั้งที่ 38) วันพฤหัสบดีที่ 30 ธันวาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 16/2564 (ครั้งที่ 38)
วันพฤหัสบดีที่ 30 ธันวาคม พ.ศ. 2564
แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในปัจจุบันปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูง เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในทวีปยุโรปที่เหลือเพียงร้อยละ 57 และประเทศรัสเซียต้องการสำรองก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้ในประเทศเพิ่มขึ้นเนื่องจากสภาพอากาศที่หนาวเย็น จึงลดการส่งออกก๊าซธรรมชาติทางท่อมายังยุโรป ประกอบกับแรงกดดันทางการเมืองระหว่างประเทศรัฐเซียกับประเทศยูเครน ส่งผลให้สหภาพยุโรป และสหรัฐอเมริกาอาจมีมติคว่ำบาตรท่อส่งก๊าซธรรมชาติ Nord Stream 2 ซึ่งสร้างจากประเทศรัฐเซียไปยังประเทศเยอรมัน ปัจจัยดังกล่าวเป็นปัจจัยสำคัญที่ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติในยุโรปปรับเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ และส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นตามอย่างต่อเนื่อง ทั้งนี้ จากประมาณการณ์แนวโน้มราคา LNG พบว่าตลาดมีแนวโน้มตึงตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากประเทศต่างๆ มีแนวโน้มจัดการการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ได้ดีขึ้นส่งผลให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจ รวมทั้งประเทศผู้ซื้อรายใหญ่โดยเฉพาะประเทศจีนมีนโยบายอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมโดยส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติและ LNG ทดแทนการใช้ถ่านหิน ทำให้มีความต้องการใช้ LNG สูงขึ้น ในขณะที่ตลาดมีอุปทานจากโครงการผลิต LNG จำกัด เนื่องจากมีการลงทุนก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง จึงคาดว่าราคา LNG จะมีแนวโน้มสูงขึ้นจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 ด้านแนวโน้มราคาน้ำมันดิบยังคงทรงตัวในระดับสูงเนื่องจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นในช่วงฤดูหนาว โดยหลายประเทศในยุโรปเปลี่ยนมาใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าแทนก๊าซธรรมชาติซึ่งมีราคาสูง ประกอบกับอุปทานน้ำมันดิบมีแนวโน้มตึงตัวต่อเนื่อง หลังกลุ่มโอเปคและพันธมิตร (โอเปคพลัส) ปรับเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบน้อยกว่าข้อตกลงเนื่องจากหลายประเทศไม่สามารถผลิตได้ตามเป้าหมาย อย่างไรก็ดี ความต้องการใช้น้ำมันยังคงได้รับแรงกดดันจากมาตรการจำกัดการเดินทางจากการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 สายพันธุ์โอมิครอนที่แพร่ระบาดอย่างรวดเร็วในหลายประเทศ ด้านสถานการณ์การผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศไทย ของแหล่งเอราวัณช่วงเปลี่ยนผ่านพบว่า บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (PTTEP ED) ผู้รับสัญญาสัมปทานคาดการณ์ว่าระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ณ สิ้นอายุสัมปทาน (Exit Rate) อาจอยู่ที่ประมาณ 425 ถึง 500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยกรณีที่ผู้รับสัญญาสามารถดำเนินการติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมได้หลังจากวันที่ 24 เมษายน 2565 เป็นต้นไป จะทำให้ไม่สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นระยะเวลาประมาณ 24 เดือน
2. กระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 ถึงปี 2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านต้นต่อปี ตามลำดับ โดยในการประชุมผู้บริหารระดับสูงกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2564 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เร่งทบทวนและจัดทำแผนการบริหารจัดการการจัดหาแหล่งก๊าซธรรมชาติกลุ่มเอราวัณ (แปลง G1/61) ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2564 บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (เชฟรอนประเทศไทย) และ PTTEP ED ได้ลงนามข้อตกลงการเข้าพื้นที่ระยะที่ 2 (Site Access Agreement 2: SAA2) ข้อตกลงการเข้าพื้นที่เพื่อดำเนินกิจกรรมการรื้อถอนสิ่งติดตั้ง (Asset Retirement Access Agreement: ARAA) และข้อตกลงการถ่ายโอนการดำเนินงาน (Operations Transfer Agreement: OTA) โดยการเจรจาลงนามในข้อตกลงดังกล่าวที่ล่าช้าส่งผลให้ปัจจุบันผู้รับสัญญายังไม่ได้ดำเนินการเข้าพื้นที่เพื่อติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุม จึงคาดว่าจะส่งผลให้ความสามารถในการผลิตก๊าซธรรมชาติแปลง G1/61 ช่วงต้นสัญญาแบ่งปันผลผลิตต่ำกว่า 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ชธ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้เสนอการทบทวนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในปี 2565 ถึงปี 2567 ต่อ กบง. พิจารณา โดย กบง. ได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปีดังกล่าวที่ 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแลต่อไป และเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2564 ปลัดกระทรวงพลังงาน ได้ประชุมหารือกับ ชธ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สํานักงานคณะกรรมการกํากับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ ปตท. เพื่อติดตามความคืบหน้าการดำเนินการตามข้อสั่งการของรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในการพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนผ่าน
