คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2531)
Children categories
กพช. ครั้งที่ 166 วันพุธที่ 13 ธันวาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 166)
วันพุธที่ 13 ธันวาคม 2566
3. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
4. แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
5. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
6. แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(นายเศรษฐา ทวีสิน)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (2) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
2. เมื่อวันที่ 29 กันยายน 2566 กบน. เห็นชอบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงานตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 – 30 กันยายน 2565 โดยสรุปได้ดังนี้ (1) อนุมัติแผนการดำเนินงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในส่วนของเงินงบบริหาร จำนวน 67,883,397.40 บาท (2) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ และคณะทำงานเพื่อปฏิบัติงานตามที่คณะกรรมการมอบหมาย จำนวน 3 คณะ (3) ดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้น จากสถานการณ์การระบาดของไวรัสโควิด-19 เพื่อบริหารสภาพคล่องเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (4) อนุมัติการจ่ายเงินกองทุนเพื่อดำเนินการตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในประเทศ จำนวน 10 ครั้ง (5) กำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน ในส่วนของน้ำมัน จำนวน 143 ฉบับ และในส่วนของก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) 33 ฉบับ (6) คณะรัฐมนตรีเห็นชอบการขยายระยะเวลาดำเนินการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ออกไปอีกสองปี จนถึงวันที่ 24 กันยายน 2567 (7) ในเดือนกันยายน 2565 สภาพคล่องกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีเงินรับเฉลี่ย 987 ล้านบาท และ ณ วันที่ 25 กันยายน 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิ มีจำนวน ติดลบ 124,216 ล้านบาท แบ่งเป็นกลุ่มน้ำมันติดลบ 82,674 ล้านบาท กลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 42,542 ล้านบาท และเงินเรี่ยไร 1,000 ล้านบาท และ (8) จัดหาเงินกู้เพื่อเสริมสภาพคล่อง และการกู้เงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยคณะรัฐมนตรีเห็นชอบร่างหลักเกณฑ์การกู้เงินของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) และการเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เป็นไม่เกิน 30,000 ล้านบาท และหลักเกณฑ์การกู้ยืมเงิน และอนุมัติการกู้ยืมเงินของ สกนช. วงเงินไม่เกิน 1.5 แสนล้านบาท พร้อมทั้งอนุมัติหลักการร่างพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังค้ำประกันการชำระหนี้ของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... และหลักการร่างพระราชกฤษฎีกาเปลี่ยนแปลงกรอบวงเงินกู้เพื่อรักษา เสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ในประเทศ (ฉบับที่ .. ) พ.ศ. ....
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรค การปฏิบัติงานตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภาทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของ กกพ. และ สำนักงาน กกพ. สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ ดังนี้ (1) บริหารจัดการต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดผลกระทบค่าไฟฟ้า โดยคำนึงถึงการรักษาความมั่นคงและเสถียรภาพทางพลังงานของประเทศ จึงพิจารณาทยอยปรับค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) เพื่อสะท้อนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้นเท่าที่จำเป็น และบริหารจัดการบนพื้นฐานการบรรเทาผลกระทบ ค่าครองชีพของประชาชนและคำนึงถึงศักยภาพการให้บริการพลังงานของผู้ให้บริการ ได้แก่ 1) เลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 2) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากจากกลุ่มสัญญาเดิม และกลุ่มที่ไม่มีสัญญากับการไฟฟ้า เชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ ขยะ แสงอาทิตย์ และพลังงานลม และ 3) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพื่อลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในช่วงที่มีความผันผวนและมีราคาสูง นอกจากนี้ ได้กำกับดูแลในการช่วยลดภาระค่าไฟฟ้า โดยการปรับอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ กำกับการนำส่งรายได้จากการส่งออก LNG งดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97(4) และมาตรา 97(5) เป็นการชั่วคราว และปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนให้เหมาะสมเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 เป็นต้นไป (2) ออกระเบียบและประกาศการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา (Solar PV Rooftop) สำหรับภาคประชาชน และการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 (3) ส่งเสริมการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติตามแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซระยะที่ 2 โดยออกประกาศหลักเกณฑ์การกำกับดูแลผู้บริหารระบบส่งและศูนย์ควบคุมการส่งก๊าซธรรมชาติ (TSO Regulatory Framework) กำหนดเกี่ยวกับการเปิดให้ใช้สถานีแอลเอ็นจี กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดราคา LNG (LNG Benchmark) (4) ออกประกาศหลักเกณฑ์และแนวทางการจัดทำข้อกำหนดการเปิดใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Framework Guidelines) และกำหนดอัตราค่าบริการใช้ระบบโครงข่ายไฟฟ้าสำหรับบุคคลที่สาม (Wheeling Charge) สำหรับการทดสอบในโครงการ ERC Sandbox (5) จัดทำแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) เพื่อรองรับความต้องการใช้พลังงานหมุนเวียนของภาคอุตสาหกรรมเพิ่มสูงขึ้น (6) ปรับปรุงกระบวนการอนุมัติอนุญาตการประกอบกิจการพลังงานแบบเบ็ดเสร็จ (One Stop Service: OSS) โดยออกกฎหมายลำดับรองเพื่อการอนุญาตแบบ OSS และพัฒนาระบบ e-Licensing รองรับการอนุญาตประกอบกิจการพลังงานแบบ Online (7) ปรับปรุงกฎระเบียบเพื่อกำกับผลกระทบสิ่งแวดล้อมจากการประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าเกี่ยวกับการใช้ขยะมูลฝอยเป็นเชื้อเพลิงที่มีกำลังผลิตติดตั้ง ตั้งแต่ 10 เมกะวัตต์ขึ้นไป และพัฒนาระบบการรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อม (Self-Declaration Report) เพื่อให้ผู้ประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าสามารถรายงานข้อมูลได้สะดวก (8) ติดตามเร่งรัดการคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามประกาศหลักเกณฑ์ที่กำหนด จำนวน 23.99 ล้านรายทั่วประเทศ วงเงินกว่า 33,689 ล้านบาท และ (9) พัฒนาระบบการบริหารงานองค์กรสู่ความโปร่งใสมีธรรมาภิบาล และมีการปฏิบัติงานที่มีประสิทธิภาพตามมาตรฐานสากล และพัฒนาระบบบริหารงานองค์กรและการให้บริการด้วยเทคโนโลยีดิจิทัล
3. สำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ ดังนี้ (1) ชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าตามมาตรา 97(1) ซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส หรือเพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค จำนวน 13,765 ล้านบาท (2) พัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้าตามมาตรา 97(3) จำนวน 2,352.53 ล้านบาท (3) ส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อยตามมาตรา 97(4) ภายใต้โครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบมุ่งเป้า แบบที่เชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (On-grid) จำนวน 427.23 ล้านบาท และโครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนแบบมุ่งเป้า (หน่วยงานด้านการศึกษา) (Off-grid) จำนวน 164 แห่ง กรอบวงเงินงบประมาณ 95.00 ล้านบาท และ (4) ส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า ตามมาตรา 97(5) กรอบวงเงินงบประมาณ 800 ล้านบาท
4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2565 และรายงานของผู้สอบบัญชี ทั้งนี้ ผู้สอบบัญชีรับอนุญาต โดยความเห็นชอบจากสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดยสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้จากการดำเนินการรวมทั้งสิ้น 17,731,148,913.21 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 16,921,468,267.05 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 969,206,854.95 บาท ค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงาน รวม 614,527,115.13 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 354,679,739.82 บาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง จำนวน 283,773,062.41 บาท ซึ่งรวมเงินงบประมาณที่เหลือจ่ายของปี 2562 - 2564 ด้วย
5. แผนการดำเนินงานสำนักงาน กกพ. และแผนการดำเนินงานของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ประกอบด้วย แผนการดำเนินงานของสำนักงาน กกพ. ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ภายใต้แผนปฏิบัติการการกำกับกิจการพลังงาน ระยะ 5 ปี (พ.ศ. 2566 - 2570) พัฒนากฎระเบียบในการกำกับกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติรองรับนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันและ การส่งเสริมการซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน การพัฒนาระบบการตรวจติดตามมาตรฐานสิ่งแวดล้อม ตลอดจนการพัฒนาองค์กรไปสู่องค์กรดิจิทัล และแผนการดำเนินงานกองทุนพัฒนาไฟฟ้าประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 บริหารกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์กองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 ของพระราชบัญญัติฯ โดยมุ่งเน้นให้ความสำคัญกับการเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารจัดการกองทุนพัฒนาไฟฟ้าและการปรับปรุงกระบวนการดำเนินงานกองทุนพัฒนาไฟฟ้าให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 3 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลมีนโยบายในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศ โดยมีการจัดสรรให้เป็นวัตถุดิบสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (โรงแยกก๊าซฯ) เพื่อผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นเชื้อเพลิงให้กับประเทศ และผลิตเป็นวัตถุดิบตั้งต้น (Feedstock) ให้กับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และอีกส่วนหนึ่งใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า ใช้ในภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง แต่เนื่องจากปริมาณความต้องการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จึงต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ รวมทั้งรัฐบาลมีนโยบายให้อัตราค่าไฟฟ้าเท่ากันทั่วประเทศ ดังนั้น จึงต้องกำหนดต้นทุนก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลัก ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศเป็นราคาเดียวกันทั้งราคาในประเทศและราคานำเข้า (Pool Gas) ต่อมาในช่วงปี 2564 เกิดสถานการณ์ความขัดแย้งทางการเมืองในต่างประเทศ (รัสเซียและยูเครน) ได้ส่งผลให้ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) มีการปรับเพิ่มขึ้น ในขณะที่การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทยมีกำลังการผลิตที่ลดลงจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูงเข้ามาทดแทนเป็นจำนวนมาก ทำให้ส่งผลกระทบต่อต้นทุนเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าของประเทศ
2. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566) และได้มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Gas Separation Plant : GSP) ให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยให้เหมาะสม และรายงานผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ และเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ให้ทราบผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2566 เรื่อง แนวทางการลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้า ให้ประชาชน โดย กกพ. มีความเห็นว่าเพื่อให้การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเกิดประโยชน์สูงสุด สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซในทุกภาคส่วน จึงเห็นควรมีข้อเสนอแนะเชิงนโยบายให้มีการปรับราคา ก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ โดยให้โรงแยกก๊าซฯ ใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ด้วย ส่งผลให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดลง อีกทั้งเพื่อให้ ปตท. บริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีอย่างมีประสิทธิภาพ
3. ข้อเสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ มีดังนี้
3.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน คือ (1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยจะเข้าสู่โรงแยกก๊าซฯ โดยการซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซฯ ใช้ราคา Gulf Gas ซึ่งเป็นราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย บวกค่าจัดหา และค่าผ่านท่อในทะเล จากนั้นก๊าซธรรมชาติจะถูกแยกเป็น ก๊าซมีเทน (C1) อีเทน (C2) โพรเพน (C3) บิวเทน (C4) เพนเทน (C5) และสูงกว่า C5 (C5+) โดยก๊าซมีเทน จะถูกนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โพรเพน และบิวเทน จะนำไปใช้ผลิตเป็นก๊าซ LPG หรือก๊าซหุงต้มเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ส่วนก๊าซ C2 ขึ้นไป ชนิดอื่น ๆ จะถูกนำไปใช้เป็นวัตถุดิบ ตั้งต้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและอุตสาหกรรมต่อเนื่อง เช่น ผลิตเป็นเม็ดพลาสติกเพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับเศรษฐกิจ และ (2) ก๊าซมีเทนที่ออกจากโรงก๊าซธรรมชาติ จะถูกนำไปรวมกับก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า เพื่อคำนวณเป็นราคา Pool Gas (ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่าง ๆ ) และนำไปจำหน่ายให้โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโรงไฟฟ้าของเอกชน ใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้กับประชาชน รวมทั้งโรงงานอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้เป็นเชื้อเพลิง
3.2 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอของ กกพ. เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 ที่ได้มีข้อเสนอให้มีการปรับราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ จากเดิมใช้ราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) เปลี่ยนไปใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ทำให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติมีราคาเดียว (Single Pool) ส่งผลให้ราคา Pool Gas เดิมมีราคาลดลง โดยต้นทุนก๊าซธรรมชาติ ที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ ทั้งนี้ ข้อดีของการใช้ Single Pool คือ (1) ราคา Pool Gas ปรับลดลงได้ทันที ส่งผลให้ต้นทุนของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าลดลง (2) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกกลุ่มใช้ก๊าซธรรมชาติในราคาเดียวกัน และ (3) สามารถดำเนินการได้ทันที โดยเสนอ กพช. พิจารณา และสำหรับข้อเสียของการใช้ Single Pool คือ (1) ต้นทุนของโรงแยกก๊าซฯ สูงขึ้น อาจส่งผลให้ผลประกอบการลดลง อย่างไรก็ดี ต้นทุนที่สูงขึ้นนี้ไม่ได้มีผลกระทบต่อภาคปิโตรเคมีที่รับก๊าซธรรมชาติจากโรงแยกก๊าซฯ เป็นวัตถุดิบตั้งต้น และ (2) ก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ มีราคาสูงขึ้น
3.3 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามความเห็นของ สนพ. จากการพิจารณาแนวทางตามข้อเสนอของ กกพ. แล้ว พบว่า เป็นแนวทางที่สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในทุกภาคส่วนและเป็นประโยชน์ต่อประเทศ ทำให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าลดลง อีกทั้งยังเป็นการส่งเสริมให้เกิดการบริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีได้อย่างมีประสิทธิภาพ แต่จะทำให้ราคาต้นทุนของก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ปรับสูงขึ้น จะทำให้จำนวนเงินที่ส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงลดลง ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ สูญเสียรายได้ที่จะนำไปช่วยลดภาระในส่วนของราคา LPG ดังนั้น จึงเห็นควรให้มีการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยให้เฉพาะการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซฯ สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคา Gulf Gas ทั้งนี้ ข้อดีของการใช้ Single Pool และการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง คือ ราคา Pool Gas ปรับลดลงได้ทันที และต้นทุนราคาก๊าซ LPG ที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้
3.4 สรุปการเปรียบเทียบประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติและผลกระทบสำหรับรอบเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 พบว่า (1) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน ทำให้โรงแยกก๊าซฯ มีต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติต่ำกว่าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติส่วนอื่น ๆ ส่วนผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคาก๊าซเฉลี่ยจากก๊าซมีเทน ที่ออกจากโรงแยกก๊าซฯ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า (2) การเปลี่ยนไปใช้แนวทางตามข้อเสนอของ กกพ. คือ Single Pool ทำให้ภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง มีภาระค่าใช้จ่ายลดลง เนื่องจากต้นทุนราคา Pool Gas โดยรวมลดลง และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ แต่จะส่งผลกระทบทำให้ต้นทุนการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซฯ สูงขึ้น ส่งผลให้จำนวนเงินที่โรงแยกก๊าซฯ ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลดลง และ ในส่วนของโรงแยกก๊าซฯ จะมีภาระค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้นในช่วงเวลาเดียวกัน และ (3) การใช้ข้อเสนอ Single Pool พร้อมกับการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยกำหนดให้ก๊าซธรรมชาติที่นำไปผลิตเป็น LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ราคา Gulf Gas เพื่อให้คงราคาต้นทุนไว้คงเดิม ทำให้ราคา Pool Gas และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ โดยไม่ส่งผลกระทบต่อรายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่นำไปช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชน
4. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ และมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามความเห็นของ สนพ. โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ เป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติ ที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซฯ จากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซฯ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช. (2) มอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช.
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและกระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการ ในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
เรื่องที่ 4 แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 ได้มีมติเห็นควรให้มีการออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมเป็นกรณีพิเศษสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เพื่อส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร ก๊าซชีวภาพจากฟาร์มเลี้ยงสัตว์เป็นเชื้อเพลิง โดยเฉพาะโครงการขนาดเล็ก
2. เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2545 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ และแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยเห็นควรให้เร่งจัดทำต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน VSPP ภายหลังจากคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าให้ความเห็นชอบต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ต่อมา เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และมีมติให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ด้วยการกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ซึ่งเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบเอกสารประกอบการออกประกาศการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ซึ่งรวมถึงแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า รวมทั้งมีมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ต่อมา เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบ Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา และกำหนด Adder แยกตามประเภทเชื้อเพลิง ทั้งนี้ ไม่รวมถึงผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนเงินลงทุนในการผลิตไฟฟ้ารูปแบบอื่น ๆ แล้ว โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 และเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุนส่วน Adder
3. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุง Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP สำหรับโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ ด้วยสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตที่อายุโครงการ 20 ปี และขยายระยะเวลาสนับสนุนโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ จาก 7 ปี เป็น 10 ปี นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สำหรับโครงการในสามจังหวัดชายแดนภาคใต้ยังคงได้รับส่วนเพิ่มพิเศษตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550) พร้อมทั้งได้เห็นชอบให้แก้ไขการกำหนดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ประเภท Non-Firm และ VSPP เป็นอายุสัญญา 5 ปี และต่อเนื่องโดยอัตโนมัติ เนื่องจากเดิมกำหนดอายุสัญญาไว้ 1 ปี และต่ออายุสัญญาเป็นปี ๆ ทำให้ผู้ประกอบการประสบปัญหาไม่สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ได้ เนื่องจาก ไม่เชื่อถือว่าโครงการจะมีรายได้อย่างมั่นคงเพียงพอที่จะชำระเงินต้นและดอกเบี้ย
4. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 กพช. ได้มีมติเห็นควรให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ไปศึกษาทบทวน Adder ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น และนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และต่อมา เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการการดำเนินการสำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียน ตามมาตรการ Adder กรณียื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วรอการพิจารณา เห็นควรปรับปรุงอัตรา Adder สำหรับผู้ประกอบการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้รับการพิจารณารับซื้อไฟฟ้า ณ วันที่ กพช. มีมติเห็นชอบ ในอัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี เนื่องจากต้นทุนโครงการลดลงมาก หากให้ Adder ที่อัตราเดิม 8 บาทต่อหน่วย ผู้ประกอบการจะได้รับผลตอบแทนในเกณฑ์สูงและกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยรวม พร้อมทั้งได้เห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจากระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) เนื่องจากมาตรการ FiT มีความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟมากกว่า กล่าวคือ ทำให้จำนวนเงินสนับสนุนไม่เพิ่มขึ้นตามค่าไฟฐานและอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นในอนาคต ทั้งนี้ ให้มีการทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบ ๆ ต่อมา เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้พิจารณาเรื่องอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) โดยมีมติเห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ และเห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT
5. ตามที่กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ผ่านมาตรการ Adder ตั้งแต่ พ.ศ. 2547 จนถึงปัจจุบัน มีโรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder จำนวน 576 สัญญา ปริมาณกำลังผลิตตามสัญญา 4,844.75 เมกะวัตต์ โดยพบปัญหาจากการดำเนินการคือ ผู้ประกอบการโรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder ได้รับคืนเงินลงทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมในช่วงระยะเวลา 20 ปี ตามสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตตามที่ กพช. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดให้สามารถต่ออายุสัญญาได้โดยไม่มีวันสิ้นสุดสัญญา โดยต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non–Firm ในรูปแบบ Adder กำหนดเรื่องการอายุของสัญญาและการเลิกสัญญาไว้ ดังนี้ (1) กรณี SPP กำหนดให้สัญญามีระยะเวลา 5 ปี และสามารถต่อสัญญาได้โดยการแสดงเจตนาฝ่ายเดียวเป็นหนังสือแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบก่อนครบกำหนดอายุสัญญา และให้สัญญามีอายุต่อไปอีกคราวละ 5 ปี ในส่วนของเหตุแห่งการสิ้นสุดสัญญากำหนดไว้ในกรณีคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญานี้ได้ และ (2) กรณี VSPP กำหนดให้สัญญามีระยะเวลา 5 ปี และต่อเนื่องครั้งละ 5 ปี โดยอัตโนมัติและให้มีผลใช้บังคับจนกว่าจะมีการยุติสัญญาตามที่กำหนดไว้คือ ผู้ผลิตไฟฟ้ายื่นหนังสือเป็นลายลักษณ์อักษรถึงการไฟฟ้าแสดงความประสงค์ที่จะยุติการซื้อขายไฟฟ้าโดยการเลิกสัญญา และหากคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญานี้ได้ จากข้อกำหนดดังกล่าวจะเห็นได้ว่า สัญญาสามารถต่ออายุออกไปได้ครั้งละ 5 ปี โดยไม่มีระยะเวลาสิ้นสุดแม้จะหมดระยะเวลาที่ได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) 7 ปี หรือ 10 ปี ตามประเภทเชื้อเพลิงไปแล้ว นอกจากนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าในช่วงหลังจากสิ้นสุดการได้รับ Adder จะเป็นอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยทุกแรงดันที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย หรืออัตราค่าพลังงานไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดัน 11 - 33 กิโลโวลต์ ที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้า Ft ขายส่งเฉลี่ย ขึ้นอยู่กับประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่างอัตราปกติ TOU ซึ่งมีอัตราสูงถึง 4 – 5 บาทต่อหน่วย และปรับขึ้นลงตาม Ft ขายส่งเฉลี่ย ซึ่งรวมแล้วมีอัตราสูงกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ที่ภาครัฐรับซื้ออยู่ในปัจจุบันเป็นอย่างมาก ส่งผลให้การไฟฟ้ายังคงมีภาระที่ต้องรับซื้อไฟฟ้าต่อไปและส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวม จากข้อกำหนดจะเห็นได้ว่า หากไม่มีการกำหนดวันสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตที่ กพช. มีมติเห็นชอบ คือ 20 ปีนับตั้งแต่วันที่เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์จะส่งผลให้เกิดความไม่เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้าที่ต้องแบกรับภาระค่าไฟฟ้าที่สูงเกินความจำเป็น
6. สนพ. กระทรวงพลังงาน ในฐานะหน่วยงานภาครัฐมีหน้าที่และอำนาจในการศึกษาวิเคราะห์นโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ รวมทั้งติดตามความเคลื่อนไหวของสถานการณ์ด้านพลังงาน วิเคราะห์แนวโน้ม และประเมินผลกระทบที่จะเกิดขึ้น เพื่อจัดทำข้อเสนอนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ ตามพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ประกอบกฎกระทรวงแบ่งส่วนราชการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน พ.ศ. 2562 ซึ่งได้พิจารณาแล้วเห็นว่า การสิ้นสุดอายุสัญญา สำหรับประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ที่ไม่ได้ มีการระบุถึงระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งต่างจากการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระบบ FiT ที่มีการระบุระยะเวลาสิ้นสุดของอายุสัญญา 20 – 25 ปี ส่งผลให้ภาครัฐต้องรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ที่ไม่มีการระบุการสิ้นสุดของระยะเวลารับซื้อ ก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนราคาค่าไฟฟ้าของประเทศ รวมทั้งไม่เป็นการส่งเสริมให้มีการพัฒนาทางด้านเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนใหม่ที่มีประสิทธิภาพในการผลิตสูงกว่าและมีต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าในปัจจุบัน โดยกระทรวงพลังงาน (พน.) อยู่ระหว่างการรวบรวมข้อมูลในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการทบทวนแนวทางการบริหารจัดการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน เพื่อนำมาประกอบการพิจารณาในด้านนโยบาย แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Non-Firm รูปแบบ Adder มีผลบังคับใช้ระหว่างคู่สัญญาที่เป็นหน่วยงานภาครัฐกับเอกชน จึงเป็นสัญญาทางปกครอง ในกรณีมีการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขระยะเวลาการสิ้นสุดของสัญญาหรือการบอกเลิกสัญญาอาจมีประเด็นปัญหาข้อกฎหมายและเกิดความไม่ชัดเจนในทางปฏิบัติเกิดขึ้นได้
7. พน. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) เพื่อขอหารือในประเด็นดังนี้ (1) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder โดยในสัญญาระบุเงื่อนไขให้คู่สัญญาเอกชนสามารถต่อสัญญาได้อย่างต่อเนื่อง ไม่มีการระบุเวลาสิ้นสุดของสัญญา หากคู่สัญญาภาครัฐต้องผูกพันกับสัญญาตามเงื่อนไขข้อสัญญา โดยมีอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าที่การไฟฟ้าจะรับซื้อเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย ซึ่งในปัจจุบันต้นทุนพลังงานไฟฟาที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ในระดับต่ำกว่าอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับ Ft ขายส่งเฉลี่ย จะก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนไฟฟ้าของประเทศ ซึ่งหากภาครัฐมีนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะ แต่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่เป็นคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้ไขสัญญาในส่วนของอัตรารับซื้อไฟฟ้าให้เป็นไปตามนโยบายรัฐที่เปลี่ยนแปลงไป ภาครัฐสามารถใช้สิทธิตามสัญญาหรือตามกฎหมายใด แจ้งไม่ต่อสัญญาหรือบอกเลิกสัญญาฝ่ายเดียวได้หรือไม่ เนื่องจากสัญญาดังกล่าวเป็นสัญญาทางปกครอง ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ และ (2) กรณีที่ภาครัฐมีนโยบายให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าต้องมีกำหนดระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาที่ชัดเจนแต่เอกชนคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้สัญญาให้มีระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญา ภาครัฐมีอำนาจบังคับให้มีการแก้ไขสัญญาในเรื่องระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาได้หรือไม่ หากภาครัฐไม่สามารถดำเนินการได้ ภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการอย่างไร เพื่อให้กรณีดังกล่าวเกิดประโยชน์สูงสุดแก่สาธารณะ ทั้งนี้ อส. ให้ความเห็นในกรณีดังกล่าวว่าภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการเป็นอย่างไรนั้น เป็นข้อหารือที่มิใช่กรณีที่ปรากฏข้อเท็จจริงขึ้นแน่นอนและเป็นที่ยุติแล้ว พน. ชอบที่จะเสนอประเด็นการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าและการกำหนดกรอบระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทดังกล่าวไปยัง กพช. เพื่อพิจารณาให้เป็นที่ยุติก่อน
8. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่า สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค เป็นหน่วยงานของรัฐและโรงไฟฟ้า SPP และ VSPP มีการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า เงื่อนไข อายุสัญญา หรือบทปรับระหว่างคู่สัญญาไว้ ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ ทั้งนี้ ตามสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงโดยเฉพาะอย่างยิ่งอัตรา Adder หรือ FiT เนื่องจากเงื่อนไขของสัญญาในส่วนที่เกี่ยวกับอัตรารับซื้อที่ส่งผลกระทบโดยตรงต่ออัตราค่าบริการอันเป็นลักษณะการอุดหนุนนเชิงนโยบาย (Policy Expenses: PE) ดังนั้น อัตราการรับซื้อใหม่ที่พ้นจากกำหนดเวลาเดิมที่ กพช. อนุมัติไว้ จึงต้องอยู่ในกำกับดูแลของภาครัฐ มิใช่สัญญาทางพาณิชย์ทั่วไป นอกจากนี้ เห็นควรให้มีการกำหนดเป็นกรอบนโยบายระบุระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าด้วย โดยอาจพิจารณาอ้างอิงรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบ FiT เช่น 25 ปี สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีต้นทุนค่าเชื้อเพลิง เป็นต้น และมอบหมายให้การไฟฟ้าในฐานะคู่สัญญาเจรจากับ SPP หรือ VSPP เพื่อแก้ไขสัญญากันต่อไป ปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจรากับคู่สัญญายังไม่มีข้อยุติ
9. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า และมีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานและคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 7/2565 (ครั้งที่ 162) ได้มีมติมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเทินหินบุน เพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ จากกำลังผลิตไฟฟ้าเดิม 440 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม ซึ่ง กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. โดยได้ลงนามในหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าร่วมกับบริษัท Theun-Hinboun Power Company (THPH) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม จำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 ซึ่งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมครั้งที่ 7/2566 เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2566 ได้พิจารณาแล้ว มีมติเห็นชอบให้ดำเนินมาตรการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติม จากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ที่ได้สิ้นสุดระยะเวลาดำเนินการไปแล้ว เมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 เนื่องจากพิจารณาจากข้อมูลที่ กฟผ. นำเสนอต้นทุนในการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนอยู่ที่ประมาณ 1.85 บาท ต่อหน่วย ซึ่งต่ำกว่าแนวโน้มต้นทุนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Spot LNG ที่ระดับราคาสูงกว่า 3 บาท ต่อหน่วย โดยมอบหมายให้ กฟผ. พิจารณาจัดทำรายละเอียดข้อเสนอมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี เพื่อเป็นส่วนหนึ่งของมาตรการลดการพึ่งพาการนำเข้า Spot LNG ซึ่งยังมีความเสี่ยงแนวโน้มราคาที่ผันผวนและอาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประเทศไทยในช่วงปี 2566 - 2567 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณานำรายละเอียดที่ กฟผ. จัดทำซึ่งสอดคล้องตามมติคณะอนุกรรมการฯ เสนอต่อ กบง. โดยไม่ต้องนำเข้าคณะอนุกรรมการฯ อีกครั้ง ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2566 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอเสนอมาตรการขยายเวลารับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาที่ กฟผ. พิจารณา โดย กฟผ. แจ้งว่าได้รับหนังสือจากบริษัท THPC เสนอให้ กฟผ. ขยายเวลาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ เป็นระยะเวลา 1 ปี ได้ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาที่ กฟผ. พิจารณา โดยเสนอให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงเงื่อนไขการซื้อขายไฟฟ้าต่าง ๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายระหว่าง กฟผ. และบริษัท THPC ปัจจุบัน โดย กฟผ. พิจารณาเปรียบเทียบต้นทุนค่าผลิตไฟฟ้าของหน่วยสุดท้าย (Short Run Marginal Cost) ณ เดือนกันยายน 2566 โดยช่วง Peak เท่ากับ 3.372 บาทต่อหน่วย และช่วง Off-Peak เท่ากับ 3.317 บาทต่อหน่วย ซึ่งยังเป็นต้นทุนที่สูง หากเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าของบริษัท THPC ที่มีราคาประมาณ 1.85 บาทต่อหน่วย ดังนั้น มาตรการการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมระยะสั้น 1 ปี จะช่วยลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานสูงของประเทศไทยได้ โดยสรุปสาระสำคัญ ดังนี้ (1) อายุสัญญา ระยะเวลา 1 ปี (วันลงนามข้อตกลง ถึง 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาตามที่จะพิจารณา) (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นไปตาม PPA เดิม (ประมาณ 1.85 บาทต่อkWh ซึ่งถูกกว่าต้นทุนการผลิตหน่วยสุดท้าย ณ กันยายน 2566 ช่วง Peak 3.372 และช่วง Off-Peak 3.317 บาทต่อหน่วย) (3) เงื่อนไขการรับประกันการรับซื้อไฟฟ้า (Must Take) เป็นไปตาม PPA เดิม โดย 20 เมกะวัตต์ ส่วนเพิ่มของสัญญารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมนั้น จะไม่ถูกนำมาคำนวณเป็นพลังงานรับประกันการรับซื้อไฟฟ้า (4) ความจุสูงสุด 454 เมกะวัตต์ (Three Units) และ (5) ด้านระบบไฟฟ้า ไม่ทำให้ระบบไฟฟ้าของ กฟผ. มีปัญหาแรงดันต่ำหรือการจ่ายโหลดเกิดพิกัด ไม่ส่งผลกระทบต่อค่ากระแสไฟฟ้าลัดวงจร และไม่ส่งผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อแผนการผลิตไฟฟ้าหลักของประเทศ
3. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน และมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) รับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรกาบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานสำหรับช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนสิงหาคม 2566 (2) เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง โดยมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมดังกล่าว และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการ เทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม
เรื่องที่ 6 แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2562 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ซึ่งเห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก ซึ่งกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดคุณภาพของน้ำมันดีเซล ตามมติ ครม. และมติ กพช. ออกเป็น 3 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 (หรือน้ำมัน บี 7 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 10 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 เป็นต้นไป
2. ธพ. มีแผนการบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันดีเซลตั้งแต่ปี 2567 เป็นต้นไป โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อบริหารจัดการชนิดน้ำมัน ลดความสับสนของผู้บริโภค และลดต้นทุนการผลิตน้ำมัน ซึ่งในเบื้องต้นกำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นหลัก (เกรดพื้นฐาน) เนื่องจากเป็นน้ำมันที่สามารถใช้กับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ซึ่งมีแผนจะผลิตจำหน่ายในวันที่ 1 มกราคม 2567 ได้ทุกรุ่นทุกยี่ห้อ และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก สำหรับกลุ่มรถบรรทุกขนาดใหญ่ โดยไม่อุดหนุนราคา ทั้งนี้ หากในอนาคตผู้ผลิตรถยนต์มีการทดสอบหรือพัฒนาเทคโนโลยี และรับรองการใช้งานรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ร่วมกับน้ำมันที่มีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลมากขึ้น ก็จะมีการปรับเพิ่มสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันเกรดพื้นฐานให้สอดคล้องกับเทคโนโลยียานยนต์ในอนาคตต่อไป โดยเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการปรับปรุงกฎหมายด้านคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง และการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 โดยที่ประชุมไม่มีข้อขัดข้องแนวทางดำเนินการเพื่อบังคับใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมาตรฐานยูโร 5 และการบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันดีเซล ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ในการยกเลิกน้ำมันบี 10 ต่อมาเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาเรื่อง “การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว” ซึ่งมีมติรับทราบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และมอบหมายกรมธุรกิจพลังงานจัดส่งร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานพิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
3. เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้เสนอร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ให้คณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงาน พิจารณา โดยที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศตามที่ ธพ. เสนอ โดยให้ปรับแก้ไขข้อความในร่างประกาศตามความเห็นของที่ประชุม ซึ่ง ธพ. ได้ปรับแก้ข้อความในร่างประกาศดังกล่าวเรียบร้อยแล้ว และเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน กรมควบคุมมลพิษ สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร สมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซล และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งที่ประชุมเห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และลดชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567
4. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 กบง. ได้พิจารณาเรื่องการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (2) มอบหมายให้ ธพ. ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. …. กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567 และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
5.แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567 มีกรอบดำเนินการ ดังนี้
5.1 จัดทำร่างประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... โดยยกเลิกมาตรฐานคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลร้อยละ 10 โดยปริมาตร (น้ำมัน บี 10) และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วมี 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 7 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) กำหนดให้เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วชนิดพื้นฐานของประเทศ และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทางเลือก ทั้งนี้ ร่างประกาศดังกล่าวได้ผ่านการเห็นชอบจากคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานเรียบร้อยแล้ว
5.2 การเตรียมการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 11 (สถานีบริการน้ำมัน) โดยตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 สถานีบริการน้ำมันจำหน่ายน้ำมันในกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมัน บี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมัน บี 20) โดยในการดำเนินการ สถานีบริการน้ำมันจะต้องเปลี่ยนป้ายชื่อชนิดน้ำมันจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 จะต้องมีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
5.3 ระยะเวลาผ่อนผัน เนื่องจากจะมีการยกเลิกน้ำมันบี 10 ซึ่งมีสีม่วง คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันจึงจะมีการเปลี่ยนแปลงถังเก็บน้ำมันไปจัดเก็บน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) ซึ่งเป็นน้ำมันเกรดพื้นฐานตามประกาศฉบับใหม่แทน ซึ่งจะทำให้ในช่วงระยะเวลาที่มีการเปลี่ยนผ่านเกรดน้ำมัน น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) จะมีสีผิดเพี้ยนไปจากที่กำหนดให้ต้องเป็นสีเหลือง จึงเห็นสมควรผ่อนผันเรื่องสีเป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2567 ถึงเดือนกรกฎาคม 2567
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) นำเรียนคณะรัฐมนตรี เพื่อรับทราบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเห็นชอบต่อไป
3. มอบหมาย ธพ. ประสานกระทรวงพาณิชย์และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการบริหารจัดการอุปทานน้ำมันปาล์มจากการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติเห็นชอบในหลักการมาตรการ ลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้าที่ประกาศเรียกเก็บกับผู้ใช้ไฟฟ้ารอบเดือนกันยายน – เดือนธันวาคม 2566 ในอัตรา 4.45 บาทต่อหน่วย ลงเหลือ 3.99 บาทต่อหน่วย ต่อมา เมื่อวันที่ 5 ตุลาคม 2566 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มีมติเห็นชอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) ขายปลีก สำหรับเรียกเก็บในงวดเดือนกันยายน 2566 – เดือนธันวาคม 2566 ตามที่ผู้รับใบอนุญาตซึ่งเป็นรัฐวิสาหกิจนำเสนอตามแนวทางมติ ครม. ในอัตรา 20.48 สตางค์ต่อหน่วย ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) ปรับลดลงเป็น 3.99 บาทต่อหน่วย ต่อมา เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2566 กกพ. ได้พิจารณาผลการรับฟังความคิดเห็นค่า Ft สำหรับงวดเดือนมกราคม 2566 – เดือนเมษายน 2567 โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชน ร่วมกับการคำนึงถึงศักยภาพความมั่นคงในการบริการพลังงานของของผู้ใช้บริการของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) จึงมีมติเห็นชอบค่า Ft ขายปลีก สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เท่ากับ 89.55 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งเป็นกรณีจ่ายคืนภาระต้นทุนคงค้างของ กฟผ. ภายใน 2 ปี โดยคิดเป็นค่าไฟฟ้า (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) เท่ากับ 4.68 บาทต่อหน่วย
2. กระทรวงพลังงาน (พน.) จึงมีเป้าหมายบริหารจัดการอัตราค่าไฟฟ้างวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 ให้ลดลงไม่เกิน 4.20 บาทต่อหน่วย ดังนั้น จึงต้องหาแนวทางลดค่าไฟฟ้าลง 48.00 สตางค์ต่อหน่วย โดยมีแนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นเดือนมกราคม 2567- เดือนเมษายน 2567 ดังนี้
2.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การปรับราคาก๊าซธรรมชาติ เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งอื่น ๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงให้ใช้ต้นทุนราคา ก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ส่งผลให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าลดลง ซึ่งจะสามารถลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 11.50 สตางค์ต่อหน่วย (2) การส่งผ่าน Gulf Gas กรณีที่ผู้ผลิตไม่สามารถส่งมอบก๊าซธรรมชาติได้ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Shortfall) ก๊าซธรรมชาติจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) โดยมอบหมายให้ กกพ. เรียกเก็บ Shortfall ก๊าซธรรมชาติจาก ปตท. จำนวน 4,300 ล้านบาท นำมาลดราคาก๊าซให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกราย (ไม่รวมปริมาณโรงแยกก๊าซธรรมชาติ) ส่งผลให้ลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 4.48 สตางค์ต่อหน่วย และ (3) ให้ ปตท. ทบทวนปรับปรุงข้อมูลสมมติฐานปริมาณและราคาก๊าซธรรมชาติในการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เพื่อนำเสนอ กกพ. ให้อัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมาย
2.2 ให้ กฟผ. รับภาระเงินคงค้างสะสม (Accumulated Factor) สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 จำนวน 15,963 ล้านบาท แทนประชาชนไปพลางก่อน ซึ่งจะสามารถลดอัตราค่าไฟฟ้าได้ประมาณ 25.37 สตางค์ต่อหน่วย
2.3 มาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง พน. จึงเสนอให้ตรึงอัตราค่าไฟฟ้างวดเดือนมกราคม 2567 – เดือนเมษายน 2567 เท่ากับงวดเดือนกันยายน 2566 – เดือนธันวาคม 2566 ที่อัตรา 3.99 บาทต่อหน่วย สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ประกอบด้วย ผู้ใช้ไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และลูกค้าตรงของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) (ข้อมูล กกพ. ณ เดือนธันวาคม 2566) ซึ่งสามารถสรุปประมาณการจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าและหน่วยการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยกลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ดังนี้ (1) กฟน. และ กฟภ. มีผู้ใช้ไฟฟ้าและหน่วยการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่ไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน จำนวน 17.77 ล้านราย คิดเป็นการใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 2,242.69 ล้านหน่วยต่อเดือน และสำหรับ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ มีผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน จำนวนประมาณ 40,542 ราย (กฟผ. จำนวนประมาณ 3,680 ราย และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ จำนวนประมาณ 36,862 ราย) คิดเป็นการใช้ไฟฟ้ารวมประมาณ 12.09 ล้านหน่วยต่อเดือน (2) ประมาณการงบประมาณสำหรับช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้า จำนวน 21.19 สตางค์ต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 คิดเป็นงบประมาณรวมประมาณทั้งสิ้น 1,911.15 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นเดือนมกราคม - เมษายน 2567 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็วต่อไป
2. เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง สำหรับงวดเดือนมกราคม – เมษายน 2567 โดยใช้เงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ไปพลางก่อน งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น จากคณะรัฐมนตรี วงเงินรวม 1,950 ล้านบาท เพื่อให้การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ สามารถดำเนินการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าตามมาตรการช่วยเหลือดังกล่าว ตามระเบียบและขั้นตอนต่อไป
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกระทรวงมหาดไทย กำกับและติดตามให้หน่วยงาน ในสังกัดที่มีอำนาจและหน้าที่ในส่วนที่เกี่ยวข้อง เร่งดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยเร็ว
กบง.ครั้งที่ 1/2567 (ครั้งที่ 65) วันศุกร์ที่ 29 มีนาคม 2567
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2567 (ครั้งที่ 65)
วันศุกร์ที่ 29 มีนาคม 2567
1. รายงานผลการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปี 2566
2. ผลการกำหนดหลักเกณฑ์และอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
3. รายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
5. การทบทวนคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวีรพัฒน์ เกียรติเฟื่องฟู)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปี 2566
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณา ความสามารถในการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปี 2565 ถึงปี 2567 และมีมติเห็นชอบความสามารถ ในการนำเข้า LNG สำหรับปี 2565 ถึงปี 2567 รวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาทบทวน รวมทั้งได้มอบหมาย ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 ถึงปี 2567 และกำกับดูแล ต่อมา เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา เรื่อง การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมีมติเห็นชอบในหลักการดังกล่าว รวมทั้งมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยในส่วนของการพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG มอบหมายให้ กกพ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ ชธ. ร่วมกันพิจารณาความต้องการใช้ (Demand) และการจัดหา (Supply) ก๊าซธรรมชาติของประเทศ และนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ของประเทศ รวมถึงปริมาณการนำเข้า LNG ที่ไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล
2. ในปี 2566 มีการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลวแบบตลาดจร (Spot LNG) และมีการส่งมอบ ณ เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนธันวาคม 2566 รวมทั้งสิ้น 6.2 ล้านตันต่อปี เมื่อเปรียบเทียบกับความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ได้เสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ที่ 5.2 ล้านตันต่อปี พบว่า มีการจัดหา Spot LNG ในปี 2566 เพิ่มขึ้น 1.0 ล้านตันต่อปี โดยมีปัจจัยมาจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ในภาพรวมที่ลดลง แม้ว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมจะลดลงด้วยก็ตาม ทั้งนี้ การจัดหา ก๊าซธรรมชาติ ปี 2566 อยู่ที่ระดับ 3,772 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ลดลงเมื่อเปรียบเทียบกับแผนเดิมที่ได้เสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 4,130 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยลดลงทั้งจากการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และการนำเข้า LNG ตามสัญญาระยะยาว รวมถึงแหล่งก๊าซมีการหยุดซ่อมบำรุง แม้ว่าได้มีการบริหารจัดการโดยทำสัญญา ซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งที่มีศักยภาพ และเรียกรับก๊าซธรรมชาติตามความสามารถการผลิต ของแหล่ง ในส่วนของความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติพบว่า ปี 2566 อยู่ที่ระดับ 4,589 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ลดลงเมื่อเปรียบเทียบกับแผนเดิมที่ได้เสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 4,821 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยลดลงจากภาคการผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (Small Power Producer: SPP) ภาคอุตสาหกรรม โรงแยกก๊าซธรรมชาติ และภาคขนส่ง ในขณะที่มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นจากภาคการผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (Independent Power Producer: IPP) เนื่องจากเศรษฐกิจของประเทศไทยเริ่มฟื้นตัวหลังจากสถานการณ์ การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ประกอบกับโรงไฟฟ้าถ่านหินเก็คโค่-วัน หยุดเดินเครื่อง และมีการใช้ก๊าซธรรมชาติในโรงไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากปีก่อน
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปี 2566
เรื่องที่ 2 ผลการกำหนดหลักเกณฑ์และอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตรา UGT ในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก โดยประกอบด้วย ประเภทที่ 1 อัตรา UGT จากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีอยู่เดิมในระบบไฟฟ้า ซึ่งเป็นการนำใบรับรองการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Certificate: REC) ของโรงไฟฟ้าเดิมที่รัฐมีกรรมสิทธิ์มาให้บริการร่วมกับ การให้บริการพลังงานไฟฟ้า ในลักษณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องเจาะจงแหล่งที่มาของไฟฟ้าและ REC ในการขอรับบริการ โดยมีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่ม (Premium) เพิ่มเติมจากอัตราค่าไฟฟ้าตามปกติที่ครอบคลุมต้นทุนค่า REC รวมถึงองค์ประกอบอื่น ๆ ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) จะกำหนดต่อไป และประเภทที่ 2 อัตรา UGT จากโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ และโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเดิมในระบบไฟฟ้าทั้งของรัฐและเอกชน ซึ่งเป็นการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ที่มาจากแหล่งเดียวกัน โดยผู้ใช้ไฟฟ้าต้องเจาะจง กลุ่มโรงไฟฟ้า (Portfolio) ในการรับบริการ และอัตราค่าบริการกำหนดจากต้นทุนการให้บริการพลังงานไฟฟ้าและ REC ของแต่ละ Portfolio รวมถึงองค์ประกอบอื่น ๆ ตามที่ กกพ. จะกำหนดต่อไป และ (2) มอบหมายให้ กกพ. จัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา UGT ตามแนวทางการกำหนดอัตรา UGT ทั้งรูปแบบเจาะจงที่มา (UGT1) และรูปแบบไม่เจาะจงที่มา (UGT2) และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2566 กกพ. ได้พิจารณาและเห็นชอบร่างหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา UGT ตามที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เสนอ โดยสำนักงาน กกพ. ได้นำเสนอร่างหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา UGT ดังกล่าวในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2566 และจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นสาธารณะ และการรับฟังความคิดเห็นเฉพาะกลุ่ม (Focus Group) ระหว่างวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2566 ถึงวันที่ 7 มีนาคม 2566 ต่อมาเมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2566 กกพ. ได้พิจารณาผลการรับฟังความคิดเห็นร่างหลักเกณฑ์การกำหนด อัตรา UGT และมีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา UGT ซึ่งประกอบด้วย UGT1 และ UGT2 และให้สำนักงาน กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้านำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา UGT ดังกล่าวไปทดลอง ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 18 สิงหาคม 2566 และวันที่ 1 กันยายน 2566 การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้แจ้งการดำเนินการในรูปแบบคณะทำงานร่วมสามการไฟฟ้า (คณะทำงานร่วมฯ) และได้นำเสนอความก้าวหน้าการจัดทำร่างข้อเสนออัตรา UGT ซึ่งเป็นการทดลองดำเนินการตามมติ กกพ. เมื่อวันที่ 14 มิถุนายน 2566 รวมทั้งได้หารือกับสำนักงาน กกพ. โดยที่ประชุมมีความเห็น ให้นำผลการดำเนินงานเสนอต่อคณะอนุกรรมการกำกับการกำหนดอัตราค่าบริการ (คณะอนุกรรมการฯ) และนำแนวทางการจัดกลุ่มโรงไฟฟ้าสำหรับ UGT2 ตามร่างข้อเสนออัตรา UGT ไปรับความเห็นจากผู้ใช้ไฟฟ้า สีเขียว ต่อมาเมื่อวันที่ 15 กันยายน 2566 สำนักงาน กกพ. ได้นำร่างข้อเสนออัตรา UGT ในระดับขายส่ง และระดับขายปลีก ของคณะทำงานร่วมฯ ซึ่งได้ปรับปรุงตามความเห็นของสำนักงาน กกพ. พร้อมผลการ หารือกลุ่มตัวอย่างผู้ใช้ไฟฟ้าสีเขียวเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยที่ประชุมมีมติเห็นชอบให้สำนักงาน กกพ. และคณะทำงานร่วมฯ รับความเห็นและข้อสังเกตของที่ประชุมไปพิจารณาปรับปรุงร่างข้อเสนออัตรา UGT และเสนอ กกพ. พิจารณาต่อไป