3. กระทรวงพลังงานได้เสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เพื่อให้การผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ แปลง G1/61 ช่วงเปลี่ยนผ่านมีความต่อเนื่อง ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ดังนี้ แนวทางที่ 1 จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซที่มีศักยภาพ ได้แก่ (1) แหล่งอาทิตย์ ปริมาณ 63 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2567 โดยได้เสนอคณะกรรมการปิโตรเลียมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 (2) แปลง B8/32 ปริมาณ 16 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนพฤษภาคม 2568 โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามในการกำหนดราคาก๊าซเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2564 (3) พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) แปลง B-17&C-19 และแปลง B-17-01 ปริมาณ 33 MMSCFD ระยะเวลาเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2572 และแปลง A-18 ปริมาณ 50 MMSCFD ระยะเวลาปี 2565 โดยอยู่ระหว่างการเจรจากับผู้ขายเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ แนวทางที่ 2 การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งคาดว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ 2,197 ล้านหน่วยต่อปี ลดปริมาณการใช้ LNG จากการนำเข้า Spot LNG ในปี 2565 ประมาณ 0.282 ล้านตันต่อปี แนวทางที่ 3 รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล ซึ่งปัจจุบันกลุ่ม SPP ชีวมวล มีกำลังผลิตเหลือ 455 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทสัญญา Firm 20 ราย จำนวน 151 เมกะวัตต์ และประเภทสัญญา Non-Firm 20 ราย จำนวน 305 เมกะวัตต์ คาดว่าจะผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี (PF ร้อยละ 50) ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.225 ล้านตันต่อปี อย่างไรก็ตาม ในการผลิตจริงอาจไม่สามารถดำเนินการได้ทั้งหมดเนื่องจากขึ้นอยู่กับปริมาณเชื้อเพลิงที่ผันแปรตามฤดูกาล และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าที่มีข้อจำกัด โดยควรมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม แนวทางที่ 4 เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า คาดว่าจะทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 1.59 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ มาตรการดังกล่าวขึ้นอยู่กับ Generation Mix หรือศักยภาพของระบบส่งที่รองรับและความเพียงพอของการจัดหาเชื้อเพลิงตามฤดูกาล และแนวทางที่ 5 รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เช่น เร่งรัดการจ่ายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าน้ำงึม 3 ซึ่งมีกำหนดเงื่อนไขการเกิดการซื้อขายไฟฟ้าก่อนกำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Unit Operation Period) กลางปี 2566
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเบื้องต้นเห็นชอบแนวทางตามข้อ 2 และข้อ 3 นอกจากนั้นอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม
2. เห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
3. เห็นชอบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล โดยมอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการต่อไป
4. เห็นชอบให้เสนอคณะกรรมนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และมอบหมายคณะกรรมการ นโยบายบริหารพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ให้มีผลในทางปฏิบัติต่อไป
5. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 1/2565 (ครั้งที่ 39) วันอังคารที่ 11 มกราคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2565 (ครั้งที่ 39)
วันอังคารที่ 11 มกราคม พ.ศ. 2565
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
ผู้มาประชุม
ปลัดกระทรวงพลังงาน กรรมการ