3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 และวันที่ 19 ตุลาคม 2566 กฟภ. และ กฟน. ได้นำส่ง ร่างข้อเสนออัตรา UGT ในระดับขายปลีก ตามลำดับ และเมื่อวันที่ 31 ตุลาคม 2566 กฟผ. ได้นำส่ง ร่างข้อเสนออัตรา UGT ในระดับขายส่ง ให้สำนักงาน กกพ. นำเสนอต่อ กกพ. พิจารณา โดยร่างข้อเสนออัตรา UGT1 ของการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง มีอัตราค่าบริการส่วนเพิ่มในระดับขายปลีกเท่ากับ 0.0594 บาทต่อหน่วย และ UGT2 มีราคาในระดับขายปลีกสำหรับ Portfolio A และ Portfolio B เท่ากับ 4.7223 บาทต่อหน่วย และ 4.7181 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ต่อมาเมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2566 กกพ. ได้พิจารณาร่างข้อเสนออัตรา UGT ของการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง และมีมติเห็นชอบให้สำนักงาน กกพ. นำร่างข้อเสนออัตรา UGT1 และ UGT2 ซึ่งไม่รวมองค์ประกอบที่ กฟผ. เสนอเพิ่มเติม ไปรับฟังความคิดเห็น โดยเมื่อวันที่ 8 มกราคม 2567 ราชกิจจานุเบกษาได้เผยแพร่ประกาศ กกพ. เรื่อง หลักเกณฑ์การให้บริการและการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) พ.ศ. 2566
4. เมื่อวันที่ 10 มกราคม 2567 กกพ. ได้พิจารณาแนวทางการปรับปรุงอัตรา UGT2 โดยใช้ Plant Factor ของแต่ละ Portfolio ตามที่สำนักงาน กกพ. เสนอ และให้นำอัตรา UGT สำหรับ UGT2 ของ Portfolio A และ Portfolio B ที่อัตราประมาณ 4.5 ถึง 4.6 บาทต่อหน่วยขายปลีก ไปรับฟังความคิดเห็น โดยสำนักงาน กกพ. ได้จัดรับฟังความคิดเห็นทางช่องทางต่าง ๆ ระหว่างวันที่ 16 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2567 โดยเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2567 กกพ. ได้พิจารณาผลการรับฟังความคิดเห็น ร่างข้อเสนออัตรา UGT และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบร่างข้อเสนออัตรา UGT1 ของ กฟผ. กฟน. และ กฟภ. โดยให้ปรับปรุงตามข้อ (1.1) ถึงข้อ (1.3) ก่อนนำไปประกาศอัตราค่าบริการและจัดทำสัญญาการให้บริการไฟฟ้า (ESA) ในการให้บริการ UGT1 ต่อไป ดังนี้ (1.1) ให้จัดสรรปริมาณการจองโดยใช้หลักการ First-Come-First-Served แทนการเฉลี่ยปริมาณให้ผู้ขอใช้บริการทุกรายแบบ Weighted Average และให้ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถเลือกขอรับบริการเป็นร้อยละของปริมาณการใช้ในแต่ละเดือนได้ด้วย นอกเหนือจากการขอรับบริการเป็น Block (1.2) ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภทสามารถขอใช้บริการ UGT1 ได้ และ (1.3) ให้กำหนดเงื่อนไขของสัญญา และการต่อสัญญาให้ชัดเจนภายใต้มาตรฐาน The International REC Standard (I-REC) และ (2) สำหรับอัตราและข้อกำหนดการให้บริการอัตรา UGT2 ให้ กฟผ. กฟน. และ กฟภ. นำความเห็นที่ได้รับไปปรับปรุง ร่างข้อเสนออัตรา UGT2 และเสนอให้ กกพ. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 6 มีนาคม 2567 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งมติ กกพ. ถึงการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง โดยการไฟฟ้าจะต้องเร่งดำเนินการปรับปรุงระบบปฏิบัติการของแพลตฟอร์มให้เป็นไปตามมติ กกพ. และจัดทำสัญญาการให้บริการไฟฟ้าซึ่งมีขั้นตอนการเสนอต่อสำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณาร่างสัญญาก่อนการเปิดรับสมัคร โดยสำนักงาน กกพ. จะเร่งรัดให้การไฟฟ้าเปิดรับสมัคร UGT1 รวมทั้งเสนออัตรา UGT2 ที่ปรับปรุงแล้วต่อ กกพ. เพื่อเริ่มให้บริการตามกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของ Portfolio A ต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบผลการกำหนดหลักเกณฑ์และอัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT)
เรื่องที่ 3 รายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้อนุมัติการปรับปรุงแผนการบริหารหนี้สาธารณะ ประจำปีงบประมาณ 2566 ครั้งที่ 1 ตามที่กระทรวงการคลังเสนอ ซึ่งแผนดังกล่าวนับรวมแผนการก่อหนี้ใหม่ของสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) เพิ่มเติมอีก 80,000 ล้านบาท ซึ่งเมื่อรวมกับแผนการบริหารหนี้สาธารณะที่ ครม. เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 จำนวน 30,000 ล้านบาทแล้ว รวมเป็นวงเงิน 110,000 ล้านบาท ทั้งนี้ สกนช. ได้มีหนังสือชี้ชวนไปยังสถาบันการเงินจำนวน 7 แห่ง เพื่อให้ยื่นข้อเสนอเงินกู้แก่ สกนช. และได้รับข้อเสนอการให้กู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน 3 แห่ง ประเภทวงเงินกู้ ระยะยาว (Term Loan) วงเงินรวมทั้งสิ้น 105,333 ล้านบาท ซึ่ง ณ วันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2567 สกนช. ได้เบิกเงินกู้ยืมแล้วจำนวน 80,000 ล้านบาท คงเหลือวงเงินกู้ที่ยังไม่ได้เบิกอีกจำนวน 25,333 ล้านบาท โดยมีระยะเวลาเบิกเงินกู้สิ้นสุดวันที่ 31 มีนาคม 2567 ทั้งนี้ วงเงินกู้ยืมดังกล่าวมีระยะเวลาชำระคืน 5 ปี (รวม Grace Period 2 ปีแล้ว) กำหนดชำระดอกเบี้ยทุกเดือนนับตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นต้นมา และเริ่มทยอยชำระคืนเงินต้นเป็นงวดรายเดือน เริ่มตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2567 ถึงเดือนกันยายน 2571
2. ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 17 มีนาคม 2567 มีฐานะติดลบสุทธิ 96,270 ล้านบาท ประกอบด้วยกลุ่มน้ำมันเชื้อเพลิง ติดลบ 49,339 ล้านบาท กลุ่มก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ติดลบ 46,931 ล้านบาท ทั้งนี้ กองทุนน้ำมันฯ มีหนี้เงินชดเชยค้างชำระรวม 21,503 ล้านบาท ประกอบด้วยหนี้เงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ค้างชำระประมาณ 3,430 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงค้างชำระ 18,073 ล้านบาท ซึ่งเมื่อหักจากเงินฝากจำนวน 3,582 ล้านบาท คงเหลือหนี้เงินชดเชยค้างชำระจำนวน 17,921 ล้านบาท ทั้งนี้ จากประมาณการสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 18 มีนาคม 2567 มีรายจ่ายสุทธิ 194.94 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 6,043 ล้านบาทต่อเดือน โดยเป็นรายจ่ายในกลุ่มน้ำมัน 188.45 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 5,842 ล้านบาทต่อเดือน และรายจ่ายในกลุ่มก๊าซ LPG 6.49 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 201 ล้านบาทต่อเดือน จากนโยบายตรึงราคาน้ำมันดีเซลที่ระดับไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร ประกอบกับสถานการณ์ราคาน้ำมันและก๊าซ LPG ตลาดโลกที่อยู่ในระดับสูง ซึ่งเมื่อรวมภาระดอกเบี้ย ที่กองทุนน้ำมันฯ ต้องชำระคืนเงินต้นประมาณ 200 ถึง 250 ล้านบาทต่อเดือน ทำให้คาดการณ์ได้ว่า เมื่อ สกนช. เบิกเงินกู้ยืมในส่วนที่เหลือทั้งหมดจำนวน 25,333 ล้านบาท ภายในเดือนมีนาคม 2567 จะสามารถดำเนินการตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลตามมติคณะรัฐมนตรีได้ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567 โดยในช่วงปลายเดือนมีนาคม 2567 จะมีการนำเสนอสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ แนวโน้มสถานการณ์ ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ตลอดจนปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ ต่อคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาแนวทางบริหารจัดการราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลให้สอดคล้องกับสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ รวมทั้งภาระการชำระหนี้เงินกู้ยืมที่เกิดขึ้นต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 4 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้ (1) เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567 และ (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงไตรมาส 4 ของปี 2566 ถึงปัจจุบัน ค่อนข้าง ทรงตัวในระดับสูงที่ประมาณ 600 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ถึง 630 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากยังมีปัจจัย ที่ไม่แน่นอนจากนโยบายควบคุมกำลังการผลิตของกลุ่มโอเปกพลัส มาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจของจีน ความขัดแย้งทางการเมือง และการดำเนินนโยบายการเงินที่เข้มงวดของกลุ่มประเทศตะวันตกในการควบคุม เงินเฟ้อ รวมทั้งการปรับตัวของกลุ่มพลังงานในยุคการเปลี่ยนแปลงพลังงาน (Energy Transition) ทั้งนี้ ราคา LPG ตลาดโลกในเดือนพฤศจิกายน 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2567 เพิ่มขึ้นเล็กน้อยประมาณ 2.80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือคิดเป็นร้อยละ 0.45 จาก 619.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ในเดือนพฤศจิกายน 2566 เพิ่มขึ้นเป็น 622.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 5 มีนาคม 2567 ทั้งนี้ จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ได้ปรับสูงขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.6540 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 24.0710 บาทต่อกิโลกรัม (668.21 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 24.7250 บาทต่อกิโลกรัม (684.62 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยเพิ่มขึ้นจาก 5.5401 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 6.1941 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 423 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 3 มีนาคม 2567 มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 93,498 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 46,742 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 46,756 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,788 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,989 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายจ่าย 201 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงทรงตัวอยู่ในระดับสูง ประกอบกับปัจจัย ที่ไม่แน่นอนของราคาพลังงานโลก ทำให้คาดว่าราคาก๊าซ LPG อาจปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น โดยราคาก๊าซ LPG นำเข้ารวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ณ วันที่ 5 มีนาคม 2567 อยู่ที่ 685 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 431 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม อย่างไรก็ดี ด้วยฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ยังคงติดลบสูงถึง 46,756 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG มีรายรับเพิ่มขึ้น และไม่ส่งกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ดังนี้ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 หรือแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซ LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มไปที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 685 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 3 มีนาคม 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG อยู่ที่ติดลบ 46,756 ล้านบาท หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 จะทำให้ ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2567 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 47,359 ล้านบาท หรือติดลบ 46,447 ล้านบาท ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อคงราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ดำเนินการขออนุมัติกรอบวงเงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2567 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น วงเงินงบประมาณ 500 ล้านบาท เพื่อให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสามารถดำเนินการคงราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2567
เรื่องที่ 5 การทบทวนคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงองค์ประกอบ หน้าที่และอำนาจของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 2 คณะ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในปัจจุบัน และนำมาเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ และ (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน
2. การทบทวนคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ)
2.1 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ ได้พิจารณาคำสั่ง กบง. ที่ 3/2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ลงวันที่ 29 ตุลาคม 2562 มีความเห็นว่า กบง. มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ ขึ้น เพื่อให้การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ มีความสอดคล้องและเชื่อมโยงกัน และทำให้การวางแผนการจัดหาไฟฟ้าของประเทศในระยะยาวเป็นไปอย่าง มีประสิทธิภาพ สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในช่วงเวลาต่าง ๆ โดยการกำหนดองค์ประกอบและคุณสมบัติของคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ ประกอบด้วยหน่วยงานที่มีภารกิจเกี่ยวข้องโดยตรง และผู้ทรงคุณวุฒิที่เป็นนักวิชาการที่มีความเชี่ยวชาญด้านพลังงาน ด้านเศรษฐศาสตร์ และมีความเป็นกลางซึ่งเป็นที่ยอมรับในสังคม ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินงานของคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในปัจจุบัน จึงขอปรับปรุงองค์ประกอบ ดังนี้ (1) ปรับผู้แทนสถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย (TDRI) ออกจากองค์ประกอบ เนื่องจาก TDRI ได้มีหนังสือ ที่ PO/2563/007 ลงวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 ถึงฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ แจ้งว่าไม่มีผู้แทนเข้าร่วมเป็นคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ และ (2) ปรับ นายเดชรัต สุขกำเนิด ออกจากองค์ประกอบ เนื่องจากมีตำแหน่งหน้าที่ในพรรคการเมือง จึงเห็นว่าไม่เหมาะสมต่อการดำรงตำแหน่งในคณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ
2.2 คณะอนุกรรมการพยากรณ์ฯ ที่ขอปรับปรุง มีองค์ประกอบ 19 คน ประกอบด้วย ปลัดกระทรวงพลังงาน หรือรองปลัดกระทรวงพลังงานที่ได้รับมอบหมาย เป็นประธานอนุกรรมการ ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (ผอ.สนพ.) เป็นรองประธานอนุกรรมการ มีอนุกรรมการ ประกอบด้วย ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ผู้แทนสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจ และสังคมแห่งชาติ กรรมการกำกับกิจการพลังงาน หรือผู้แทน ผู้แทนสภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (ส.อ.ท.) ผู้แทนหอการค้าไทยและสภาหอการค้าแห่งประเทศไทย ผู้แทนบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ผู้แทน กฟผ. ผู้แทนการไฟฟ้านครหลวง ผู้แทนการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ผู้แทนสมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน นายพรายพล คุ้มทรัพย์ นายกุลยศ อุดมวงศ์เสรี นายบัณฑิต ฟุ้งธรรมสาร นายเทียนไชย จงพีร์เพียง ผู้อำนวยการกองนโยบายไฟฟ้า สนพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ ผู้อำนวยการศูนย์เทคโนโลยีสารสนเทศและการสื่อสาร สนพ. และผู้แทนการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ และมีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) จัดทำพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าในระยะยาวของประเทศ เพื่อใช้เป็นข้อมูลพื้นฐานในการวางแผน และกำหนดนโยบายด้านไฟฟ้า รายงานสถานการณ์ความต้องการไฟฟ้า รวมทั้งวิเคราะห์และให้ข้อคิดเห็นข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าของประเทศ (2) จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ เพื่อให้การจัดหาไฟฟ้าของประเทศไทยในระยะยาวเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ โดยคำนึงถึงความมั่นคง ของระบบไฟฟ้าของประเทศและการลงทุนการขยายกิจการผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม สอดคล้องกับสภาวะเศรษฐกิจของประเทศ เสนอต่อ กบง. (3) มีอำนาจเชิญผู้เกี่ยวข้องเข้าร่วมประชุม พิจารณา รวมทั้งจัดหา รวบรวม จัดส่งหรือชี้แจงเอกสารต่าง ๆ ที่เกี่ยวข้องตามความเหมาะสม (4) มีอำนาจแต่งตั้งคณะทำงานเพื่อช่วยปฏิบัติงานได้ตามความจำเป็น (5) ปฏิบัติงานอื่น ๆ ตามที่ กบง. หรือประธาน กบง. มอบหมาย และ (6) รายงานผลการปฏิบัติงานต่อ กบง. ทราบหรือพิจารณาเป็นระยะ ๆ ตามความเหมาะสม
3. การทบทวนคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (คณะอนุกรรมการ ด้านมาตรฐานฯ)
3.1 พพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานฯ ได้พิจารณาคำสั่ง กบง. ที่ 4/2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน ลงวันที่ 29 ตุลาคม 2562 และขอปรับปรุงองค์ประกอบ และหน้าที่และอำนาจ ของคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานฯ ดังนี้ (1) ปรับปรุงองค์ประกอบลำดับที่ 1 เดิม ได้แก่ ปลัดกระทรวงพลังงาน และลำดับที่ 2 เดิม ได้แก่ รองปลัดกระทรวงพลังงาน เพื่อให้ลำดับประธานของคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานฯ สอดคล้องกับขั้นตอนการพิจารณา และเพื่อให้ การพิจารณาดำเนินการมีประสิทธิภาพ คล่องตัวมากขึ้น จึงให้องค์ประกอบลำดับที่ 3 เดิม ได้แก่ อธิบดี พพ. เป็นประธานอนุกรรมการแทน (2) เพิ่มคำว่า “...หรือผู้แทน” ในองค์ประกอบลำดับที่ 4 เดิม ได้แก่ ผอ.สนพ. และลำดับที่ 11 เดิม ได้แก่ ผู้อำนวยการสถาบันไฟฟ้าและอิเล็กทรอนิกส์ และ (3) ปรับปรุงหน้าที่และอำนาจ ข้อที่ 1 ข้อที่ 2 และข้อที่ 3 จากเดิม “...เครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุอุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน...” แก้ไขเป็น “...เครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน...” และข้อที่ 7 จากเดิม “กำกับ ติดตามการดำเนินงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อรายงานผลปฏิบัติงานทุก 3 เดือนให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทราบ” แก้ไขเป็น “ติดตามและรายงานผลการกำหนดและปรับปรุงมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานและยานพาหนะ ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทราบ”
3.2 คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานฯ ที่ขอปรับปรุง มีองค์ประกอบ 14 คน ประกอบด้วย อธิบดี พพ. เป็นประธานอนุกรรมการ มีอนุกรรมการ ประกอบด้วย ผู้ว่าการ กฟผ. หรือผู้แทน เลขาธิการสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) หรือผู้แทน เลขาธิการคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค หรือผู้แทน อธิบดีกรมสรรพากร หรือผู้แทน อธิบดีกรมสรรพสามิต หรือผู้แทน นายกสภาวิศวกร หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสถาบันไฟฟ้าและอิเล็กทรอนิกส์ หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสถาบันยานยนต์ หรือผู้แทน ประธาน ส.อ.ท. หรือผู้แทน ประธานกรรมการหอการค้าไทยและสภาหอการค้าแห่งประเทศไทย หรือผู้แทน ผู้อำนวยการ กองส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ และผู้แทน พพ. เป็นอนุกรรมการ และผู้ช่วยเลขานุการ และมีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) เสนอแนะแนวทางการกำหนดและปรับปรุงมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานและยานพาหนะ รวมถึงมาตรฐานวิธีการทดสอบและคุณสมบัติของห้องทดสอบ (2) เสนอแนะรูปแบบฉลากแสดงประสิทธิภาพพลังงาน ของเครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานและยานพาหนะ รวมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของการ ติดฉลาก การตรวจสอบ และบทลงโทษ (3) เสนอแนะแนวทางการส่งเสริมและสนับสนุนเพื่อให้เกิดการดำเนินงานด้านการส่งเสริมมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานและยานพาหนะ (4) เสนอแนะแนวทางการให้ความรู้ ข้อมูลข่าวสาร และเผยแพร่ประชาสัมพันธ์แก่กลุ่มเป้าหมายทั้งภาคเอกชนและประชาชน (5) ประสานความร่วมมือกับหน่วยงานเรื่องห้องทดสอบเครื่องจักร วัสดุ อุปกรณ์ และยานพาหนะ ภายในประเทศ เพื่อพัฒนาขีดความสามารถในการให้บริการของห้องทดสอบให้สามารถรองรับการปฏิบัติงานด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (6) ประสานความร่วมมือกับ สมอ. ในการพิจารณากำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของวัสดุ อุปกรณ์ เครื่องจักร และยานพาหนะ โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพด้านพลังงานด้วย (7) ติดตามและรายงานผลการกำหนดและปรับปรุงมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน ของเครื่องจักร อุปกรณ์ วัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานและยานพาหนะ ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทราบ (8) มีอำนาจแต่งตั้งคณะทำงาน เพื่อพิจารณาหรือปฏิบัติการตามที่คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานฯ มอบหมาย ตลอดจนเชิญบุคคลหรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องมาให้ข้อเท็จจริง คำอธิบาย คำแนะนำหรือความเห็นได้ และ (9) ดำเนินการอื่น ๆ ตามที่ได้รับมอบหมายจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ยกเลิกคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 3/2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ลงวันที่ 29 ตุลาคม 2562 และคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 4/2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน ลงวันที่ 29 ตุลาคม 2562
2. เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศ และคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน ขึ้นใหม่ ตามองค์ประกอบ หน้าที่และอำนาจ ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอร่างคำสั่งต่อประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิต และผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว ซึ่งตั้งแต่ปี 2550 จนถึงปัจจุบันกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 73 ฉบับ (73 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards : HEPS) นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards : MEPS) นำมาจัดทำเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ประกาศบังคับใช้ต่อไป
2. ปัจจุบันคณะรัฐมนตรีเห็นชอบและได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 38 ฉบับ (38 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งการออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง หรือออกกฎกระทรวงกำหนดวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะเป็นมาตรฐานอ้างอิงสำหรับผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ของตนเอง ซึ่งหากเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานเป็นไปตามกฎกระทรวงดังกล่าวจะมีสิทธิได้รับการส่งเสริมโดยใช้มาตรการการติดฉลาก กฎกระทรวงดังกล่าวจะนำมาใช้เป็นเกณฑ์มาตรฐานในการดำเนินการติดฉลากประหยัดพลังงานประสิทธิภาพสูง ซึ่งดำเนินการโดย พพ. ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ และฉลากประหยัดไฟฟ้า เบอร์ 5 ซึ่งดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ติดฉลากแล้ว 22 ผลิตภัณฑ์ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2554 พพ. ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจ เรื่อง ความร่วมมือด้านการกำหนดมาตรฐาน กับ สมอ. โดยมีกรอบความมือให้ พพ. กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำตามแผนและกระบวนการที่ พพ. และ สมอ. ดำเนินการร่วมกัน และ พพ. จะศึกษาค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำให้ สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. และลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 30 ฉบับ ในจำนวนนี้ เป็นมาตรฐานบังคับ 5 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 25 ฉบับ ซึ่งการดำเนินการดังกล่าวส่งผลให้มีการใช้เครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูงมากขึ้น และเป็นการกีดกันการใช้เครื่องจักรวัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานต่ำ ทำให้มีศักยภาพการประหยัดพลังงานของประเทศมากขึ้น
3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 พพ. ได้เสนอร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดย กบง. ได้มีมติรับทราบร่างกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว และมอบหมายให้ พพ. จัดส่ง ร่างกฎกระทรวงฯ เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงาน (คณะกรรมการฯ) พิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป โดยเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2566 คณะกรรมการฯ ได้พิจารณาร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) ตามที่ พพ. เสนอ และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบ ร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี เครื่องเชื่อมไฟฟ้า คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็น เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้น เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วม และเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้ม และให้ดำเนินการเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป (2) เห็นชอบ ร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 3 ฉบับ (3 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ เครื่องปรับอากาศ เครื่องอัดอากาศแบบเกลียว และกระจก โดยให้ พพ. รับความเห็นและข้อสังเกตของคณะกรรมการฯ ไปดำเนินการปรับปรุงแก้ไขร่างกฎกระทรวงฯ ก่อนที่จะนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป และ (3) เห็นชอบให้ พพ. ถอนร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ ฉนวนกันความร้อนอุณหภูมิต่ำ รถจักรยานยนต์ไฟฟ้า ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบกึ่งตั้ง ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบตั้ง เครื่องแช่เย็นและเครื่องแช่แข็งอย่างรวดเร็ว ยางนอกรถจักรยานยนต์ และเครื่องเป่าผม ออกจากวาระการประชุม
4. การจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ดำเนินการโดยการสำรวจข้อมูลในด้านต่าง ๆ เช่น จำนวน รุ่น ปริมาณการใช้พลังงาน เพื่อกำหนดกลุ่มและจำนวนตัวอย่างที่ต้องสุ่มทดสอบ รวมถึงแนวทางการหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน วิธีมาตรฐานการทดสอบ และอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง แล้วจึงทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ประมวลผลการทดสอบตามหลักสถิติ โดยกำหนดให้ผลิตภัณฑ์ที่ผ่านเกณฑ์ HEPS ประมาณร้อยละ 20 และกำหนดให้ไม่ผ่านเกณฑ์ MEPS ประมาณร้อยละ 3 ทั้งนี้ แต่ละผลิตภัณฑ์มีการปรับให้เหมาะสมโดยคำนึงถึงปัจจัยอื่น ๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น จำนวนยี่ห้อที่ผ่านเกณฑ์ เป็นต้น ซึ่งการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ความชำนาญตามสาขาต่าง ๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการพิจารณาจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ รวมทั้งการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในแต่ละผลิตภัณฑ์ โดยมีขั้นตอนการพิจารณาดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน (4) กบง. (5) กพช. (6) คณะรัฐมนตรี (7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนาม และ (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป
5. ร่างกฎกระทรวงฯ แต่ละผลิตภัณฑ์ ประกอบด้วย หลักการและเหตุผล นิยาม ค่าประสิทธิภาพพลังงาน และมาตรฐานการทดสอบ ห้องทดสอบ โดยมีรายละเอียดการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงของร่างกฎกระทรวงฯ ทั้ง 7 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้
5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดมอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังด้านออก และจำนวนขั้วของมอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว 2 ขั้ว ค่าประสิทธิภาพพลังงานของขนาดกำลังด้านออก 0.12 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 53.6 ถึงร้อยละ 66.5 จนถึงขนาดกำลังด้านออก 7.50 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 88.1 ถึงร้อยละ 91.7 และ (2) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว 4 ขั้ว ค่าประสิทธิภาพพลังงานของขนาดกำลังด้านออก 0.12 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 59.1 ถึงร้อยละ 69.8 จนถึงขนาดกำลังด้านออก 7.50 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 88.7 ถึงร้อยละ 92.6
5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตั้งแต่ร้อยละ 21.70 ถึงร้อยละ 31.57
5.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทของเครื่องดูดควัน ดังนี้ (1) ประเภทระบบท่อดูดอากาศออกสู่ภายนอก (กระโจมกลางห้อง กระโจมติดผนัง มาตรฐาน และสลิมไลน์) ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 5 ถึง 9 ลูกบาศก์เมตร ต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ (2) ประเภทระบบหมุนเวียนอากาศภายในห้อง (มาตรฐาน และสลิมไลน์) ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 2.5 ถึง 9 ลูกบาศก์เมตรต่อชั่วโมงต่อวัตต์
5.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทของเครื่องเชื่อมไฟฟ้า ดังนี้ (1) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภทอาร์ค ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 87 ถึงร้อยละ 95 (2) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภททิก ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 83 ถึงร้อยละ 95 และ (3) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภทมิก ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 87 ถึงร้อยละ 95
5.5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. ....กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทและขนาดปริมาณน้ำมัน ดังนี้ (1) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมประเภทใช้ไฟฟ้า ปริมาณน้ำมันที่ใช้ไม่เกิน 8.5 ลิตร และมากกว่า 8.5 ลิตร ถึง 30 ลิตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 76 ถึงร้อยละ 87 และร้อยละ 72 ถึงร้อยละ 82 ตามลำดับ และ (2) เครื่องทอดแบบ น้ำมันท่วมประเภทใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ปริมาณน้ำมันที่ใช้ไม่เกิน 11 ลิตร และมากกว่า 11 ลิตร ถึง 30 ลิตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 43 ถึงร้อยละ 50 และร้อยละ 42 ถึงร้อยละ 47 ตามลำดับ
5.6 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ ดังนี้ (1) อีวาพอเรเตอร์อุณหภูมิต่ำ ค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ คือ 0.7911 + 0.7392 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.049)] ถึง 1.1555 + 0.7392 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.049)] และ (2) อีวาพอเรเตอร์อุณหภูมิปานกลาง ค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ คือ 1.3774 + 1.2934 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.785)] ถึง 2.149 + 1.2934 x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.785)]
5.7 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ และดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไป ที่จำเพาะแตกต่างไปตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี ได้แก่ หลอดแอลอีดีแบบทรงเอ (LED Bulb) หลอดแอลอีดีแบบเอ็มอาร์ (LED MR) หลอดแอลอีดีแบบพาร์ (LED PAR) หลอดแอลอีดีแบบทีแปด (LED T8) ดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีแบบโลว์เบย์และไฮเบย์ (LED Low/High Bay) และดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี แบบสาดแสง (LED Flood Light) โดยกำหนดค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้นต่ำสุดที่ 80 ถึง 85 ลูเมนต่อวัตต์ และสูงสุดที่ 120 ถึง 150 ลูเมนต่อวัตต์ จำเพาะตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ ไม่น้อยกว่าร้อยละ 95 หรือร้อยละ 96 ของประสิทธิศักย์เริ่มต้น จำเพาะตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี และดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไปที่ 70 หรือ 80 และค่า R9 มากกว่าศูนย์ หรือไม่ระบุ จำเพาะ ตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 7 ฉบับ (7 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง (2) เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง (3) เครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง (4) เครื่องเชื่อมไฟฟ้า ที่มีประสิทธิภาพสูง (5) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง (6) คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็น ที่มีประสิทธิภาพสูง และ (7) หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
กบง.ครั้งที่ 8/2566 (ครั้งที่ 64) วันอังคารที่ 26 ธันวาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2566 (ครั้งที่ 64)
วันอังคารที่ 26 ธันวาคม 2566
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 นายเศรษฐา ทวีสิน นายกรัฐมนตรี ได้เป็นประธานการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 3/2566 ณ ตึกภักดีบดินทร์ ทำเนียบรัฐบาล ซึ่งสรุป มติการประชุมได้ ดังนี้
1. เรื่อง รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดย กพช. ได้มีมติรับทราบรายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
2. เรื่อง รายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดย กพช. ได้มีมติรับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.)
3. เรื่อง แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดย กพช. ได้มีมีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่นๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จ และได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ (2) มอบหมายให้ กกพ. และกระทรวงพลังงาน รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
4. เรื่อง แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า โดย กพช. ได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป
5. เรื่อง มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน โดย กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง และ (2) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1.85 บาท/kWh ตามสัญญาเดิม
6. เรื่อง แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดย กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) นำเรียนคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อรับทราบแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามที่ กพช. เห็นชอบต่อไป และ (3) มอบหมาย ธพ. ประสานกระทรวงพาณิชย์และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ในการบริหารจัดการอุปทานน้ำมันปาล์มจากการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
7. เรื่อง แนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นสำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดย กพช. ได้มีมติเห็นชอบ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้นเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดยมอบหมายให้ กฟผ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของ กกพ. เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็วต่อไป (2) เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดยใช้เงินงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ไปพลางก่อน งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น จาก ครม. วงเงินรวม 1,950 ล้านบาท เพื่อให้การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ สามารถดำเนินการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าตามมาตรการช่วยเหลือดังกล่าว ตามระเบียบและขั้นตอนต่อไป และ (3) มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกระทรวงมหาดไทย กำกับและติดตามให้หน่วยงานในสังกัดที่มีอำนาจและหน้าที่ในส่วนที่เกี่ยวข้อง เร่งดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 300 หน่วย ต่อเดือน ตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยเร็ว
มติของที่ประชุม
รับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 166) เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบและมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ไปพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องให้ถูกต้อง เป็นไปตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยด่วนต่อไป และเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 ครม. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้าให้แก่ประชาชน ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเห็นว่ามาตรการดังกล่าวเป็นนโยบายสำคัญเร่งด่วนของรัฐบาล และให้กระทรวงพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องรับไปพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องให้ถูกต้อง รอบคอบ เป็นไปตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ หลักเกณฑ์ และมติ ครม. ที่เกี่ยวข้องโดยด่วน เพื่อให้เกิดผลเป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ เนื่องจากมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และด้านไฟฟ้า ให้แก่ประชาชนจะสิ้นสุดลงในเดือนธันวาคม 2566 ในขณะที่สถานการณ์ราคาพลังงานตลาดโลกในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2567 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น โดยราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงกว่า 90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดเอเชีย (น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซล) ปรับตัวสูงกว่า 110 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ปรับตัวสูงกว่า 600 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปรับตัวสูงกว่า 18 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู อันจะส่งผลต่อราคาพลังงานของประเทศโดยเฉพาะราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซธรรมชาติ ซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าและการใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง รวมทั้งราคา LPG จะปรับตัวสูงขึ้นตามราคาตลาดโลก อันจะก่อให้เกิดผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจของประเทศในระยะต่อไป ดังนั้น เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2566 กระทรวงพลังงานจึงได้เสนอ เรื่อง มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน ต่อ ครม. พิจารณา ซึ่งเป็นการดำเนินการต่อเนื่องจากมติ ครม. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 และวันที่ 18 กันยายน 2566 เพื่อบรรเทาผลกระทบ ต่อประชาชนโดยเฉพาะกลุ่มเปราะบางจากสถานการณ์ราคาพลังงาน และให้เศรษฐกิจของประเทศสามารถเติบโตได้ตามเป้าหมายที่วางไว้
2. ครม. ในการประชุมครั้งที่ 15/2566 เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2566 ได้พิจารณา เรื่อง มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน และได้มีมติ ดังนี้ (1) รับทราบมาตรการลดภาระค่าใช้จ่าย ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้กระทรวงพลังงาน กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว ตามหน้าที่และอำนาจ ที่เกี่ยวข้องให้ถูกต้อง เป็นไปตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ หลักเกณฑ์ และมติ ครม. ที่เกี่ยวข้องต่อไป อย่างเคร่งครัด ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงาน กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง รับความเห็นของสำนักงบประมาณ (สงป.) และสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) รวมทั้งข้อสังเกตของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ไปประกอบการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องด้วย และ (3) ให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เร่งปรับปรุงข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าผันแปร (ค่า Ft) ของงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ให้แล้วเสร็จโดยเร็ว แล้วนำเสนอ กกพ. ตามขั้นตอนต่อไป
3. ความเห็นของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประกอบการพิจารณาของ ครม. มีดังนี้ (1) สงป. ได้มีความเห็นว่า เพื่อให้การช่วยเหลือบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงานเป็นไปอย่างต่อเนื่อง จึงเห็นสมควรที่ ครม. จะพิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ สำหรับมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า เห็นสมควรให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งจัดทำแผนการปฏิบัติงานและการใช้จ่ายงบประมาณ เพื่อเสนอขอรับการจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 ไปพลางก่อน งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ตามความจำเป็นและเหมาะสมตามขั้นตอนต่อไป อย่างไรก็ดี การดำเนินมาตรการเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนจากสถานการณ์ราคาพลังงาน หน่วยงานที่เกี่ยวข้องควรเร่งรัดดำเนินการให้ทันต่อสถานการณ์อย่างรอบคอบ โดยคำนึงถึงภาวะเศรษฐกิจ ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ ความพร้อม และความสามารถทางการเงินของภาครัฐ รวมถึงปฏิบัติให้เป็นไปตามกฎหมาย ระเบียบ ข้อบังคับ และมติ ครม. ที่เกี่ยวข้องให้ถูกต้องครบถ้วนในทุกขั้นตอน รวมทั้งเร่งสร้างการรับรู้และความเข้าใจที่ถูกต้องให้กับทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง และเห็นควรรายงานผลการดำเนินงานให้ ครม. ทราบเป็นระยะๆ เพื่อให้การดำเนินมาตรการดังกล่าวบรรลุผลสัมฤทธิ์ และมีความคุ้มค่าอย่างแท้จริง ตามนัยพระราชบัญญัติวินัยการเงินการคลังของรัฐ พ.ศ. 2561 (2) สศช. ได้มีความเห็นว่า เห็นควรให้ความเห็นชอบในหลักการมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวตามอำนาจ และหน้าที่ โดยให้เป็นไปตามขั้นตอนของกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องโดยเร็วตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ เพื่อบรรเทาภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชนตามนัยมติ ครม. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 และเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 อย่างไรก็ดี เห็นควรมอบหมายกระทรวงพลังงาน กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องติดตามสถานการณ์ราคาพลังงานอย่างใกล้ชิด เพื่อให้สามารถบริหารจัดการราคาพลังงานของประเทศให้อยู่ ในระดับที่เหมาะสมต่อไป และ (3) สคก. ได้มีความเห็นว่า มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน เป็นมาตรการต่อเนื่องจากมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และมาตรการลดภาระค่าใช้จ่าย ด้านไฟฟ้า ตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 และเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2566 และจะสิ้นสุดลง ในเดือนธันวาคม 2566 ครม. จึงสามารถให้ความเห็นชอบแนวทางดังกล่าว และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดำเนินการตามแนวทางที่กระทรวงพลังงานเสนอได้ตามที่เห็นสมควร โดยกระทรวงพลังงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ต้องดำเนินการตามกฎหมาย กฎ ระเบียบ และมติ ครม. ที่เกี่ยวข้องโดยเคร่งครัดต่อไป อนึ่ง สคก. ได้มีข้อสังเกตเพิ่มเติมว่า สมควรที่ ครม. จะมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องหาแนวทางในการพัฒนาแหล่งพลังงานอื่นเพื่อใช้ทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิล (Fossil Fuel) เพื่อให้สอดคล้องกับผลการประชุมสมัชชาประเทศภาคีอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ ครั้งที่ 28 (Conference of the Parties: COP 28) อันจะเป็นการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานที่พึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลอย่างยั่งยืนด้วย
4. สาระสำคัญของมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอต่อ ครม. มีรายละเอียด ดังนี้
4.1 มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย (1) ราคาน้ำมันดีเซล บริหารราคาน้ำมันดีเซลในการตรึงราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567 โดยกระทรวงพลังงานและกระทรวงการคลังร่วมกันบริหารจัดการราคาขายปลีก โดยใช้กลไกของภาษีสรรพสามิตและกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ (2) ราคา LPG บริหารราคาในการตรึง ราคาขายปลีก LPG ที่ระดับ 423 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567 โดยกระทรวงพลังงานบริหารผ่านกลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4.2 มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านไฟฟ้า ประกอบด้วย (1) ให้ กกพ. บริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ให้เป็นไปตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2566 (2) ให้กระทรวงพลังงานมอบหมายหน่วยงานรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องปรับปรุงข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณอัตรา ค่า Ft ของงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ใหม่ เพื่อเสนอ กกพ. ดังนี้ 1) ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ร่วมกันรับภาระเงินคงค้างสะสม (Accumulated Factor) สำหรับงวดเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 แทนประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าไปพลางก่อน 2) ให้รัฐวิสาหกิจที่ประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ (ปตท.) ดำเนินการส่งผ่านราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย กรณีที่ผู้ผลิตไม่สามารถส่งมอบก๊าซธรรมชาติได้ตามเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (Shortfall) ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และ 3) ให้ ปตท. ทบทวนปรับปรุงข้อมูลสมมติฐานปริมาณและราคาก๊าซธรรมชาติในการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าให้สอดคล้องกับสถานการณ์ เพื่อนำเสนอ กกพ. ให้อัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปตามเป้าหมาย (3) ให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการตรึงอัตราค่าไฟฟ้าที่ประกาศเรียกเก็บกับผู้ใช้ไฟฟ้ารอบเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 ในอัตราไม่เกิน 4.20 บาทต่อหน่วยต่อไป และ (4) ช่วยเหลือค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยในพื้นที่ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) รวมทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดยให้กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ซึ่งเป็นกลุ่มเปราะบาง ให้ส่วนลดค่าไฟฟ้า จำนวน 21 สตางค์ต่อหน่วย ทั้งนี้ กำหนดให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม
มติของที่ประชุม
รับทราบมติคณะรัฐมนตรี ครั้งที่ 15/2566 เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2566 เรื่อง มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน
กบง.ครั้งที่ 7/2566 (ครั้งที่ 63) วันพฤหัสบดีที่ 7 ธันวาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2566 (ครั้งที่ 63)
วันพฤหัสบดีที่ 7 ธันวาคม 2566
1. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
3. การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
4. แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
5. มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
6. การทบทวนคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลมีนโยบายในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุด ต่อประเทศ โดยมีการจัดสรรให้เป็นวัตถุดิบสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพื่อผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เป็นเชื้อเพลิงให้กับประเทศ และผลิตเป็นวัตถุดิบตั้งต้น (Feedstock) ให้กับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี และอีกส่วนหนึ่งใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้า ใช้ในภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง แต่เนื่องจากปริมาณความต้องการใช้ ที่เพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องจึงต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากต่างประเทศ เช่น นำเข้าจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และนำเข้าในรูปแบบก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เป็นต้น รวมทั้งรัฐบาลมีนโยบายให้อัตราค่าไฟฟ้าเท่ากันทั่วประเทศ ดังนั้น จึงต้องกำหนดต้นทุนก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศเป็นราคาเดียวกัน ทั้งราคาในประเทศและราคานำเข้า (Pool Gas) ต่อมาในช่วงปี 2564 เกิดสถานการณ์ความขัดแย้งทางการเมือง ในสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน ส่งผลให้ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG มีการปรับเพิ่มขึ้นจากต้นปี 2564 ที่ราคาเฉลี่ยประมาณ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู มาอยู่ที่ราคาเฉลี่ยประมาณ 30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ในขณะที่กำลัง การผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทยลดลง จำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูงทดแทนจำนวนมาก ทำให้ส่งผลกระทบต่อต้นทุนเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าของประเทศ
2. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 และได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ไปศึกษาหลักเกณฑ์ การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้สอดคล้องกับกฎหมายและกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อกำหนดแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ให้เหมาะสม และรายงานผลการศึกษาต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ ต่อมา เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือเรียนรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ให้ทราบผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 เมษายน 2566 เรื่อง แนวทางการลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้าให้ประชาชน โดย กกพ. มีความเห็นว่าเพื่อให้ การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเกิดประโยชน์สูงสุด สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซในทุกภาคส่วน จึงเห็นควรมีข้อเสนอแนะเชิงนโยบายให้มีการปรับราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่นๆ ด้วย ส่งผลให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าลดลง อีกทั้งเพื่อให้ ปตท. บริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีอย่างมีประสิทธิภาพ
3. ข้อเสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ มีดังนี้
3.1 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน มีดังนี้ (1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากอ่าวไทยจะเข้าสู่โรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยการซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ใช้ราคา Gulf Gas ซึ่งเป็นราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตปิโตรเลียมในอ่าวไทย บวกค่าจัดหา และค่าผ่านท่อในทะเล จากนั้นก๊าซธรรมชาติจะถูกแยกเป็น ก๊าซมีเทน (C1) อีเทน (C2) โพรเพน (C3) บิวเทน (C4) เพนเทน (C5) และสูงกว่า C5 (C5+) โดยก๊าซมีเทนจะถูกนำไปใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า โพรเพน และบิวเทน จะนำไปใช้ผลิตเป็นก๊าซ LPG หรือก๊าซหุงต้มเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ส่วนก๊าซ C2 ขึ้นไปชนิดอื่นๆ จะถูกนำไปใช้เป็นวัตถุดิบตั้งต้นในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและอุตสาหกรรมต่อเนื่อง เช่น ผลิตเป็นเม็ดพลาสติก เพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มให้กับเศรษฐกิจ และ (2) ก๊าซมีเทนที่ออกจากโรงก๊าซธรรมชาติ จะถูกนำไปรวมกับ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า เพื่อคำนวณเป็นราคา Pool Gas (ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของ เนื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆ) และนำไปจำหน่ายให้โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และโรงไฟฟ้าของเอกชน ใช้เป็นเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้กับประชาชน รวมทั้งโรงงานอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้เป็นเชื้อเพลิง
3.2 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอของ กกพ. เมื่อวันที่ 28 เมษายน 2566 ซึ่งได้มีข้อเสนอให้มีการปรับราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จากเดิมใช้ราคา Gulf Gas เปลี่ยนไปใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่นๆ ทำให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติมีราคาเดียว (Single Pool) ส่งผลให้ราคา Pool Gas เดิมลดลง โดยต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ ทั้งนี้ ข้อดีของการใช้ Single Pool ได้แก่ (1) ราคา Pool Gas ปรับลดลงได้ทันที ส่งผลให้ต้นทุนของก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าลดลง (2) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกกลุ่มใช้ก๊าซธรรมชาติในราคาเดียวกัน และ (3) สามารถดำเนินการได้ทันที โดยเสนอ กพช. พิจารณา ด้านข้อเสียของการใช้ Single Pool ได้แก่ (1) ต้นทุนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติสูงขึ้น อาจส่งผลให้ผลประกอบการลดลง อย่างไรก็ดี ต้นทุนที่สูงขึ้นนี้ไม่ได้มีผลกระทบต่อ ภาคปิโตรเคมีที่รับก๊าซธรรมชาติจากโรงแยกก๊าซฯ เป็นวัตถุดิบตั้งต้น และ (2) ก๊าซ LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิงที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ มีราคาสูงขึ้น
3.3 การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติตามความเห็นของ สนพ. ซึ่งได้พิจารณาแนวทาง ตามข้อเสนอของ กกพ. แล้วพบว่า เป็นแนวทางที่สร้างความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกภาคส่วน และเป็นประโยชน์ต่อประเทศ ทำให้ราคา Pool Gas โดยรวมลดลง ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าลดลง อีกทั้งส่งเสริม ให้เกิดการบริหารจัดการวัตถุดิบที่ใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีได้อย่างมีประสิทธิภาพ แต่จะทำให้ราคาต้นทุนของก๊าซ LPG ที่ผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ปรับสูงขึ้น และทำให้จำนวนเงินที่ส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงลดลง ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ สูญเสียรายได้ที่จะนำไปช่วยลดภาระในส่วนของราคา LPG ดังนั้น จึงเห็นควร ให้มีการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยให้เฉพาะการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติสำหรับ ใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากับราคา Gulf Gas ทั้งนี้ การดำเนินการดังกล่าวจะทำให้ประมาณการราคา Pool Gas ลดลง และคาดว่าต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลงจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้
3.4 สรุปการเปรียบเทียบประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติและผลกระทบ ดังนี้ (1) การบริหารจัดการก๊าซธรมชาติตามหลักเกณฑ์ปัจจุบัน ทำให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติมีต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติต่ำกว่าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติส่วนอื่นๆ ส่วนผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่งใช้ราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคาก๊าซเฉลี่ยจากก๊าซมีเทนที่ออกจากโรงแยกก๊าซฯ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG นำเข้า (2) การเปลี่ยนไปใช้แนวทางตามข้อเสนอของ กกพ. คือ Single Pool ทำให้ภาคไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง มีภาระค่าใช้จ่ายลดลง เนื่องจากต้นทุนราคา Pool Gas โดยรวมลดลง และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ แต่จะส่งผลกระทบทำให้ต้นทุนการผลิต LPG จากโรงแยกก๊าซฯ สูงขึ้น ส่งผลให้จำนวนเงินที่โรงแยกก๊าซฯ ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลดลง และในส่วนของโรงแยกก๊าซฯ จะมีภาระค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้นในช่วงเวลาเดียวกัน (3) การใช้ข้อเสนอ Single Pool พร้อมกับการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้ LPG ภาคเชื้อเพลิง โดยกำหนดให้ก๊าซธรรมชาติ ที่นำไปผลิตเป็น LPG สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ใช้ราคา Gulf Gas เพื่อให้คงราคาต้นทุนไว้คงเดิม ทำให้ราคา Pool Gas ลดลง และทำให้ค่าไฟฟ้าลดลงได้ โดยไม่ส่งผลกระทบต่อรายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่นำไปช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ โดยปรับให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติที่เข้าและออกจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นราคา Pool Gas ซึ่งเป็นราคารวมก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่นๆ ยกเว้นก๊าซธรรมชาติ ที่นำไปใช้ในการผลิตก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) สำหรับใช้เป็นเชื้อเพลิง ให้ใช้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 เป็นต้นไป จนกว่าการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เข้าและออกจากโรงแยก ก๊าซธรรมชาติ ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 จะแล้วเสร็จและได้รับความเห็นชอบจาก กพช.