(นายกุลิศ สมบัติศิริ) เป็นประธานในที่ประชุมแทนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ออกไปอีก 1 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2565 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณา และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ของ กบง. ทั้งนี้ ที่ผ่านมารัฐบาลได้ให้ความช่วยเหลือส่วนลดค่าก๊าซ LPG ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดย ณ เดือนพฤศจิกายน 2564 ได้ให้ส่วนลดค่าก๊าซ LPG สำหรับกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร จำนวนเงิน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ซึ่งสนับสนุนงบประมาณโดย บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีการใช้สิทธิ์ 5,229 ครั้ง จำนวนเงิน 519,778 บาท และการให้ส่วนลดค่าก๊าซ LPG สำหรับกลุ่มผู้มีรายได้น้อย ภายใต้โครงการประชารัฐสวัสดิการ ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวนเงิน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ซึ่งสนับสนุนงบประมาณโดยกระทรวงการคลัง มีการใช้สิทธิ์ 306,521 ครั้ง จำนวนเงิน 14,102,568 บาท
2. ปัจจุบันราคา LPG ตลาดโลกได้ปรับตัวลดลง โดยในเดือนตุลาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 ราคาตลาดโลกลดลงประมาณ 156.76 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือลดลงร้อยละ 19 จากระดับ 835.19 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 678.43 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2564 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวลดลง ขณะที่ค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวสูงขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ช่วงวันที่ 27 ธันวาคม 2564 ถึงวันที่ 10 มกราคม 2565 ปรับเพิ่มขึ้น 0.1354 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 25.0815 บาท ต่อกิโลกรัม เป็น 25.2169 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 13.0927 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.2281 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2564 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 25,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 2 มกราคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 5,945 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 17,233 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 23,178 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 2,114 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 3,814 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,700 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงอยู่ในระดับสูง โดย ณ วันที่ 5 มกราคม 2565 อยู่ที่ 682.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 412 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่ราคาขายปลีกปัจจุบันตรึงไว้ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ 1,700 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 23,178 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 25,000 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือคิดเป็นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเป็นระดับที่ส่งผลกระทบต่อความเป็นอยู่ ของประชาชนตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ของพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม จำนวน 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 15.3104 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,425 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2565 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 16.2450 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 348 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,151 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 876 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม จำนวน 1 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้น 2.8037 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 876 ล้านบาทต่อเดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 เป็นต้นไป โดยการประมาณการทั้ง 2 แนวทางดังกล่าวคำนวณ ณ ราคา LPG ตลาดโลก ที่ 682.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ทั้งนี้ รัฐบาลมีมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 โดยให้ส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ครัวเรือนผู้มีรายได้น้อยผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน และขอความร่วมมือ ปตท. พิจารณาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ผู้มีรายได้น้อยที่เป็นร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไปจนถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 31 มกราคม 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 24,878 ล้านบาท หากยังคงตรึงราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2565 จะติดลบประมาณ 40,000 ล้านบาท โดยหากปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2565 จะติดลบประมาณ 