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน โดยในส่วนของก๊าซหุงต้ม (LPG) ให้บริหารราคาโดยกระทรวงพลังงาน ผ่านกลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตรึงราคาขายปลีก LPG ที่ระดับ 423 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566 ทั้งนี้ สำหรับมาตรการช่วยเหลือส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มให้กับผู้มีรายได้น้อยหรือกลุ่มเป้าหมาย ดำเนินการโดยใช้กลไกของบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ต่อมา เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG โดยมีมติ (1) เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม มีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566 ตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 และ (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงไตรมาส 4 ของปี 2566 มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวสูงขึ้น เนื่องจากความกังวลต่ออุปทานน้ำมันดิบตึงตัว หลังตลาดคาดการณ์ว่าการประชุมของกลุ่มโอเปคพลัส (OPEC+) มีแนวโน้มจะคงนโยบายลดกำลังการผลิตอย่างต่อเนื่อง โดยคาดว่าประเทศซาอุดิอาระเบียซึ่งเป็นผู้นำกลุ่มจะยังคงการลดกำลังการผลิตที่ 1 ล้านบาร์เรลต่อวันต่อไปจนถึง ไตรมาส 2 หรือไตรมาส 3 ของปีหน้า ประกอบกับความเสี่ยงด้านอุปทานของสหรัฐอเมริกาที่อาจเกิดขึ้น จากฤดูพายุเฮอริเคน ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เพื่อพิจารณาแนวทางบรรเทาผลกระทบอันอาจเกิดขึ้นกับผู้ใช้ก๊าซ พบว่าในเดือนกันยายน 2566 ถึงเดือนพฤศจิกายน 2566 ราคา LPG ตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 52.22 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 9 จาก 567.28 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 619.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2566 ทั้งนี้ จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวลดลง ในขณะที่ค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.2267 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 26.6644 บาทต่อกิโลกรัม (741.51 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 26.8911 บาทต่อกิโลกรัม (755.16 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยเพิ่มขึ้นจาก 8.1335 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 8.3602 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 423 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 3 ธันวาคม 2566 มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 78,416 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 32,482 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 45,934 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,900 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,509 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายจ่าย 610 ล้านบาทต่อเดือน
4. เนื่องจากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงผันผวนอยู่ในระดับสูง ประกอบกับ ความต้องการใช้พลังงานของโลกที่เพิ่มขึ้นตามรอบฤดูกาลในช่วงไตรมาสสุดท้ายของปี ทำให้คาดว่าราคา ก๊าซ LPG จะปรับตัวสูงขึ้นตามราคาตลาดโลก ส่งผลให้ราคาสินค้าและบริการในประเทศมีแนวโน้มที่จะยังคงอยู่ในระดับสูงตามต้นทุนการผลิตที่เพิ่มขึ้น อันจะกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจของประเทศในระยะต่อไป ดังนั้น เพื่อช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนและการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจ ของประเทศ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567 ทั้งนี้ หากตรึงราคาดังกล่าว จะทำให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบอยู่ที่ประมาณ 47,764 ล้านบาท ณ วันที่ 31 มีนาคม 2567
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2567
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
เรื่องที่ 3 การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผนปฏิบัติการขับเคลื่อนวาระแห่งชาติ การแก้ไขปัญหามลพิษด้านฝุ่นละออง ซึ่งกำหนดมาตรการป้องกันและลดการเกิดมลพิษที่ต้นทาง รวมถึงการยกระดับมาตรฐานคุณภาพน้ำมันกลุ่มเบนซิน-แก๊สโซฮอล และน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว ให้เป็นไปตามมาตรฐานยูโร 5 (กำมะถันไม่สูงกว่า 10 มิลลิกรัมต่อกิโลกรัม) ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 เป็นต้นไป โดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดคุณภาพน้ำมันกลุ่มเบนซิน - แก๊สโซฮอล และน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว เป็นระดับยูโร 5 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2562 ครม. ได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ซึ่งเห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก โดย ธพ. ได้ออกประกาศกำหนดคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามมติ ครม. และมติ กพช. ออกเป็น 3 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 (หรือน้ำมันบี 7 มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมันบี 10 มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมันบี 20 มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 เป็นต้นไป อย่างไรก็ดี ธพ. ได้กำหนดแผนการบริหารจัดการชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซล เพื่อบริหารจัดการชนิดน้ำมัน ลดความสับสนของผู้บริโภค และลดต้นทุนการผลิตน้ำมัน โดยเบื้องต้นมีแผนให้ตั้งแต่ปี 2567 เป็นต้นไปกำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นเกรดพื้นฐาน เนื่องจากเป็นน้ำมันที่สามารถใช้กับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ได้ทุกรุ่นทุกยี่ห้อ และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือกสำหรับกลุ่มรถบรรทุกขนาดใหญ่โดยไม่อุดหนุนราคา ทั้งนี้ หากในอนาคตผู้ผลิตรถยนต์ มีการทดสอบหรือพัฒนาเทคโนโลยี และรับรองการใช้งานรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ร่วมกับน้ำมันที่มีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลมากขึ้น ก็จะปรับเพิ่มสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันเกรดพื้นฐานให้สอดคล้องกับเทคโนโลยียานยนต์ในอนาคตต่อไป โดยเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการปรับปรุงกฎหมายด้านคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง และการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 โดยที่ประชุมไม่มีข้อขัดข้องต่อแนวทางดำเนินการเพื่อบังคับใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมาตรฐานยูโร 5 การบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันดีเซล และร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ในการยกเลิกน้ำมันดีเซลบี 10
2. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้รับทราบ แนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยมอบหมาย ฝ่ายเลขานุการ กบง. ประสานกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) และกระทรวงการคลัง (กค.) พิจารณามาตรการบรรเทาผลกระทบในส่วนที่เกี่ยวข้อง จากการปรับมาตรฐานคุณภาพน้ำมันยูโร 4 เป็นมาตรฐานน้ำมันยูโร 5 เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมัน แล้วนำมาเสนอ กบง. พิจารณา รวมทั้งมอบหมายให้ ธพ. จัดส่งร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานพิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป โดย ทส. ได้มีหนังสือตอบกลับมายังฝ่ายเลขานุการฯ สรุปประเด็นได้ดังนี้ (1) องค์ประกอบของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องปรับปรุงมีเพียง 2 รายการ ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ปรับลดองค์ประกอบ 2 รายการ คือ ปริมาณกำมะถันจากไม่สูงกว่า 50 ppm เป็นไม่สูงกว่า 10 ppm และโพลีไซคลิก อะโรมาติก ไฮโดรคาร์บอน จากไม่สูงกว่าร้อยละ 11 โดยน้ำหนัก เป็นไม่สูงกว่าร้อยละ 8 โดยน้ำหนัก และน้ำมันกลุ่มเบนซิน - แก๊สโซฮอล ปรับลดปริมาณกำมะถันจากไม่สูงกว่า 50 ppm เป็นไม่สูงกว่า 10 ppm โดยจากการหารือกับกลุ่มโรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียมตั้งแต่ปี 2560 การปรับปรุงมาตรฐานน้ำมันยูโร 4 เป็นมาตรฐานน้ำมันยูโร 5 จะส่งผลต่อต้นทุนการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงประมาณ 0.50 บาทต่อลิตร และจากการศึกษาของสถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย (TDRI) ในปี 2563 พบว่าต้นทุนการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงจะเพิ่มขึ้นประมาณ 0.80 บาทต่อลิตร จากต้นทุนการปรับปรุงคุณภาพ ที่เพิ่มขึ้น ซึ่งราคาส่วนที่เพิ่มขึ้นเปรียบเสมือนการปรับเพิ่มของราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกแต่ละครั้งเท่านั้น (2) การปรับเปลี่ยนมาตรฐานการระบายมลพิษทางอากาศจากรถยนต์ให้เป็นไปตามมาตรฐานยูโร ๕ และมาตรฐานยูโร 6 จำเป็นต้องใช้ควบคู่กับมาตรฐานน้ำมันยูโร 5 เพราะปริมาณกำมะถันที่สูงเกิน 10 ppm จะทำให้อุปกรณ์บำบัดมลพิษในรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 และมาตรฐานยูโร 6 เสื่อมสภาพ เช่น Diesel Particulate Filter (DPF) และ Catalytic Converter เป็นต้น และเป็นสาเหตุที่ทำให้เกิดการปล่อยมลพิษสูงเกินเกณฑ์มาตรฐานที่กำหนด (3) การดำเนินการตามแผนปฏิบัติการขับเคลื่อนวาระแห่งชาติ การแก้ไขปัญหามลพิษ ด้านฝุ่นละออง กำหนดให้ควบคุมและลดการเกิดฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM 2.5) จากแหล่งกำเนิด โดยกำหนดให้บังคับใช้มาตรฐานน้ำมันยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 เป็นต้นไป จะทำให้การปล่อยฝุ่น PM 2.5 จากภาคการขนส่งลดลงร้อยละ 20 ถึงร้อยละ 24 ซึ่งจะช่วยลดผลกระทบต่อสุขภาพของประชาชน และจากการศึกษาของ TDRI พบว่าการปรับปรุงมาตรฐานน้ำมันยูโร 5 เป็นมาตรการที่มี Unit Cost Effectiveness Ratio ต่ำที่สุดในการช่วยลดฝุ่น PM 2.5 คือ อยู่ที่ 1,035,032 บาทต่อตัน ถึง 1,611,105 บาทต่อตัน เมื่อเปรียบเทียบกับมาตรการเปลี่ยนมาตรฐานรถยนต์ใหม่และการนำรถยนต์เก่าออกจากระบบ สำหรับต้นทุน ที่เกิดขึ้นกับผู้ใช้น้ำมันเชื้อเพลิงนั้นถือว่าเป็นไปตามหลักการผู้ก่อมลพิษเป็นผู้จ่าย (Polluters Pay Principle: PPP) ซึ่งเป็นเครื่องมือทางเศรษฐศาสตร์ที่ใช้เพื่อการปกป้องสิ่งแวดล้อมและสุขภาพอนามัยของประชาชนทุกคน
3. คณะกรรมการตรวจสอบมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงของกระทรวงพลังงาน ได้พิจารณามาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศต่างๆ รวมทั้งหลักเกณฑ์และเหตุผลที่แต่ละประเทศใช้ในการกำหนดมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละประเภทพบว่า ประเทศไทยไม่ได้มีมาตรฐานสูงกว่าที่แต่ละประเทศใช้กันหรือเกินความจำเป็น โดยข้อกำหนดส่วนใหญ่ทั้งน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลอยู่ในมาตรฐานใกล้เคียงกัน ทั้งนี้ ในส่วนของการบังคับใช้มาตรฐานน้ำมันยูโร 5 คณะกรรมการได้พิจารณาแล้วไม่มีข้อขัดข้องต่อการบังคับใช้น้ำมันยูโร 5 เนื่องจากมีข้อดีในเรื่องของการบรรเทาและแก้ไขปัญหามลพิษ PM 2.5 ลดผลกระทบต่อสุขภาพของประชาชน และเป็นน้ำมันที่ใช้ในรถยนต์มาตรฐานไอเสียยูโร 5 ซึ่งกระทรวงอุตสาหกรรมมีแผนจะเริ่มบังคับใช้พร้อมกัน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้เสนอร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... ต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงาน โดยที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบร่างประกาศ ตามที่ ธพ. เสนอ และต่อมาเมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2566 ธพ. ได้ประชุมร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน กรมควบคุมมลพิษ สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร สมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ สมาคมผู้ผลิตไบโอดีเซล และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรับฟังความคิดเห็นเกี่ยวกับการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งที่ประชุมเห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และลดชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567
4. แนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และการปรับลด ชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในวันที่ 1 พฤษภาคม 2567 มีกรอบดำเนินการ ดังนี้
4.1 แนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 ประกอบด้วย (1) การเตรียมการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 11 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 (สถานีบริการน้ำมัน) โดยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 สถานีบริการน้ำมันทยอยจำหน่ายน้ำมันกลุ่มเบนซิน - แก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมาตรฐานยูโร 4 ซึ่งผลิตก่อนวันที่ 1 มกราคม 2567 และเปลี่ยนผ่านคุณภาพน้ำมันที่จำหน่ายให้เป็นน้ำมันมาตรฐานยูโร 5 (2) ผ่อนผันให้คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันจำหน่ายน้ำมันกลุ่มเบนซิน - แก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมาตรฐานยูโร 4 คงค้าง (น้ำมันที่ผลิตก่อนวันที่ 1 มกราคม 2567) เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2567 ถึงเดือนเมษายน 2567 โดยสำหรับน้ำมันกลุ่มเบนซิน - แก๊สโซฮอล ผ่อนผันในข้อกำหนดเรื่องปริมาณกำมะถันสูงกว่า 10 มิลลิกรัมต่อกิโลกรัม แต่ไม่สูงกว่า 50 มิลลิกรัมต่อกิโลกรัม และสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ผ่อนผันในข้อกำหนดเรื่องปริมาณกำมะถันสูงกว่า 10 มิลลิกรัมต่อกิโลกรัม แต่ไม่สูงกว่า 50 มิลลิกรัมต่อกิโลกรัม และโพลีไซคลิก อะโรมาติก ไฮโดรคาร์บอน สูงกว่าร้อยละ 8 แต่ไม่สูงกว่าร้อยละ 11 โดยน้ำหนัก ทั้งนี้ สำหรับน้ำมันที่จัดเก็บในโรงกลั่นน้ำมันจะต้องเป็นไปตามมาตรฐานยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และ (3) การประชาสัมพันธ์ ธพ. จะประชาสัมพันธ์การใช้น้ำมันเชื้อเพลิงมาตรฐานยูโร 5 ในเดือนธันวาคม 2566 ดังนี้ 1) จัดทำประเด็นสื่อสารและเนื้อหาที่จะประชาสัมพันธ์การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 2) กลุ่มเป้าหมาย ได้แก่ ผู้ประกอบการน้ำมัน ประชาชน และสื่อมวลชน 3) กำหนดสื่อที่ใช้ และการผลิตสื่อประชาสัมพันธ์ คือ แผ่นพับ อินโฟกราฟิกส์ (Infographic) คลิปวีดิทัศน์ (Video Clip) ข่าวประชาสัมพันธ์ (Press Release) และการแถลงข่าว และ 4) เผยแพร่ประชาสัมพันธ์ผ่านสื่อประชาสัมพันธ์ในช่องทางต่างๆ เช่น สื่อสังคมออนไลน์ (Social Media) โทรทัศน์ วิทยุ และสิ่งพิมพ์
4.2 การกำหนดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลขั้นต่ำในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เนื่องจากปัจจุบันมีเพียงน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ที่ผู้ผลิตรถยนต์รับรองให้สามารถใช้กับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ได้ทุกรุ่น ทุกยี่ห้อ จึงจำเป็นต้องขยายระยะเวลาการกำหนดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลขั้นต่ำในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เท่ากับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 (ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 โดยปริมาตร) ออกไปอีก ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567 โดย ธพ. ดำเนินการออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567
4.3 แนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ประกอบด้วย (1) จัดทำร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... โดยยกเลิกมาตรฐานคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลร้อยละ 10 โดยปริมาตร (น้ำมันบี 10) และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วมี 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมันบี 7 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) กำหนดให้เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วชนิดพื้นฐานของประเทศ และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมันบี 20 ที่มีส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทางเลือก (2) การเตรียมการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 11 (สถานีบริการน้ำมัน) ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2567 สถานีบริการน้ำมันจำหน่ายน้ำมันในกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ธรรมดา (หรือน้ำมันบี 7) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (หรือน้ำมันบี 20) โดยในการดำเนินการ สถานีบริการน้ำมันจะต้องเปลี่ยนป้ายชื่อชนิดน้ำมันจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 จะต้องมีสัดส่วนผสมไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร และ (3) ระยะเวลาผ่อนผัน เนื่องจากจะมีการยกเลิกน้ำมันบี 10 ซึ่งมีสีม่วง คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันจึงจะมีการเปลี่ยนแปลงถังเก็บน้ำมันไปจัดเก็บน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) ซึ่งเป็นน้ำมันเกรดพื้นฐานตามประกาศฉบับใหม่แทน ซึ่งจะทำให้ในช่วงระยะเวลาที่มีการเปลี่ยนผ่านเกรดน้ำมัน น้ำมันดีเซล หมุนเร็วธรรมดา (น้ำมันบี 7) จะมีสีผิดเพี้ยนไปจากที่กำหนดให้ต้องเป็นสีเหลือง จึงเห็นสมควรผ่อนผันเรื่องสีเป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2567 ถึงเดือนกรกฎาคม 2567
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทั้งนี้ การดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวจะต้องไม่ส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมัน
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะ และคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. …. กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ ของกรดไขมันของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2567
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอแนวทางการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามข้อ 1 ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 แนวทางการพิจารณาอายุสัญญาการรับซื้อพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดผลกระทบค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นควรให้มีการออกระเบียบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมเป็นกรณีพิเศษสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เพื่อส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตร ก๊าซชีวภาพจากฟาร์มเลี้ยงสัตว์ เป็นเชื้อเพลิง โดยเฉพาะโครงการขนาดเล็ก ต่อมา เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2545 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก และได้มีมติเห็นชอบร่างระเบียบที่เกี่ยวข้องกับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ โดยเห็นควรให้เร่งจัดทำต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน VSPP ภายหลังจากคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าให้ความเห็นชอบต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 กพช. ได้พิจารณา เรื่อง การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยมีมติเห็นชอบร่างระเบียบที่เกี่ยวข้องกับการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ รวมทั้งมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายพิจารณาในรายละเอียดต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จ เพื่อเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า นอกจากนี้ ได้พิจารณา เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเห็นชอบให้ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคา ด้วยการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน
2. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนด Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา และกำหนด Adder แยกตามประเภทเชื้อเพลิง โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 และเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุน Adder ต่อมา เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุง Adder สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP สำหรับโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ ด้วยสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตที่อายุโครงการ 20 ปี และขยายระยะเวลาสนับสนุนโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ จาก 7 ปี เป็น 10 ปี นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ พร้อมทั้งเห็นชอบให้แก้ไขการกำหนดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ประเภท Non-Firm และ VSPP เป็นอายุสัญญา 5 ปี และต่อเนื่องโดยอัตโนมัติ เนื่องจากเดิมกำหนดอายุสัญญาไว้ 1 ปี และต่ออายุสัญญาเป็นปีๆ ทำให้ผู้ประกอบการประสบปัญหาไม่สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ได้ เนื่องจากไม่เชื่อถือว่าโครงการจะมีรายได้อย่างมั่นคง เพียงพอที่จะชำระเงินต้นและดอกเบี้ยทั้งนี้ เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 กพช. ได้มีมติเห็นควรให้ สนพ. ศึกษาทบทวนอัตรา Adder ให้สอดคล้องกับการพัฒนาของเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น และนำเสนอต่อ กพช. พิจารณา โดยเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการการดำเนินการสำหรับโครงการพลังงานหมุนเวียนตามมาตรการ Adder กรณียื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วรอการพิจารณา โดยเห็นควรปรับปรุงอัตรา Adder สำหรับผู้ประกอบการพลังงานแสงอาทิตย์ที่ยื่นคำร้องขายไฟฟ้าแล้วแต่ยังไม่ได้รับการพิจารณา รับซื้อไฟฟ้า ณ วันที่ กพช. มีมติเห็นชอบ ในอัตรา 6.50 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 10 ปี เนื่องจากต้นทุนโครงการลดลงมาก หากให้ Adder ที่อัตราเดิม 8 บาทต่อหน่วย ผู้ประกอบการจะได้รับผลตอบแทน ในเกณฑ์สูงและกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยรวม พร้อมทั้งได้เห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจากระบบ Adder เป็นระบบ Feed-in Tariff (FiT) เนื่องจากมีความเป็นธรรม ต่อผู้ใช้ไฟมากกว่า กล่าวคือทำให้จำนวนเงินสนับสนุนไม่เพิ่มขึ้นตามค่าไฟฐานและอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นในอนาคต โดยให้ทบทวนรูปแบบและอัตราการส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนทุกปี และประกาศรับซื้อเป็นรอบๆ และต่อมา เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้พิจารณา เรื่อง อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2558 (ไม่รวมพลังงานแสงอาทิตย์) โดยมีมติเห็นชอบ ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการประกาศหยุดรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ Adder โดยให้ มีผลถัดจากวันที่ กพช. มีมติ และเห็นชอบแนวทางการดำเนินการในช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบ Adder เป็น FiT
3. ตามที่กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ผ่านมาตรการ Adder ตั้งแต่ปี 2547 จนถึงปัจจุบัน มีโรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder จำนวน 576 สัญญา กำลังผลิตตามสัญญา 4,844.75 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ พบปัญหาจากการดำเนินการที่ผ่านมา ดังนี้ (1) ผู้ประกอบการ โรงไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุน Adder ได้รับคืนเงินลงทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมในช่วงระยะเวลา 20 ปี ตามสมมติฐานการวิเคราะห์ต้นทุนการผลิตตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดให้สามารถต่ออายุสัญญาออกไปได้ครั้งละ 5 ปี โดยไม่มีระยะเวลาสิ้นสุดแม้จะหมดระยะเวลาที่ได้รับ Adder 7 ปี หรือ 10 ปี ตามประเภทเชื้อเพลิงไปแล้ว ดังจะเห็นได้จากต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non-Fim ในรูปแบบ Adder กำหนดให้ 1) SPP มีระยะเวลาสัญญา 5 ปี และสามารถต่อสัญญาได้โดยการแสดงเจตนาฝ่ายเดียว เป็นหนังสือแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบก่อนครบกำหนดอายุสัญญา และให้สัญญามีอายุต่อไปอีกคราวละ 5 ปี ในส่วนของเหตุแห่งการสิ้นสุดสัญญากำหนดไว้ในกรณีคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญาได้ และ 2) VSPP มีระยะเวลาสัญญา 5 ปี และต่อเนื่องครั้งละ 5 ปี โดยอัตโนมัติ และให้มีผลใช้บังคับจนกว่าจะมีการยุติสัญญาตามที่กำหนดไว้ คือ ผู้ผลิตไฟฟ้ายื่นหนังสือเป็นลายลักษณ์อักษรถึงการไฟฟ้าแสดงความประสงค์ ที่จะยุติการซื้อขายไฟฟ้าโดยการเลิกสัญญา และหากคู่สัญญาฝ่ายหนึ่งฝ่ายใดไม่ปฏิบัติตามสัญญาข้อหนึ่งข้อใด ให้อีกฝ่ายหนึ่งทำหนังสือแจ้งให้ฝ่ายนั้นดำเนินการแก้ไข หากไม่แก้ไขให้อีกฝ่ายหนึ่งมีสิทธิบอกเลิกสัญญานี้ได้ และ (2) อัตรารับซื้อไฟฟ้าหลังสิ้นสุดการได้รับ Adder จะเป็นอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยทุกแรงดันที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย หรืออัตราค่าพลังงานไฟฟ้าขายส่ง ณ ระดับแรงดัน 11 กิโลโวลต์ ถึง 33 กิโลโวลต์ ที่ กฟผ. ขายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมกับค่าไฟฟ้า Ft ขายส่งเฉลี่ย ขึ้นอยู่กับประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าระหว่างอัตราปกติ หรืออัตรา TOU ซึ่งอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ได้รับนั้นสูงกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ที่ภาครัฐรับซื้ออยู่ในปัจจุบันเป็นอย่างมาก ส่งผลให้การไฟฟ้ายังคงมีภาระที่ต้องรับซื้อไฟฟ้าต่อไปและส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดยรวม
4. สนพ. กระทรวงพลังงาน ในฐานะหน่วยงานภาครัฐมีหน้าที่เสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศได้พิจารณาแล้วเห็นว่า การสิ้นสุดอายุสัญญาสำหรับประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ที่ไม่ได้มีการระบุระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งต่างจากการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในระบบ FiT ที่มีการระบุระยะเวลาสิ้นสุดของอายุสัญญา 20 ปี ถึง 25 ปี ส่งผลให้ภาครัฐต้องรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโดยไม่มีการสิ้นสุดระยะเวลารับซื้อ ก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนราคาค่าไฟฟ้าของประเทศ รวมทั้งไม่เป็นการส่งเสริมการพัฒนาด้านเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนใหม่ ในปัจจุบันที่มีประสิทธิภาพสูงกว่าและมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่า ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานอยู่ระหว่าง การรวบรวมข้อมูลที่เกี่ยวข้องกับการทบทวนแนวทางบริหารจัดการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน เพื่อนำมาประกอบการพิจารณาด้านนโยบาย แต่เนื่องจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทสัญญา Non-Firm รูปแบบ Adder มีผลบังคับใช้ระหว่างคู่สัญญาที่เป็นหน่วยงานภาครัฐกับเอกชน จึงเป็นสัญญาทางปกครอง กรณีมีการเปลี่ยนแปลงเงื่อนไขระยะเวลาการสิ้นสุดของสัญญาหรือการบอกเลิกสัญญาอาจมีประเด็นปัญหาข้อกฎหมาย และเกิดความไม่ชัดเจนในทางปฏิบัติเกิดขึ้นได้
5. กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) เพื่อขอหารือในประเด็น ดังนี้ (1) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจาก SPP และ VSPP ประเภทสัญญา Non-Firm ในรูปแบบ Adder ซึ่งระบุเงื่อนไขให้คู่สัญญาเอกชนสามารถต่อสัญญาได้อย่างต่อเนื่อง ไม่มีการระบุเวลาสิ้นสุดของสัญญา หากคู่สัญญาภาครัฐต้องผูกพันกับสัญญาตามเงื่อนไขข้อสัญญา โดยมีอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าที่การไฟฟ้าจะรับซื้อเท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย ในขณะที่ปัจจุบันต้นทุนพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียนอยู่ในระดับต่ำกว่าอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมกับ Ft ขายส่งเฉลี่ย จะก่อให้เกิดภาระผูกพันในการรับซื้อและถูกส่งผ่านเป็นต้นทุนไฟฟ้าของประเทศ ทั้งนี้ หากภาครัฐมีนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะ แต่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่เป็นคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้ไขสัญญาในส่วนของอัตรารับซื้อไฟฟ้าให้เป็นไปตามนโยบายรัฐที่เปลี่ยนแปลงไป ภาครัฐสามารถใช้สิทธิตามสัญญาหรือตามกฎหมายใดแจ้งไม่ต่อสัญญาหรือบอกเลิกสัญญาฝ่ายเดียวได้หรือไม่ เนื่องจากสัญญาดังกล่าวเป็นสัญญาทางปกครอง ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ และ (2) กรณีที่ภาครัฐมีนโยบายให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าต้องมีกำหนดระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาที่ชัดเจน แต่เอกชนคู่สัญญาไม่ยินยอมตกลงแก้สัญญาให้มีระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญา ภาครัฐมีอำนาจบังคับให้มีการ แก้ไขสัญญาในเรื่องระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาได้หรือไม่ หากภาครัฐไม่สามารถดำเนินการได้ ภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการอย่างไรเพื่อให้กรณีดังกล่าวเกิดประโยชน์สูงสุดแก่สาธารณะ ทั้งนี้ อส. ได้ให้ความเห็นในกรณีดังกล่าวว่า ภาครัฐจะมีวิธีการดำเนินการเป็นอย่างไรนั้น เป็นข้อหารือที่มิใช่กรณีที่ปรากฏข้อเท็จจริงขึ้นแน่นอนและเป็นที่ยุติแล้ว กระทรวงพลังงานชอบที่จะเสนอประเด็นการเปลี่ยนแปลงอัตราการรับซื้อไฟฟ้าและการกำหนดกรอบระยะเวลาสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทดังกล่าวไปยัง กพช. เพื่อพิจารณาให้เป็นที่ยุติก่อน
6. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2565 กกพ. ได้ประชุมพิจารณาแล้วเห็นว่า สัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค เป็นหน่วยงานของรัฐและโรงไฟฟ้า SPP และ VSPP มีการกำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า เงื่อนไข อายุสัญญา หรือบทปรับระหว่างคู่สัญญาไว้ ซึ่งภาครัฐสามารถพิจารณากำหนดแนวนโยบายเปลี่ยนแปลงอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพื่อประโยชน์สาธารณะได้ ทั้งนี้ ตามสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงโดยเฉพาะอย่างยิ่งอัตรา Adder หรือ FiT เนื่องจากเงื่อนไขของสัญญาในส่วนที่เกี่ยวกับอัตรารับซื้อที่ส่งผลกระทบโดยตรงต่ออัตราค่าบริการอันเป็นลักษณะการอุดหนุนเชิงนโยบาย (PE) ดังนั้น อัตราการรับซื้อใหม่ ที่พ้นจากกำหนดเวลาเดิมที่ กพช. อนุมัติไว้ จึงต้องอยู่ในกำกับดูแลของภาครัฐ มิใช่สัญญาทางพาณิชย์ทั่วไป นอกจากนี้ เห็นควรให้มีการกำหนดเป็นกรอบนโยบายระบุระยะเวลาสิ้นสุดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้าด้วย โดยอาจพิจารณาอ้างอิงรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบ FiT เช่น 25 ปี สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีต้นทุนค่าเชื้อเพลิง เป็นต้น และมอบหมายให้การไฟฟ้าในฐานะคู่สัญญาเจรจากับ SPP หรือ VSPP เพื่อแก้ไขสัญญากันต่อไป โดยปัจจุบัน อยู่ระหว่างการเจรจรากับคู่สัญญาและยังไม่มีข้อยุติ
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน หารือกับสำนักงานอัยการสูงสุด และ/หรือหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง ในการหาแนวทางการกำหนดการสิ้นสุดของอายุสัญญาโรงไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภท Non-Firm ในรูปแบบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ให้ได้ข้อยุติ และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 มาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ปี 2565 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ติดตาม การดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ และรายงาน กพช. ทราบ โดย กพช. ได้รับทราบผลการดำเนินมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ในปี 2565 ที่ได้ก่อให้เกิดผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) เปรียบเทียบกับกรณีไม่มีการดำเนินมาตรการเพื่อลดการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวแบบตลาดจร (Spot LNG) รวมประมาณ 78,969 ล้านบาท และเมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. ได้รับทราบการทบทวนแผนการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยให้คณะอนุกรรมการฯ สามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ รวมทั้งให้ติดตามการดำเนินงาน ตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ และรายงาน กบง. ทราบด้วย
2. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2566 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ ช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนสิงหาคม 2566 เพื่อลดการนำเข้า Spot LNG ที่มี ราคาสูง ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ผลการดำเนินงานช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 คือ 615.1 ล้านลิตร (2) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงาน 1,393.20 กิกะวัตต์ชั่วโมง (GWh) (3) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงาน 363.67 GWh (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. ผลการดำเนินงาน 211.76 GWh (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) (โครงการเทินหินบุน) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงานระหว่างเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนพฤษภาคม 2566 คือ 11.181 GWh (6) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ผลการดำเนินงานช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 คือ 220.271 GWh (7) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม (โรงงานและอาคารควบคุม ทั้งในขอบข่ายและนอกขอบข่าย) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ผลการดำเนินงาน 540.98 GWh (8) การจัดหาก๊าซในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ผลการดำเนินงาน เฉลี่ยต่อเดือนประมาณ 149 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) และ (9) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ผลการดำเนินงานช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 คือ 144,651 ตันเทียบเท่า LNG
3. จากมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 ซึ่งมอบหมายให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเทินหินบุน เพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ จากกำลังผลิตไฟฟ้าเดิม 440 เมกะวัตต์ ตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม กฟผ. ได้ดำเนินการลงนามในหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าร่วมกับ Theun-Hinboun Power Company (THPC) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ ตั้งแต่วันที่ 5 ธันวาคม 2565 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 ต่อมา เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2566 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาข้อมูลที่ กฟผ. นำเสนอต้นทุนในการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุน ซึ่งอยู่ที่ประมาณ 1.85 บาทต่อหน่วย ต่ำกว่าแนวโน้มต้นทุนเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Spot LNG ที่มีระดับราคาสูงกว่า 3 บาทต่อหน่วย และได้มีมติเห็นชอบให้ดำเนินมาตรการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป.ลาว ซึ่งได้สิ้นสุดระยะเวลาดำเนินการไปเมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 โดยมอบหมายให้ กฟผ. พิจารณาจัดทำรายละเอียดข้อเสนอมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี เพื่อเป็นส่วนหนึ่งของมาตรการลดการพึ่งพาการนำเข้า Spot LNG ซึ่งยังมีความเสี่ยงจากแนวโน้มราคาที่ผันผวนและอาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประเทศไทยในช่วงปี 2566 ถึงปี 2567 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำรายละเอียดที่ กฟผ. จัดทำเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป
4. เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2566 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอมาตรการ ขยายเวลารับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลาที่ กฟผ. พิจารณา โดยแจ้งว่า กฟผ. ได้รับหนังสือจากบริษัท Theun-Hinboun Power เสนอให้ กฟผ. ขยายเวลาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติมจำนวน 20 เมกะวัตต์ เป็นระยะเวลา 1 ปี ได้ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติม จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2567 หรือช่วงเวลา ที่ กฟผ. พิจารณา โดยเสนอให้ใช้อัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงเงื่อนไขการซื้อขายไฟฟ้าต่างๆ ตามเงื่อนไขที่กำหนด ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) และหนังสือแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายระหว่าง กฟผ. และ THPC ปัจจุบัน โดย กฟผ. พิจารณาเปรียบเทียบต้นทุนค่าผลิตไฟฟ้าของหน่วยสุดท้าย (Short Run Marginal Cost) ณ เดือนกันยายน 2566 ช่วง Peak เท่ากับ 3.372 บาทต่อหน่วย และช่วง Off-Peak เท่ากับ 3.317 บาท ต่อหน่วย ซึ่งเป็นต้นทุนที่สูงหากเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าของ THPC ที่มีราคาประมาณ 1.85 บาท ต่อหน่วย ดังนั้น การขยายเวลารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จะช่วยลดต้นทุน การผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูงได้
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานสำหรับช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนสิงหาคม 2566
2. เห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี จำนวน 20 เมกะวัตต์ โดยนับจากวันลงนามข้อตกลงเพิ่มเติมเป็นระยะเวลา 1 ปี ทั้งนี้ ไม่เกินกว่าวันที่ 31 ธันวาคม 2567 ในอัตราค่าไฟฟ้าไม่มากกว่าสัญญาเดิม เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและบรรเทาสถานการณ์ราคาพลังงานที่อยู่ในระดับสูง โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการจัดทำข้อตกลงเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมดังกล่าว
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบมาตรการการรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทินหินบุนเพิ่มเติม ระยะสั้น 1 ปี ต่อไป
เรื่องที่ 6 การทบทวนคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. ในช่วงปี 2562 ถึงปี 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อช่วยขับเคลื่อนการดำเนินงานตามนโยบาย แผนงาน และมาตรการด้านพลังงาน ทั้งสิ้น 13 คณะ ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (2) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศ (3) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (4) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษา แนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) (5) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (6) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ (7) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล (8) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (9) คณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (10) คณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด (11) คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (12) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน และ (13) คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2. เมื่อวันที่ 4 กรกฎาคม 2566 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะ ฝ่ายเลขานุการ กบง. ได้มีหนังสือถึงหน่วยงานที่ปฏิบัติหน้าที่ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการทั้ง 13 คณะ ได้แก่ สนพ. สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) เพื่อพิจารณาทบทวนสถานะ ความจำเป็น และหน้าที่และอำนาจของคณะอนุกรรมการ เพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณา โดยสามารถสรุปผล การพิจารณาได้เป็น 4 กลุ่ม ดังนี้
2.1 กลุ่มที่ 1 เห็นสมควรให้ยกเลิกคณะอนุกรรมการ จำนวน 7 คณะ เนื่องจากภารกิจ เสร็จสิ้น และไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในปัจจุบัน ได้แก่ (1) คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (2) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล (3) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (4) คณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (5) คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (6) คณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด และ (7) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคี ด้านพลังงานกับต่างประเทศ
2.2 กลุ่มที่ 2 เห็นสมควรให้คณะอนุกรรมการคงอยู่ต่อไป จำนวน 3 คณะ เนื่องจาก มีภารกิจที่ต้องดำเนินการต่อเนื่อง ได้แก่ (1) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ด้านพลังงาน (2) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน และ (3) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid)
2.3 กลุ่มที่ 3 เห็นสมควรให้คณะอนุกรรมการคงอยู่ต่อไป แต่ขอปรับปรุงองค์ประกอบ และ/หรือหน้าที่และอำนาจของคณะอนุกรรมการ จำนวน 3 คณะ ได้แก่ (1) คณะอนุกรรมการพยากรณ์ และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ปรับปรุงองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการซึ่งรวมถึง การปรับสถาบันวิจัยเพื่อการพัฒนาประเทศไทย (TDRI) ออกจากองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการ เนื่องจาก TDRI ได้มีหนังสือที่ PO/2563/007 ลงวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 แจ้งว่า ไม่มีผู้แทนเข้าร่วม เป็นคณะอนุกรรมการ และไม่มีการเข้าร่วมประชุมตั้งแต่ปี 2563 ส่งผลให้องค์ประกอบของคณะอนุกรรมการไม่ครบองค์ประกอบ ทั้งนี้ จะนำเสนอร่างคำสั่งต่อ กบง. ในการประชุมครั้งถัดไป (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน ปรับปรุงหน้าที่และอำนาจของคณะอนุกรรมการ ข้อ 7 จากเดิม กำกับ ติดตามการดำเนินงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อรายงานผลการปฏิบัติงานทุก 3 เดือน ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทราบ ปรับปรุงเป็น ติดตามและรายงานผลการกำหนดและปรับปรุงมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทราบ ทั้งนี้ จะนำเสนอร่างคำสั่งต่อ กบง. ในการประชุมครั้งถัดไป และ (3) คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ปรับปรุงคำสั่งของคณะอนุกรรมการ โดยการรวมหน้าที่และอำนาจของ 2 คำสั่ง คือ คำสั่ง กบง. ที่ 2/2563 ลงวันที่ 27 พฤศจิกายน 2563 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ และคำสั่ง กบง. ที่ 1/2564 ลงวันที่ 27 เมษายน 2564 เรื่อง เพิ่มเติมหน้าที่และอำนาจของคณะอนุกรรมการฯ ไว้เป็นคำสั่งเดียวกัน โดยปรับปรุงองค์ประกอบของคณะอนุกรรมการเนื่องจากมีการเปลี่ยนแปลงผู้แทนของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รวมทั้งปรับปรุงหน้าที่และอำนาจของคณะอนุกรรมการ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในปัจจุบัน ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอขอความเห็นชอบร่างคำสั่งต่อ กบง. ในครั้งนี้
2.4 กลุ่มที่ 4 เห็นสมควรให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพิ่มเติม จำนวน 1 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการพิจารณา เร่งรัด และติดตามการดำเนินงานตามแนวนโยบายการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้า ที่ดำเนินการโดยภาครัฐ เนื่องจากตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 ได้มีมติเห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กฟผ. และ ปตท. ดำเนินการดังนี้ (1) ให้ กฟผ. แบ่งแยกบัญชีของกิจการผลิตไฟฟ้า กิจการระบบส่ง และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า พร้อมทั้งแยกบัญชีของโรงไฟฟ้าแต่ละแห่งอย่างชัดเจน (2) ให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างสายงานผลิตไฟฟ้าและสายงานระบบส่ง (Internal PPA) สำหรับโรงไฟฟ้าเก่าและโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. (3) ให้ กฟผ. จัดทำสัญญา Internal PPA สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. เช่นเดียวกับสำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของเอกชน (4) ให้ กฟผ. ดำเนินการแยกศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) เป็นนิติบุคคลใหม่ที่เป็นอิสระจากกิจการผลิตไฟฟ้า และให้ ปตท. ดำเนินการจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) และ (5) ให้ กกพ. กำกับดูแล การดำเนินงานให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน โดยต่อมา เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2566 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือถึง สนพ. แจ้งว่า กฟผ. ได้แจ้งการดำเนินการตามแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐตามมติ กพช. และได้เสนอขอให้ทบทวนมติ กพช. เนื่องจากการดำเนินการแยกศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าออกจาก กฟผ. มีแนวโน้มใช้เวลาดำเนินการมากกว่า 6 เดือน รวมทั้งเสนอให้มีการตั้งคณะทำงานเพื่อดำเนินการ โดย กกพ. ได้พิจารณาการดำเนินการของ กฟผ. แล้ว มีความเห็นว่า กกพ. มีการกำกับดูแลการปฏิบัติหน้าที่ของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าของ กฟผ. เพื่อให้เกิดความเป็นธรรม โปร่งใส และเป็นประโยชน์อย่างต่อเนื่อง ผ่านระเบียบ กกพ. ว่าด้วยมาตรฐานคุณภาพการให้บริการตามประเภทใบอนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้าแล้ว การแยกศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าออกจาก กฟผ. รวมถึงการเสนอทบทวนมติ กพช. เพื่อขยายระยะเวลาดำเนินการ และการแต่งตั้งคณะทำงานเพื่อดำเนินการนั้น เป็นหน้าที่ของหน่วยงานปฏิบัติและหน่วยงานนโยบายที่ควรร่วมกันดำเนินการตามมติ กพช. ซึ่งอยู่นอกเหนืออำนาจหน้าที่ของ กกพ. ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณา เร่งรัด และติดตาม การดำเนินงานตามแนวนโยบายการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ เพื่อให้การกำกับดูแล การผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐเป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 และได้เสนอ ขอความเห็นชอบร่างคำสั่งต่อ กบง. ในครั้งนี้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ยกเลิกคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จำนวน 7 คณะ ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับการปฏิบัติงานภายใต้ร่างพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 (2) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการเชื้อเพลิงเอทานอลและไบโอดีเซล (3) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ (4) คณะอนุกรรมการสนับสนุนการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (5) คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วน การผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (6) คณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด และ (7) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ
2. เห็นชอบคงเดิมคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 3 คณะ ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (2) คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน และ (3) คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid)
3. เห็นชอบร่างคำสั่งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 2 คณะ ดังนี้ (1) ปรับปรุงองค์ประกอบ หน้าที่และอำนาจ ของคณะอนุกรรมการ จำนวน 1 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และ (2) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพิ่มเติม จำนวน 1 คณะ ได้แก่ คณะอนุกรรมการพิจารณา เร่งรัด และติดตามการดำเนินงานตามแนวนโยบายการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้า ที่ดำเนินการโดยภาครัฐ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานลงนามในคำสั่งแต่งตั้งต่อไป
4. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงองค์ประกอบ หน้าที่และอำนาจ ของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 2 คณะ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์และบริบทในปัจจุบัน และนำมาเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป ดังนี้ (1) คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ และ (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน
5. เห็นชอบให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานมีอำนาจพิจารณาทบทวนปรับปรุงองค์ประกอบ หน้าที่และอำนาจ ของคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ได้ โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอต่อ กบง. อีก
กบง.ครั้งที่ 6/2566 (ครั้งที่ 62) วันอังคารที่ 17 ตุลาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2566 (ครั้งที่ 62)
วันอังคารที่ 17 ตุลาคม 2566
1. การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผนปฏิบัติการขับเคลื่อนวาระแห่งชาติ การแก้ไขปัญหามลพิษด้านฝุ่นละออง ซึ่งกำหนดมาตรการป้องกันและลดการเกิดมลพิษที่ต้นทาง รวมถึงการยกระดับมาตรฐานคุณภาพน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล และน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว ให้เป็นไปตามมาตรฐานยูโร 5 (กำมะถันไม่สูงกว่า 10 มิลลิกรัมต่อกิโลกรัม) โดยกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดคุณภาพน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล และน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว เป็นระดับยูโร 5 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 เป็นต้นไป นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2562 ครม. ได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 เรื่อง แนวทาง การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ซึ่งเห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือก โดย ธพ. ได้ออกประกาศกำหนดคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วออกเป็น 3 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 (มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร) น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 (มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่า ร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร) อย่างไรก็ดี ธพ. ได้กำหนดแผนการบริหารจัดการชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลในร่างแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง (Oil plan) พ.ศ. 2566 – 2580 โดยมีแผนให้ตั้งแต่ ปี 2567 เป็นต้นไปกำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดเดียว ซึ่งเบื้องต้นกำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 7 เป็นเกรดพื้นฐาน เนื่องจากเป็นน้ำมันที่สามารถใช้กับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 ได้ทุกรุ่นทุกยี่ห้อ และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นทางเลือกสำหรับ Fleet โดยไม่อุดหนุนราคา
2. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2566 ธพ. ได้ประชุมหารือเกี่ยวกับการปรับปรุงกฎหมายด้านคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง และการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 ร่วมกับผู้ค้าน้ำมัน โรงกลั่นน้ำมัน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง โดยกำหนดแผนการดำเนินการเพื่อบังคับใช้น้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล และน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วมาตรฐานยูโร 5 และการบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มน้ำมันดีเซล ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 ดังนี้
2.1 การกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันในกลุ่มดีเซล ตามร่างแผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง (Oil plan) โดย ธพ. จะจัดทำร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... โดยยกเลิกมาตรฐานคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 และกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วมี 2 ประเภท ได้แก่ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (หรือน้ำมันดีเซลบี 7) กำหนดให้เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐานของประเทศ และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทางเลือก
2.2 การเตรียมการของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 11 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 (สถานีบริการน้ำมัน) ดังนี้ (1) การเตรียมการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงยูโร 5 โดยให้สถานีบริการน้ำมัน ทยอยจำหน่ายน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล และน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว มาตรฐานยูโร 4 ซึ่งผลิตก่อนวันที่ 1 มกราคม 2567 และเปลี่ยนผ่านคุณภาพน้ำมันที่จำหน่ายให้เป็นน้ำมันยูโร 5 และ (2) การเตรียมการบริหารจัดการชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว โดยให้สถานีบริการน้ำมันเปลี่ยนป้ายชื่อชนิดน้ำมัน จากน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 7 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 คงค้าง (น้ำมันที่ผลิตก่อนวันที่ 1 มกราคม 2567) ให้ติดป้ายชื่อกำกับว่าเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซลร้อยละ 6.6 – ร้อยละ 10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 จะต้องมีสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567
2.3 ระยะเวลาผ่อนผัน 3 เดือน ในช่วงเดือนมกราคม 2567 – เดือนมีนาคม 2567 ดังนี้ (1) การจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงยูโร 5 ผ่อนผันให้คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันจำหน่ายน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล และน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว มาตรฐานยูโร 4 คงค้าง (น้ำมันที่ผลิตก่อนวันที่ 1 มกราคม 2567) โดยสำหรับน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ผ่อนผันในข้อกำหนดเรื่องปริมาณกำมะถันสูงกว่า 10 แต่ไม่สูงกว่า 50 มิลลิกรัมต่อกิโลกรัม และสำหรับน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว ผ่อนผันในข้อกำหนดเรื่องปริมาณกำมะถัน สูงกว่า 10 แต่ไม่สูงกว่า 50 มิลลิกรัมต่อกิโลกรัม และโพลีไซคลิก อะโรมาติก ไฮโดรคาร์บอน สูงกว่าร้อยละ 8 แต่ไม่สูงกว่าร้อยละ 11 โดยน้ำหนัก ทั้งนี้ สำหรับน้ำมันที่จัดเก็บในโรงกลั่นน้ำมันจะต้องเป็นไปตามมาตรฐาน ยูโร 5 ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2567 และ (2) การบริหารจัดการชนิดน้ำมันในกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว ดำเนินการดังนี้ (2.1) ผ่อนผันให้สถานีบริการน้ำมันสามารถจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 20 ที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร คงค้าง ซึ่งเป็นน้ำมันที่ผลิตก่อนวันที่ 1 มกราคม 2567 (2.2) ผ่อนผันให้สถานีบริการน้ำมันสามารถจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี10) ที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซลไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร คงค้าง ซึ่งเป็นน้ำมันที่ผลิตก่อน วันที่ 1 มกราคม 2567 โดยติดป้ายชื่อกำกับว่าเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซลร้อยละ 6.6 – ร้อยละ 10 และ (2.3) ผ่อนผันเรื่องสีของน้ำมัน เป็นระยะเวลา 3 เดือน เนื่องจากจะมีการยกเลิกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี10) ซึ่งมีสีม่วง ดังนั้น คลังน้ำมันและสถานีบริการน้ำมันจะเปลี่ยนไปจัดเก็บน้ำมันดีเซล หมุนเร็วธรรมดา (บี7) ซึ่งเป็นน้ำมันเกรดพื้นฐานตามประกาศฉบับใหม่แทน ทำให้ในช่วงระยะเวลาที่มี การเปลี่ยนผ่านเกรดน้ำมัน น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี7) จะมีสีผิดเพี้ยนไปจากที่กำหนดให้ต้องเป็นสีเหลือง อย่างไรก็ดี ตามที่ ธพ. กำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันที่ไม่สามารถดำเนินการดังกล่าวได้ทันภายในระยะเวลาการผ่อนผัน 3 เดือน แจ้งแผนการดำเนินการเปลี่ยนคุณภาพน้ำมันที่สถานีบริการน้ำมันต่อ ธพ. ภายในวันที่ 3 ตุลาคม 2566 พบว่ามีผู้ค้าน้ำมันจำนวน 2 ราย ได้แจ้งเหตุผลความจำเป็นต่อ ธพ. ว่าเนื่องจากมีจำนวนสถานีบริการที่ต้องบริหารจัดการจำนวนมาก ประกอบกับปัจจัยด้านเศรษฐกิจที่ทำให้การจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงบางชนิดเป็นไปได้ช้า ส่งผลให้การหมุนเวียนน้ำมันเชื้อเพลิงในสถานีบริการน้ำมันต้องใช้ระยะเวลานานกว่าปกติ จึงทำให้ไม่สามารถดำเนินการปรับเปลี่ยนคุณภาพน้ำมันในสถานีบริการบางพื้นที่ได้ทันภายในระยะเวลากำหนด ซึ่ง ธพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าปริมาณการจำหน่ายน้ำมันของสถานีบริการที่คาดว่าจะดำเนินการไม่ทันระยะเวลาการผ่อนผันมีประมาณร้อยละ 11.7 ของปริมาณน้ำมันในสถานีบริการทั่วประเทศ จึงเห็นควรให้คงระยะเวลาการผ่อนผัน 3 เดือน ตามมติที่ประชุม และขยายระยะเวลาการผ่อนผันให้ผู้ค้าน้ำมันในบางพื้นที่ที่ไม่สามารถดำเนินการได้ทันต่อไปอีกไม่เกิน 1 เดือน โดยให้ผู้ค้าน้ำมันส่งหนังสือขอขยายระยะเวลาการผ่อนผันถึง ธพ. เพื่อพิจารณา
2.4 การประชาสัมพันธ์ ในช่วงเดือนตุลาคม 2566 – เดือนธันวาคม 2566 โดยมีแนวทาง ดังนี้ (1) กำหนดประเด็นสื่อสารและเนื้อหาที่จะประชาสัมพันธ์ คือ การบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการลดหัวจ่ายน้ำมันดีเซล (2) กลุ่มเป้าหมาย ได้แก่ ผู้ประกอบการน้ำมัน ประชาชน และสื่อมวลชน (3) กำหนด สื่อที่ใช้ และการผลิตสื่อประชาสัมพันธ์ คือ แผ่นพับ อินโฟกราฟิกส์ (Infographic) คลิปวีดิทัศน์ (Video Clip) ข่าวประชาสัมพันธ์ (Press Release หรือ Scoop News) และการแถลงข่าว และ (4) เผยแพร่ประชาสัมพันธ์ผ่านสื่อประชาสัมพันธ์ในช่องทางต่างๆ เช่น สื่อสังคมออนไลน์ (Social Media) โทรทัศน์ วิทยุ และสิ่งพิมพ์
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการบังคับใช้น้ำมันมาตรฐานยูโร 5 และการปรับลดชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
2. มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ ประสานกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และกระทรวงการคลัง พิจารณามาตรการบรรเทาผลกระทบในส่วนที่เกี่ยวข้อง จากการปรับมาตรฐานคุณภาพน้ำมันยูโร 4 เป็นมาตรฐานน้ำมันยูโร 5 เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อราคาน้ำมัน แล้วนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
3. มอบหมายกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จัดส่งร่างประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. .... เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานพิจารณา ก่อนนำมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิต และผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว ซึ่งตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 จนถึงปัจจุบันกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 72 ฉบับ (72 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards : HEPS) นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards : MEPS) นำมาจัดทำเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ประกาศบังคับใช้ต่อไป
2. ปัจจุบันคณะรัฐมนตรีเห็นชอบและได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 38 ฉบับ (38 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งการออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือออกกฎกระทรวงกำหนดวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะเป็นมาตรฐานอ้างอิงสำหรับผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ของตนเอง ซึ่งหากเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงาน เป็นไปตามกฎกระทรวงดังกล่าวจะมีสิทธิได้รับการส่งเสริมโดยใช้มาตรการการติดฉลาก กฎกระทรวงดังกล่าว จะนำมาใช้เป็นเกณฑ์มาตรฐานในการดำเนินการติดฉลากประหยัดพลังงานประสิทธิภาพสูง ซึ่งดำเนินการ โดย พพ. ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ และฉลากประหยัดไฟฟ้า เบอร์ 5 ซึ่งดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2554 พพ. ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจ เรื่อง ความร่วมมือด้านการกำหนดมาตรฐาน กับ สมอ. โดยมีกรอบความมือให้ พพ. กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำตามแผนและกระบวนการที่ พพ. และ สมอ. ดำเนินการร่วมกัน และ พพ. จะศึกษาค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำให้ สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. และลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 29 ฉบับ ในจำนวนนี้เป็นมาตรฐานบังคับ 5 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 24 ฉบับ ซึ่งการดำเนินการดังกล่าวส่งผลให้มี การใช้เครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูงมากขึ้น และเป็นการกีดกันการใช้เครื่องจักรวัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานต่ำ ทำให้มีศักยภาพการประหยัดพลังงานของประเทศมากขึ้น
3. พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (ร่างกฎกระทรวงฯ) และร่าง มอก. โดยดำเนินการสำรวจข้อมูลในด้านต่างๆ เช่น จำนวน รุ่น ปริมาณการใช้พลังงาน เพื่อกำหนดกลุ่มและจำนวนตัวอย่างที่ต้องสุ่มทดสอบ รวมถึงแนวทางการหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน วิธีมาตรฐานการทดสอบ และอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง แล้วจึงทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ประมวลผลการทดสอบตามหลักสถิติ โดยกำหนดให้ผลิตภัณฑ์ที่ผ่านเกณฑ์ HEPS ประมาณร้อยละ 20 และกำหนดให้ไม่ผ่านเกณฑ์ MEPS ประมาณร้อยละ 3 ทั้งนี้ แต่ละผลิตภัณฑ์มีการปรับให้เหมาะสมโดยคำนึงปัจจัยอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น จำนวนยี่ห้อที่ผ่านเกณฑ์ เป็นต้น ซึ่งการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ความชำนาญตามสาขาต่างๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ รวมทั้งการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียในแต่ละผลิตภัณฑ์ โดยมีขั้นตอน การพิจารณาดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน (4) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) (5) กพช. (6) คณะรัฐมนตรี (7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนาม และ (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านขั้นตอนที่ 2 คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป
4. ร่างกฎกระทรวงฯ แต่ละผลิตภัณฑ์ ประกอบด้วย หลักการและเหตุผล นิยาม ค่าประสิทธิภาพพลังงาน และมาตรฐานการทดสอบ ห้องทดสอบ โดยมีรายละเอียดการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูงของร่างกฎกระทรวงฯ ทั้ง 17 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้
4.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามชนิดและขนาดของเครื่องปรับอากาศที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) เครื่องปรับอากาศ ชนิดความสามารถทำความเย็นคงที่ ขนาดไม่เกิน 8,000 วัตต์ และขนาดมากกว่า 8,000 วัตต์ แต่ไม่เกิน 12,000 วัตต์ ค่าประสิทธิภาพพลังงาน EER (Energy Efficiency Ratio) 3.63 – 3.97 วัตต์ต่อวัตต์ และ 3.46 – 3.72 วัตต์ต่อวัตต์ ตามลำดับ และ (2) เครื่องปรับอากาศชนิดความสามารถทำความเย็นปรับเปลี่ยนได้ ขนาดไม่เกิน 8,000 วัตต์ และขนาดมากกว่า 8,000 วัตต์ แต่ไม่เกิน 12,000 วัตต์ ค่าประสิทธิภาพพลังงาน CSPF (Cooling Seasonal Performance Factor) 5.00 – 7.50 วัตต์ชั่วโมง ต่อวัตต์ชั่วโมง และ 4.70 – 6.34 วัตต์ชั่วโมงต่อวัตต์ชั่วโมง ตามลำดับ
4.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดมอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังด้านออก และจำนวนขั้วของมอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว 2 ขั้ว ค่าประสิทธิภาพพลังงานของขนาดกำลังด้านออก 0.12 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 53.6 - 66.5 จนถึงขนาดกำลังด้านออก 7.50 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 88.1 - 91.7 และ (2) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียว 4 ขั้ว ค่าประสิทธิภาพพลังงานของขนาดกำลังด้านออก 0.12 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 59.1 - 69.8 จนถึงขนาดกำลังด้านออก 7.50 กิโลวัตต์ คือ ร้อยละ 88.7 - 92.6
4.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามกำลังด้านออก และความดันอากาศอัดที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีน้ำมันในกระบวนการอัด ระบายความร้อนด้วยอากาศ กำหนดค่ากำลังจำเพาะของขนาดกำลังด้านออก 2.2 กิโลวัตต์ สำหรับความดันอากาศอัดในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 7.5 - 6.9 ถึง 9.7 - 8.2 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ จนถึงขนาดกำลังด้านออก 315 กิโลวัตต์ ในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 5.4 - 4.8 ถึง 7.6 - 6.0 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ และ (2) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีน้ำมันในกระบวนการอัด ระบายความร้อนด้วยน้ำ กำหนดค่ากำลังจำเพาะของขนาดกำลังด้านออก 7.5 กิโลวัตต์ สำหรับความดันอากาศอัดในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 6.2 - 5.3 ถึง 8.1 - 7.1 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตรต่อนาที ตามลำดับ จนถึงขนาดกำลังด้านออก 630 กิโลวัตต์ ในช่วง 0.7 ถึง 1.25 เมกะพาสคาล ที่ 5.3 - 4.5 ถึง 7.2 - 6.3 กิโลวัตต์ต่อลูกบาศก์เมตร ต่อนาที ตามลำดับ ทั้งนี้ ค่าประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องอัดอากาศแบบเกลียวทั้งสองรูปแบบนอกเหนือจากขนาดกำลังด้านออกที่กำหนด ให้คำนวณหาค่ากำลังจำเพาะจากสมการที่กำหนด
4.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน ตามค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ และดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไป ที่จำเพาะแตกต่างไปตามชนิดของหลอดหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดี ได้แก่ หลอดแอลอีดีแบบทรงเอ หลอดแอลอีดีแบบเอ็มอาร์ หลอดแอลอีดีแบบพาร์ หลอดแอลอีดีแบบทีแปด ดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีแบบโลว์เบย์และไฮเบย์ และดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีแบบสาดแสง โดยกำหนดค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้นที่ 80 - 85 ลูเมนต่อวัตต์ ถึง 120 - 150 ลูเมนต่อวัตต์ ค่าประสิทธิศักย์คงไว้ ไม่น้อยกว่าร้อยละ 95 - 96 ของประสิทธิศักย์เริ่มต้น และดัชนีการทำให้เกิดสีทั่วไป 70 - 80
4.5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดฉนวนกันความร้อนอุณหภูมิต่ำเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามชนิดและความหนาของฉนวนกันความร้อนอุณหภูมิต่ำที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ (1) ฉนวนอีพีดีเอ็ม ความหนา 3 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.1071 - 0.1125 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ จนถึงความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.3985 - 1.4684 ตารางเมตร เคลวินต่อวัตต์ และ (2) ฉนวนเอ็นบีอาร์ ความหนา 3 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.1186 - 0.1243ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ จนถึงความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.6090 - 1.6856 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ทั้งนี้ ค่าประสิทธิภาพพลังงานของฉนวนกันความร้อนอุณหภูมิต่ำที่ไม่ได้ระบุ ความหนาตามที่กำหนด ให้คำนวณหาค่าประสิทธิภาพพลังงานจากสมการที่กำหนด
4.6 ร่างกฎกระทรวงกำหนดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน SHGC (Solar Heat Gain Coefficient) ค่า LSG (Light to Solar Gain) ค่า U-Value ที่จำเพาะแตกต่างไปตามกลุ่มและประเภทของกระจก ได้แก่ (1) กลุ่มกระจกพื้นฐาน ประเภทกระจกแผ่น กระจกโฟลตใส กระจกโฟลตสีตัดแสง และกระจกสีเขียว กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.53 – 0.47 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ (2) กลุ่มกระจกแปรรูปแผ่นเดี่ยว กลุ่มที่ 1 ประเภท กระจกเทมเปอร์ และกระจกอบแข็งด้วยความร้อน กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.53 – 0.47 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ (3) กลุ่มกระจกแปรรูป แผ่นเดี่ยว กลุ่มที่ 2 ประเภทกระจกเปล่งรังสีความร้อนต่ำ กระจกสะท้อนแสง และกระจกนิรภัยหลายชั้น กำหนดค่า SHGC และค่า LSG ที่ 0.50 - 0.46 และ 1.20 – 1.30 ตามลำดับ และ (4) กลุ่มกระจกฉนวนความร้อน ประเภทกระจกฉนวนความร้อน กำหนดค่า SHGC ค่า LSG และค่า U-Value ที่ 0.40 - 0.33 1.20 – 1.60 และ 2.25 – 1.97 ตามลำดับ
4.7 ร่างกฎกระทรวงกำหนดรถจักรยานยนต์ไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทของรถจักรยานยนต์ไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ ประเภท L1e-A L1e-B และ L3e ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 20.4 – 18.7 26.4 – 23.4 และ 36.8 – 29.7 วัตต์ชั่วโมงต่อกิโลเมตร ตามลำดับ
4.8 ร่างกฎกระทรวงกำหนดตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบกึ่งตั้งที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานของตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบกึ่งตั้งทุกขนาด ที่ 5.257 + 0.010V ถึง 4.673 + 0.009V กิโลวัตต์ชั่วโมงต่อวัน
4.9 ร่างกฎกระทรวงกำหนดตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบตั้งที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานของตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบตั้งทุกขนาด ที่ 2.6767 + 0.0034V ถึง 1.6295 + 0.0020V กิโลวัตต์ชั่วโมงต่อวัน
4.10 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องแช่เย็นและเครื่องแช่แข็งอย่างรวดเร็วที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามความสามารถในการแช่เย็น 0.073 – 0.050 กิโลวัตต์ชั่วโมง ต่อกิโลกรัม หรือความสามารถในการแช่แข็ง 0.250 – 0.170 กิโลวัตต์ชั่วโมงต่อกิโลกรัม
4.11 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทของเครื่องเชื่อมไฟฟ้า ดังนี้ (1) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภทอาร์ค ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 87 – 95 (2) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภททิก ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 83 – 95 และ (3) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าประเภทมิก ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 87 – 95
4.12 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ ดังนี้ (1) อีวาพอเรเตอร์อุณหภูมิต่ำ ค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ คือ (0.7911 + 0.7392) x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.049)] ถึง (1.1555 + 0.7392) x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.049)] และ (2) อีวาพอเรเตอร์อุณหภูมิปานกลาง ค่าสัมประสิทธิ์สมรรถนะ คือ (1.3774 + 1.2934) x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.785)] ถึง (2.149 + 1.2934) x [ขนาดทำความเย็น/(ขนาดทำความเย็น + 1.785)]
4.13 ร่างกฎกระทรวงกำหนดยางนอกรถจักรยานยนต์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... กำหนดค่าสัมประสิทธิ์ความต้านทานการหมุน ของยางนอกรถจักรยานยนต์ที่มีความสามารถรับน้ำหนักตั้งแต่ 71 - 600 กิโลกรัม และความเร็วที่ล้อยางทนได้ ตั้งแต่ 80 - 180 กิโลเมตรต่อชั่วโมง ที่ 12.0 – 9.0 นิวตันต่อกิโลนิวตัน
4.14 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนด ค่าประสิทธิภาพพลังงานตั้งแต่ร้อยละ 21.70 - 31.57
4.15 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. ....กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทและขนาดปริมาณน้ำมัน ดังนี้ (1) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมประเภทใช้ไฟฟ้า ปริมาณน้ำมันที่ใช้ ไม่เกิน 8.5 ลิตร และมากกว่า 8.5 - 30 ลิตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 76 – 87 และร้อยละ 72 – 82 ตามลำดับ และ (2) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมประเภทใช้ ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ปริมาณน้ำมันที่ใช้ ไม่เกิน 11 ลิตร และมากกว่า 11 - 30 ลิตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน ร้อยละ 43 – 50 และร้อยละ 42 – 47 ตามลำดับ
4.16 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องเป่าผมที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตระบุ ตั้งแต่ขนาดกำลังไฟฟ้าไม่เกิน 1,300 วัตต์ ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 4.5 – 2.8 วัตต์ชั่วโมงต่อกรัมต่อนาที จนถึงขนาดกำลังไฟฟ้า 1,901 – 2,800 วัตต์ ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 5.7 – 4.8 วัตต์ชั่วโมงต่อกรัมต่อนาที