35,234 ล้านบาท และติดลบประมาณ 32,762 ล้านบาท ตามลำดับ อย่างไรก็ดี แม้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไปที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG ยังคงมีรายจ่าย 876 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG และเพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ในสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) มากเกินไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 คือ ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG จำนวน 3 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาท ต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาท ต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 2 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.)พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
3. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ผู้มีรายได้น้อยที่เป็นร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ผ่านบัตรสวัสดิการ แห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไปจนถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565
เรื่องที่ 2 การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ หลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยประกอบไปด้วย 5 องค์ประกอบ ดังนี้ (1) Pool Gas หรือ ราคาก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิต (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยก ก๊าซธรรมชาติ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา แหล่งยาดานา และแหล่งเยตากุน ก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas : LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่น ๆ ในอนาคต (2) อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหา และค้าส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วยค่าใช้จ่ายสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซ รวมค่าตอบแทน ในการดำเนินการ และค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซ การส่งก๊าซให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซระหว่างผู้จัดหาและผู้ผลิตก๊าซ และสัญญาซื้อขายก๊าซระหว่างผู้จำหน่ายก๊าซ และผู้ใช้ก๊าซ รวมถึงความเสี่ยงอื่น ๆ (3) อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับ ระบบท่อนอกชายฝั่งที่ระยอง (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) (4) อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อ ในส่วน Commodity Charge และ (5) ค่าใช้จ่ายดำเนินการ
2. จากสถานการณ์ราคา LNG ซึ่งเป็นต้นทุนของก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้นตั้งแต่ในช่วงไตรมาส 2 ปี 2564 จากระดับ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 30 ถึง 40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และยังคงแนวโน้มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องในช่วงไตรมาส 3 และไตรมาส 4 จากราคา LNG สัญญาระยะยาวปรับสูงขึ้นสะท้อนราคาน้ำมันช่วงที่ผ่านมา ประกอบกับค่าเงินบาทที่อ่อนค่าลงมาก รวมทั้งความต้องการสำรอง LNG เพื่อรองรับการใช้พลังงานในช่วงฤดูหนาว ทั้งนี้ โดยทั่วไปราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในวันนี้จะสะท้อนราคาก๊าซ NGV ในอีก 6 เดือน ถึง 12 เดือนถัดไป ซึ่งจากสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงต้นปี 2564 ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ปรับสูงขึ้นในไตรมาส 4 ปี 2564 ต่อเนื่องถึงไตรมาส 1 ปี 2565 และมีแนวโน้มจะปรับสูงขึ้นอย่างมาก โดยเฉพาะเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ที่ราคาจะสูงขึ้นถึง 22.08 บาทต่อกิโลกรัม โดยคาดว่า ราคาขายปลีก NGV ปี 2565 ยังคงอยู่ในระดับสูงที่ 18 ถึง 23 บาทต่อกิโลกรัม
3. จากสภาวะการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบ ต่อเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติช่วยเหลือผู้ใช้ NGV ที่ผ่านมา ดังนี้ (1) รถโดยสารสาธารณะ ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ได้แก่ รถแท็กซี่ ตุ๊กตุ๊ก รถตู้ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด ได้แก่ รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถวร่วม บขส. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่ ช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 และที่ราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 (2) รถยนต์ทั่วไป คงราคาขายปลีก NGV ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563 ด้านการช่วยเหลือผู้ใช้ NGV ในปัจจุบัน เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 รวมทั้ง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ดำเนินโครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน เพื่อบรรเทาผลกระทบแก่ผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล โดยสามารถซื้อก๊าซ NGV ในราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม วงเงินซื้อก๊าซที่ได้รับส่วนลดไม่เกิน 10,000 บาทต่อเดือน ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565
4. ข้อเสนอการบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่มีแนวโน้มปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิง และรถโดยสารสาธารณะ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน แก่ผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 1 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2565 เพื่อบรรเทาความเดือดร้อนและลดภาระค่าใช้จ่าย จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก เป็นระยะเวลา 1 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2565
กบง.ครั้งที่ 2/2565 (ครั้งที่ 40) วันจันทร์ที่ 31 มกราคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2565 (ครั้งที่ 40)
วันจันทร์ที่ 31 มกราคม พ.ศ. 2565
1. การกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7
2. แนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
3. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม ได้ประชุมคณะทำงานย่อยซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงาน (นายกุลิศ สมบัติศิริ) เป็นประธาน โดยผู้แทนภาคประชาชนมีความเห็นว่า น้ำมันเชื้อเพลิงเป็นสินค้าควบคุมตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 จึงขอให้กระทรวงพลังงานกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 ไม่ให้เกิน 1.85 บาทต่อลิตร ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 และค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ให้เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ซึ่งกระทรวงพลังงานได้รับข้อเสนอการกำกับดูแลค่าการตลาดดังกล่าวเพื่อนำเสนอต่อ กบง. พิจารณา
2. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติรับทราบผลการประชุมหารือของคณะทำงานย่อย ภายใต้คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม และรับทราบข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ ในการดำเนินการตามข้อเสนอของภาคประชาชนที่เสนอให้มีแนวทางการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 พร้อมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานกรมการค้าภายใน (คน.) กระทรวงพาณิชย์ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค (สคบ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง หารือแนวทางการกำกับดูแลการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมกับทุกภาคส่วน รวมทั้งศึกษาแนวทางอื่นเพิ่มเติมในการกำกับดูแลค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง และเสนอต่อ กบง. พิจารณา
3. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2565 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ประชุมหารือกับผู้แทน คน. สคบ. และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ถึงแนวทางการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงไม่ให้เกินระดับที่เหมาะสมตามมติ กบง. ซึ่งที่ประชุมมีความเห็น ดังนี้ (1) สคบ. มีอำนาจหน้าที่ตามพระราชบัญญัติคุ้มครองผู้บริโภค พ.ศ. 2522 ในการดำเนินการตามที่ผู้บริโภคร้องทุกข์ โดยมาตรา 21 ได้กำหนดไว้ว่าในกรณีที่มีกฎหมายว่าด้วยการใดได้บัญญัติเรื่องใดไว้โดยเฉพาะแล้วให้บังคับตามบทบัญญัติแห่งกฎหมายว่าด้วยการนั้น และให้นำบทบัญญัติในพระราชบัญญัติคุ้มครองผู้บริโภคไปใช้บังคับได้เท่าที่ไม่ซ้ำหรือขัดกับบทบัญญัติต่างๆ ที่มีอยู่แล้ว ดังนั้น พระราชบัญญัติคุ้มครองผู้บริโภคจะเป็นกฎหมายทั่วไปที่เข้าไปเสริม จึงไม่สามารถเข้าไปดำเนินการบังคับผู้ประกอบธุรกิจได้ (2) คน. มีอำนาจตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 มีหน้าที่ดูแลเรื่องการติดป้ายแสดงราคาและมาตรวัด โดยกำกับดูแลราคาขายปลีกน้ำมันให้ตรงตามที่มีการแจ้งไว้ และกำกับดูแลให้สถานีบริการติดป้ายแสดงราคาที่ชัดเจนตรงตามที่กำหนดและผู้บริโภคได้รับปริมาณน้ำมันตรงตามที่ซื้อ (3) สคก. ได้ให้ความเห็นว่า กระทรวงพลังงานสามารถอาศัยอำนาจตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 15/2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง มาใช้ในการกำหนดราคาขายปลีกน้ำมันและกำหนดค่าการตลาดได้ แต่การกำหนดราคาน้ำมันอาจจะขัดกับหลักการค้าเสรี หรือหากจะใช้กฎหมายฉบับอื่นที่มีอยู่แล้วมากำหนดราคาก็จะขัดกับหลักการค้าเสรีเช่นเดียวกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 แนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อจัดทำข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเกษตรกรผู้ปลูกปาล์มน้ำมันและการส่งออกน้ำมันปาล์ม และจัดทำข้อเสนอเพื่อบรรเทาผลกระทบเสนอต่อ กบง. พิจารณา
2. คณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมหารือโดยสรุปประเด็นสำคัญได้ ดังนี้
2.1 แนวคิดและหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ต้องพิจารณาถึงผลกระทบต่อราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีผลต่อค่าครองชีพและระบบการขนส่ง ซึ่งมีผลต่อการขยายตัวทางเศรษฐกิจ รวมถึงปริมาณการใช้ไบโอดีเซลที่ช่วยดูดซับน้ำมันปาล์มดิบส่วนเกินจากการบริโภคในประเทศ เพื่อช่วยเหลือเกษตรกรผู้ปลูกปาล์มน้ำมันให้ได้รับผลประโยชน์ในระดับที่เหมาะสม และควรดำเนินการภายใต้สมมติฐานที่ไม่มีการชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามวัตถุประสงค์ของกองทุนที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562
2.2 ทางเลือกการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มี 4 ทางเลือก ได้แก่ ทางเลือกที่ 1 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 เกรดเดียว ทางเลือกที่ 2 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว ทางเลือกที่ 3 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 และทางเลือกที่ 4 กำหนดเป็น 2 ระยะ โดยระยะสั้น ปี 2565 ถึงปี 2566 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และบี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว ปี 2567 เป็นต้นไป กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์ข้อดีข้อเสียของทางเลือกในมิติด้านราคาขายปลีกของน้ำมัน มิติด้านการบริหารจัดการสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบของประเทศ และมิติด้านความเข้ากันได้กับเทคโนโลยีของเครื่องยนต์ในอนาคต สรุปได้ว่า ทางเลือกที่ 1 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 เกรดเดียว จะทำให้มีสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบส่วนเกินสูงเกินขีดความสามารถในการบริหารจัดการ และอาจส่งผลให้ราคาผลปาล์มดิบตกต่ำ จึงไม่เหมาะสมต่อการดำเนินการในปัจจุบัน ด้านทางเลือกที่ 3 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 มีข้อจำกัดด้านการใช้งานกับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 เนื่องจากผู้ผลิตรถยนต์ส่วนใหญ่ยังไม่รับรองการใช้งานน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และบี20 กับรถยนต์ดังกล่าว ประกอบกับการกำหนดน้ำมันหลายเกรดสร้างภาระต่อผู้ประกอบการที่ต้องมีหลายหัวจ่าย และต้องแยกการจัดเก็บและขนส่งน้ำมันแต่ละเกรด ตลอดจนไม่สอดคล้องกับนโยบายการส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าที่ทำให้การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและไบโอดีเซลในอนาคตมีแนวโน้มลดลง ดังนั้น ทางเลือกที่เป็นไปได้จึงมี 2 กรณี คือ ทางเลือกที่ 2 และทางเลือกที่ 4
2.3 คณะอนุกรรมการฯ มีข้อคิดเห็นต่อทางเลือกการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ ผู้ทรงคุณวุฒิ เห็นว่า (1) ทางเลือกที่ควรดำเนินการมากที่สุด คือ ทางเลือกที่ 1 โดยไม่ควรกำหนดน้ำมันดีเซลหลายเกรด และการใช้น้ำมันปาล์มดิบเป็นพลังงานทดแทนควรเป็นการดูดซับเฉพาะปริมาณส่วนเกินจากการบริโภคโดยไม่นำมาใช้ในภาคพลังงานเป็นหลักเช่นปัจจุบัน (2) ควรยกเลิกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เนื่องจากน้ำมันที่ผสมไบโอดีเซลสูงกว่าร้อยละ 7 ไม่สามารถเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ อีกทั้งยังต้องใช้กองทุนน้ำมันฯ เพื่อชดเชยราคาซึ่งไม่สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของกองทุนน้ำมันฯ(3) การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 และบี 20 กับรถยนต์ยูโร 5 ที่จะบังคับใช้ภายในปี 2567 อาจทำให้เกิดปัญหาด้านสิ่งแวดล้อมจากระบบกำจัดมลพิษของเครื่องยนต์ที่ทำงานไม่เต็มประสิทธิภาพหรือเกิดการเสื่อมสภาพก่อนกำหนด ด้านอนุกรรมการจากสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร และกรมการค้าภายใน เห็นว่า (1) ควรดำเนินการตามทางเลือกที่ 3 เนื่องจากคาดว่าปริมาณผลผลิตปาล์มปี 2565 จะเพิ่มมากกว่าปี 2564 อีกร้อยละ 3 จึงมีโอกาสสูงที่สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบอาจสูงกว่า 300,000 ตัน ซึ่งเป็นระดับสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2565 เป็นต้นไป โดยมีโอกาสที่จะส่งออกน้ำมันปาล์มดิบได้ยาก เนื่องจากปกติราคาน้ำมันปาล์มดิบของไทยสูงกว่าต่างประเทศมากกว่า 2 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่เข้าข่ายได้รับเงินสนับสนุนตามโครงการผลักดันการส่งออกน้ำมันปาล์มเพื่อลดผลผลิตส่วนเกินของกรมการค้าภายใน (2) ปัจจุบันแผนเพิ่มปริมาณการใช้น้ำมันปาล์มดิบจากการพัฒนาอุตสาหกรรมโอลิโอเคมีคัล ภายใต้การพิจารณาของคณะอนุกรรมการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของอุตสาหกรรมปาล์มน้ำมันยังไม่มีข้อสรุปอย่างเป็นรูปธรรม จึงยังจำเป็นต้องใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และบี20 เพื่อไม่ให้เกิดภาวะสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบล้น อย่างไรก็ดี คณะอนุกรรมการฯ มีความเห็นว่า ทางเลือกที่ 4 เป็นทางเลือกที่ยอมรับได้มากที่สุด หากยังไม่มีทางเลือกอื่นที่สามารถดำเนินการได้ ภายใต้ข้อจำกัดของสถานการณ์โควิด และช่องทางการระบายสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบที่จำกัด เพื่อให้ภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง เช่น สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร และกรมการค้าภายใน มีเวลาเตรียมความพร้อมบริหารจัดการสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบ เช่น มาตรการส่งเสริมการส่งออก การปฏิบัติตามมาตรการการลดปริมาณการผลิตผลปาล์ม และการเพิ่มปริมาณการใช้จากการพัฒนาอุตสาหกรรมโอลิโอเคมีคัล
2.4 เมื่อวันที่ 21 มกราคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้กำหนดข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในกรณีเกิดวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติมจากภาวะปกติ เพื่อรักษาเสถียรภาพ ด้านราคาจากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบตลาดโลกและไบโอดีเซลมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นต่อเนื่อง ดังนี้ หากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ มีแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล โดยกรณีราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า และ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (B0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 และร้อยละ 3 ตามลำดับ ทั้งนี้ ราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน วันที่ 24 มกราคม 2565 อยู่ที่ 20 บาทต่อลิตร ราคาไบโอดีเซล อยู่ที่ 57.72 บาทต่อลิตร ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ วันที่ 23 มกราคม 2565 อยู่ที่ติดลบ 12,335 ล้านบาท และสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ เดือนมกราคม 2565 ติดลบ 7,353 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งหากราคาสถานการณ์ราคาน้ำมันยังไม่คลี่คลาย คาดว่าจะสามารถใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาน้ำมันได้จนถึงเดือนมีนาคม 2565
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติ และภาวะวิกฤติ ดังนี้
1. ภาวะปกติ
1.1 ระยะสั้น (พ.ศ. 2565 ถึง พ.ศ. 2566) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่
1.2 ระยะยาว (พ.ศ. 2567 เป็นต้นไป) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว
2. ภาวะวิกฤติ
2.1 กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5
2.2 กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 3
ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง หารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ดังนี้ (1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 ที่ระดับไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 ร้อยละ 10 และร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตามลำดับ (2) ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (3) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. (4) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันกลุ่มดีเซลให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น และ (5) มอบฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน สกนช. นำเสนอ กบน. ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการอัตราเงินกองทุนเพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มปรับสูงขึ้นต่อเนื่อง โดยในเดือนมกราคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้น 12 ครั้ง ในช่วง 0.03 ถึง 0.46 บาทต่อลิตร และปรับลง 7 ครั้ง ในช่วง 0.05 ถึง 0.39 บาทต่อลิตร เฉลี่ยทั้งเดือนปรับขึ้น 2.01 บาทต่อลิตร ซึ่งสะท้อนไปสู่ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศเดือนมกราคม 2565 ซึ่งมีการปรับขึ้น 4 ครั้ง ครั้งละประมาณ 10 ถึง 60 สตางค์ต่อลิตร เนื่องจากค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่ระดับ 2 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและกลุ่มแก๊สโซฮอล 95E10 E20 และ 91E10 ปรับขึ้นรวม 2.90 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 ปรับขึ้นรวม 1.50 บาทต่อลิตร เป็นไปในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมันตลาดโลกที่ราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลปรับเพิ่มขึ้นรวม 1.68 และ 2.37 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ด้านราคาไบโอดีเซล (บี100) ณ วันที่ 28 มกราคม 2565 อยู่ที่ 57.72 บาทต่อลิตร สูงขึ้นจากต้นเดือนธันวาคม 2564 ซึ่งอยู่ที่ 48.29 บาทต่อลิตร ประมาณร้อยละ 20 ส่งผลต่อต้นทุนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ผสมไบโอดีเซลขั้นต่ำที่ร้อยละ 6.6 ประมาณ 0.62 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ราคาน้ำมันตลาดโลกและไบโอดีเซลที่ปรับเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้น โดยปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับประมาณ 30 บาทต่อลิตร ซึ่งส่งผลให้ผู้บริโภคได้รับความเดือดร้อนเนื่องจากการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 68 ของปริมาณการใช้น้ำมันทั้งหมด และส่งผลต่อภาระค่าใช้จ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ในการจ่ายเงินชดเชย โดย ณ วันที่ 23 มกราคม 2564 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ อยู่ที่ติดลบ 12,335 ล้านบาท และสภาพคล่องสุทธิ อยู่ที่ติดลบ 7,353 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 กบง. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อเสนอแนะแนวทางบริหารจัดการราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซล เพื่อลดผลกระทบต่อประชาชนในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำข้อเสนอแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤติ เสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้ ภาวะปกติ ระยะสั้น ปี 2565 ถึงปี 2566 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และบี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว ปี 2567 เป็นต้นไปกำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว และภาวะวิกฤติ หากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ มีแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล โดยกรณีราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า และ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (B0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 และร้อยละ 3 ตามลำดับ
4. หากไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 28 มกราคม 2565 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะอยู่ที่ 33.25 บาทต่อลิตร และราคาไบโอดีเซลอยู่ที่ 57.72 บาทต่อลิตร สูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐานซึ่งอยู่ที่ 21.79 บาทต่อลิตร คิดเป็น 2.65 เท่า โดยจากข้อเสนอแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลของคณะอนุกรรมการฯ ควรปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 3 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่า การลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลลงจะช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนมากขึ้น รวมทั้งลดภาระของกองทุนน้ำมันฯ นอกจากนี้ การลดความต้องการใช้น้ำมันปาล์มดิบในภาคพลังงานจะช่วยให้มีปริมาณน้ำมันปาล์มสำหรับการบริโภคเพิ่มขึ้น บรรเทาความเดือนร้อนด้านราคาน้ำมันปาล์มขวดสูง โดยการลดสัดส่วนผสมเป็นร้อยละ 3 (บี3) จะลดต้นทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงประมาณ 1.00 ถึง 1.30 บาทต่อลิตร อย่างไรก็ตาม จะทำให้อัตราภาษีสรรพสามิตปรับเพิ่มขึ้น 45 สตางค์ต่อลิตร จาก 5.99 บาทต่อลิตร เป็น 6.44 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลงเพียง 0.55 ถึง 0.85 บาทต่อลิตร ประกอบกับมาตรการดังกล่าวอาจทำให้สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบสูงกว่าสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศที่ระดับ 3 แสนตัน เมื่อสิ้นสุดมาตรการช่วงสิ้นเดือนมีนาคม 2565 จากสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบ ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2564 ที่ 1.73 แสนตัน ซึ่งจะส่งผลต่อเสถียรภาพราคาผลปาล์มทะลาย ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น โดยให้ปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากร้อยละ 7 (บี7) เป็นร้อยละ 5 (บี5) ซึ่งจะลดต้นทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงประมาณ 50 ถึง 60 สตางค์ ต่อลิตร โดยไม่ทำให้อัตราภาษีสรรพสามิตปรับเพิ่มขึ้น และคาดว่าจะไม่ทำให้สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบสูงกว่าสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศที่ระดับ 3 แสนตันเมื่อสิ้นสุดมาตรการ ทั้งนี้ เห็นควรรายงานให้คณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) ทราบในวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 ก่อนเริ่มบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้นตั้งแต่วันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 โดยกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ...) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ ตามข้อ 1
3. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน นำเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ตามข้อ 1 ต่อคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติเพื่อทราบ