4.17 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามประเภทของเครื่องดูดควัน ดังนี้ (1) ประเภทระบบท่อดูดอากาศออกสู่ภายนอก (กระโจมกลางห้อง กระโจมติดผนัง มาตรฐาน และสลิมไลน์) ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 5 – 9 ลูกบาศก์เมตร ต่อชั่วโมงต่อวัตต์ และ (2) ประเภทระบบหมุนเวียนอากาศภายในห้อง (มาตรฐาน และสลิมไลน์) ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 2.5 - 9 ลูกบาศก์เมตรต่อชั่วโมงต่อวัตต์
มติของที่ประชุม
1. รับทราบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) ได้แก่ (1) เครื่องปรับอากาศที่มีประสิทธิภาพสูง (2) มอเตอร์เหนี่ยวนำเฟสเดียวที่มีประสิทธิภาพสูง (3) เครื่องอัดอากาศแบบเกลียวที่มีประสิทธิภาพสูง (4) หลอดแอลอีดีหรือดวงโคมไฟฟ้าแอลอีดีที่มีประสิทธิภาพสูง (5) ฉนวนกันความร้อนอุณหภูมิต่ำเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (6) กระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (7) รถจักรยานยนต์ไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง (8) ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบกึ่งตั้งที่มีประสิทธิภาพสูง (9) ตู้แช่เย็นแสดงสินค้าแบบตั้งที่มีประสิทธิภาพสูง (10) เครื่องแช่เย็น และเครื่องแช่แข็งอย่างรวดเร็วที่มีประสิทธิภาพสูง (11) เครื่องเชื่อมไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูง (12) คอมเพรสเซอร์เครื่องทำความเย็นที่มีประสิทธิภาพสูง (13) ยางนอกรถจักรยานยนต์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (14) เครื่องดูดฝุ่นชนิดลากพื้นที่มีประสิทธิภาพสูง (15) เครื่องทอดแบบน้ำมันท่วมที่มีประสิทธิภาพสูง (16) เครื่องเป่าผม ที่มีประสิทธิภาพสูง และ (17) เครื่องดูดควันสำหรับเตาหุงต้มที่มีประสิทธิภาพสูง
2. มอบหมายกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน จัดส่งร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 17 ฉบับ (17 ผลิตภัณฑ์) เสนอต่อคณะกรรมการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายของกระทรวงพลังงานพิจารณา ก่อนนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
กพช. ครั้งที่ 165 วันพฤหัสบดีที่ 9 มีนาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2566 (ครั้งที่ 165)
วันพฤหัสบดีที่ 9 มีนาคม 2566
1. รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2565
2. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
3. การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม (คณะกรรมการกองทุนฯ) เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ โดยเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2565 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม (กองทุนฯ) ประจำปีงบประมาณ 2565 และเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2566 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. ปีงบประมาณ 2565 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้พิจารณาจัดสรรทุนตามวัตถุประสงค์ และแผนการใช้จ่ายเงินฯ ได้ให้ความสำคัญกับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา และการให้ทุนการศึกษา การฝึกอบรมแก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน และอนุมัติเงินในวงเงินรวม 11,460,490 บาท ซึ่งมีผู้รับการสนับสนุนทุน ในวงเงิน 11,276,240 บาท แบ่งเป็น (1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม ในวงเงิน 6,854,330 บาท โดยมีผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาระดับปริญญาโท และปริญญาเอก จำนวน 9 ทุน และทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ และภาษาต่างประเทศ จำนวน 19 ทุน เป็นเงิน 6,670,080 บาท (2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ในวงเงิน 4,126,160 บาท โดยอนุมัติให้ สำนักปลัดกระทรวงพลังงาน 1 โครงการ ได้แก่ โครงการเพิ่มศักยภาพด้านการปฏิบัติงานตามภารกิจที่ถ่ายโอนให้แก่องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น เป็นเงิน 140,000 บาท และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน 3 โครงการ ได้แก่ 1) โครงการพัฒนาทักษะด้านพลังงานสำหรับบุคลากรกองถ่ายทอดและเผยแพร่เทคโนโลยี จำนวน 122 คน ระยะเวลา 45 วัน แก่กองถ่ายทอดและเผยแพร่เทคโนโลยี เป็นเงิน 1,675,500 บาท 2) โครงการพัฒนาและเสริมสร้างสมรรถนะการปฏิบัติงานของบุคลากรกองพัฒนาพลังงานทดแทน จำนวน 70 คน ระยะเวลา 4 วัน แก่กองพัฒนาพลังงานทดแทน เป็นเงิน 906,660 บาท และ 3) โครงการศึกษาดูงานการบริหารจัดการและการใช้พลังงานทดแทนตามเทคโนโลยีที่หลากหลาย ณ ประเทศออสเตรเลีย จำนวน 15 คน ระยะเวลา 6 วัน แก่กองพัฒนาพลังงานทดแทน เป็นเงิน 1,404,000 บาท (3) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ในวงเงิน 480,000 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงาน ได้แก่ ค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2565 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 411.604 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.011 ล้านบาท ทุนของกองทุนฯ อยู่ที่ 411.592 ล้านบาท รายงานแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินการ 2.691 ล้านบาท รวมค่าใช้จ่ายจากการดำเนินการ 11.285 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 8.593 ล้านบาท ทั้งนี้ ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาและฝึกอบรม และทุนการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 และสถานการณ์ทางเศรษฐกิจและสังคม ส่งผลให้ต้องขยายระยะเวลาการศึกษาและฝึกอบรม และมีการเบิกจ่ายผูกพันข้ามปีงบประมาณเรื่อยมาจนถึงปีงบประมาณ 2565 ประกอบกับอัตราดอกเบี้ยเงินฝากธนาคารซึ่งเป็นรายได้หลักของกองทุนลดลง ส่งผลให้กองทุนมีรายได้รวมต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2565
เรื่องที่ 2 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 และวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ตามลำดับ และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว โดยโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจึงจะ ลงนามได้ และให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของทั้งสองโครงการในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม โดยต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
2. โครงการน้ำงึม 3 ได้จัดทำ Full Due Diligence แล้วเสร็จเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2565 และ กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2565 ส่วนโครงการเซกอง 4A และ 4B กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2565 ทั้งนี้ การเจรจาร่าง PPA ของทั้งสองโครงการดำเนินการภายใต้กรอบ Tariff MOU ซึ่งกำหนดให้ใช้ PPA โครงการไซยะบุรี และโครงการน้ำเทิน 1 เป็นต้นแบบ เนื่องจากเป็น PPA โครงการโรงไฟฟ้าเอกชนของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ประเภท Run-of-River และ Reservoir ฉบับล่าสุดที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) กพช. และคณะรัฐมนตรี รวมทั้งได้ผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว ทั้งนี้ กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการได้เจรจาร่าง PPA แล้วเสร็จ โดยลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B เมื่อวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2566 ตามลำดับ
3. รายละเอียดโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B
3.1 โครงการน้ำงึม 3 กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ (ในร่าง PPA เรียกว่า Generator) คือ Nam Ngum 3 Power Company Limited เป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) สัดส่วนร้อยละ 55 บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) สัดส่วนร้อยละ 25 และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (Électricité du Laos: EDL) สัดส่วนร้อยละ 20 ตั้งอยู่บนลำน้ำงึม แขวงไซยสมบูรณ์ สปป. ลาว มีกำลังผลิตติดตั้ง 480 เมกะวัตต์ (3 x 160 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย - ลาว จำนวน 468.78 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 2,083 ล้านหน่วยต่อปี โดยเชื่อมโยงมาฝั่งไทยที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3
3.2 โครงการเซกอง 4A และ 4B กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ คือ Xekong 4A & 4B Power Company Limited เป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ บริษัท ราช กรุ๊ป จำกัด (มหาชน) สัดส่วนร้อยละ 60 บริษัท บี.กริม เพาเวอร์ จำกัด (มหาชน) สัดส่วนร้อยละ 20 และบริษัท Lao World Engineering and Construction จำกัด สัดส่วนร้อยละ 20 โครงการตั้งอยู่บนลำน้ำเซกอง แขวงเซกอง ทางตอนใต้ของ สปป. ลาว มีกำลังผลิตติดตั้งรวม 355 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – ลาว จำนวน 347.30 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 1,472.78 ล้านหน่วยต่อปี โดยแบ่งเป็น เซกอง 4A มีกำลังผลิตติดตั้ง 175 เมกะวัตต์ (2 x 87.5 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่าย ณ จุดส่งมอบ 170.20 เมกะวัตต์ และเซกอง 4B มีกำลังผลิตติดตั้ง 180 เมกะวัตต์ (2 x 90.0 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่าย ณ จุดส่งมอบ 177.10 เมกะวัตต์ โดยเชื่อมโยงมาฝั่งไทยที่สถานีไฟฟ้าอุบลราชธานี 3
4. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3
4.1 อายุสัญญาโครงการ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD)
4.2 กำหนดวันจัดหาเงินกู้ (Scheduled Financial Close Date: SFCD) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 6 เดือน นับจากวันลงนาม หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวันจัดหาเงินกู้แบบ Project Finance (Scheduled Project Finance Achievement Date: SPFAD) คือ ภายใน 24 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SPFAD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวันจ่ายไฟฟ้า (Scheduled Energization Date: SED) คือ ภายใน 5 เดือน นับจากวันเริ่มงานก่อสร้าง (EGAT Construction Obligation Commencement Date: ECOCD) และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญา (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 36 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2569 ทั้งนี้ หากงานก่อสร้างล่าช้าฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) แต่หากเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุจะต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) โดยจะได้รับคืนภายหลัง ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน
4.3 เงื่อนไขการเดินระบบ (Operating Arrangements) คุณภาพไฟฟ้าต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COCs) การเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่ง ของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้นตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ. โดยพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ ได้แก่ (1) Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ ถึงวันเสาร์ (2) Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน ในวันจันทร์ ถึงวันเสาร์ และไม่เกิน 8 ชั่วโมงต่อวัน ในวันอาทิตย์ และ (3) Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE ทั้งนี้ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมงในแต่ละเดือน โดยไม่รวมวันอาทิตย์ และเมื่อรวมทั้งปีแล้วต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง โดยไม่รวมวันอาทิตย์ โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) ราคารับซื้อระหว่างทดสอบ (Test Energy) เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) ก่อน COD ประกอบด้วย ราคาในช่วง Peak เท่ากับ 1.5300 บาทต่อหน่วย ช่วง Off Peak เท่ากับ 1.3005 บาทต่อหน่วย หลัง COD ประกอบด้วย PE ซึ่งแบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท ในสัดส่วน 50 : 50 เท่ากับ 4.2850 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.3712 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.6454 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.0000 บาทต่อหน่วย
4.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้ (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator แต่ละปีไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้า เกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) กรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้า ที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์ Make-up ได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในเดือนนั้นๆ จนครบแล้ว (3) กรณีที่มี Dispatch Shortfall กฟผ. สามารถสะสมไว้ในบัญชี และมีสิทธิ์ Make-up หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่รับประกันซื้อจนครบแล้วตลอดอายุสัญญา และ (4) ในเดือนสุดท้ายของ Relevant Period ที่ 3 และปีสุดท้ายของ PPA หากมี Supply Excess PE Account และ Supply Excess SE Account เหลือ ให้นำมาคูณด้วยอัตราค่าไฟ Excess Energy เพื่อนำมารวมเข้าไปใน Excess Revenue Account โดยค่าใน Dispatch Shortfall Payment Account จะถูกปรับค่าโดย Excess Revenue Account และจ่ายคืนให้กับ กฟผ. และหากยังคงมีเงินคงเหลือใน Excess Revenue Account หลังการปรับค่าแล้ว ให้จ่ายเงินคืนให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 ของจำนวนเงินที่เหลือใน Excess Revenue Account
4.5 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Security) ประกอบด้วย (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 8.61 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 21.63 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 19.33 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 14 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 6.51 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security ส่วนแรก FCD Additional Security คือ หลักประกันจำนวน 1,300 ล้านบาท หรือสัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการ เพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 4,130 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่งหนังสือค้ำประกันหรือ Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD และส่วนที่สอง PFAD Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 4,130 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่ง Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน PFAD
4.6 เหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) กรณีเกิด FM ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติ ตามพันธะใน PPA ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืน ในภายหลังด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูกกระทบ มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้และต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่งตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาโดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment ทั้งนี้ กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น FM เนื่องจาก EGAT Access Rights โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาได้ เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการเมื่อมีการบอกเลิกสัญญา
4.7 การบอกเลิกสัญญา (1) หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน (2) หากเกิดขึ้นหลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกเข้าซื้อโครงการหรือไม่ก็ได้ โดยหากเลือกซื้อ กฟผ. ต้องจ่ายค่าซื้อโครงการตามราคาที่คู่สัญญาตกลงกันแต่ไม่เกินมูลค่า Shareholder Loan Amount กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ และ (3) หากเกิดขึ้นหลัง PFAD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ
4.8 การยุติข้อพิพาท หากมีข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนดให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) และหากมีข้อพิพาทเกี่ยวกับ Billing, Invoice หรือ Statement ให้ยุติข้อพิพาทโดยการไกล่เกลี่ยโดยคณะกรรมการที่เป็นผู้แทนของคู่สัญญาทั้งสองฝ่ายก่อน หากไม่สำเร็จให้ยุติปัญหา โดยอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ PPA นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
5. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการเซกอง 4A และ 4B
5.1 อายุสัญญาโครงการ 27 ปี นับจากวัน COD
5.2 กำหนดวัน SFCD คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 18 เดือน นับจากวันลงนาม หรือวันที่ 1 มกราคม 2569 หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวัน SED คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 53 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 สิงหาคม 2573 และกำหนดวัน SCOD คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 82 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2576 โดยมีเงื่อนไขการจ่ายค่าปรับกรณีงานก่อสร้างล่าช้า เช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
5.3 เงื่อนไขการเดินระบบ และพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการ น้ำงึม 3 โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) Test Energy เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) PE แบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท ในสัดส่วน 50 : 50 ก่อน COD เท่ากับ 3.3567 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.0742 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 4.4756 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.4322 บาทต่อหน่วย (3) SE ก่อน COD เท่ากับ 1.2890 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 1.7186 บาทต่อหน่วย และ (4) EE ก่อน COD เท่ากับ 1.0742 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 1.4322 บาทต่อหน่วย โดยการจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้ามีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
5.4 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย (1) หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 5.75 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 14.44 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 12.91 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 14 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 4.35 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 3,650 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่ง Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD
5.5 การบอกเลิกสัญญา (1) หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน และ (2) หากเกิดขึ้น หลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ ทั้งนี้ ในส่วนของรายละเอียดด้านเหตุสุดวิสัย การยุติข้อพิพาท และกฎหมายที่ใช้บังคับสัญญา มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
6. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2566 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยและประเทศเพื่อนบ้าน ได้พิจารณาร่าง PPA ของโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B โดยมีมติเห็นชอบร่าง PPA ของทั้งสองโครงการ โดยมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA ดังกล่าว รวมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และ กพช. เพื่อพิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว
7. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. ได้มีมติรับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการ เซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลา ของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข
เรื่องที่ 3 การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) มาตรา 64 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยความเห็นชอบของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) กำหนดนโยบาย และแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน และมาตรา 65 ภายใต้นโยบาย และแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนดหลักเกณฑ์ การกำหนดอัตราค่าบริการพลังงานของผู้รับใบอนุญาตแต่ละประเภท โดย เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 กพช. ได้รับทราบแนวทางการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 โดยกระทรวงพลังงาน (สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน) จะจัดทำร่างนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 นำเสนอ กพช. ภายในไตรมาสที่ 1 ของปี 2564 และมอบให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2564 ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ทั้งนี้ ในช่วงเปลี่ยนผ่านนโยบายดังกล่าว กกพ. จะยังคงใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าไปพลางก่อน และเมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 กพช. มีมติเห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2564 - 2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติฯ ทั้งนี้ หาก กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าควรกำหนดให้มีมาตรการหรือการดำเนินการเฉพาะ อันก่อให้เกิดประโยชน์ต่อประชาชนเพิ่มเติม ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 กพช. ได้มอบหมายให้ กกพ. ศึกษาการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน และสรุปผลนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
2. กกพ. ได้นำนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2564 - 2568 ไปดำเนินการจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และจัดทำข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าสำหรับ ปี 2564 - 2568 เรียบร้อยแล้ว จึงเห็นควรรายงานผลการดำเนินงานต่อ กพช. ดังนี้
2.1 หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย
2.1.1 กกพ. ได้ออกประกาศคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่อง กรอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า (Electricity Tariff Regulatory Framework) พ.ศ. 2564 (ประกาศ กกพ.ฯ ปี 2564) ที่สอดคล้องกับนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ซึ่งลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 25 ตุลาคม 2564 เป็นต้นมา
2.1.2 หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2564 - 2568 สรุปได้ดังนี้ (1) ให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 และ (2) เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2565 - 2568 ที่สอดคล้องกับนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการของ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ดังนี้ (2.1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ควรสะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) ที่เหมาะสม สอดคล้องกับ การเปลี่ยนแปลงสภาพเศรษฐกิจ สังคม สิ่งแวดล้อม เทคโนโลยี และลักษณะการใช้ไฟฟ้าของประเทศ โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพ เสถียรภาพ และความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศโดยรวม (2.2) อัตราค่าไฟฟ้า ต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed Revenue) ของการไฟฟ้า ซึ่งคิดจากต้นทุนในการบริการที่คำนึงถึงการรักษาเสถียรภาพ และความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และผลตอบแทนที่เหมาะสม โดยจำแนกตามประเภทผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า เพื่อให้มีความสามารถในการแข่งขันกับภาคเอกชน รวมทั้งเป็นกลไกของภาครัฐในการรักษาความมั่นคงและเสถียรภาพด้านไฟฟ้า รองรับความผันผวนของการผลิตไฟฟ้า ภายใต้การกำกับการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ และแนวทางการกำกับดูแลด้วยแรงจูงใจ (Incentive Regulation) โดยอาศัยการเทียบเคียงมาตรฐาน (Benchmark) ทั้งนี้ ได้มีการปรับปรุงการกำหนดกรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานและหลักเกณฑ์ทางการเงินที่เหมาะสม และส่งเสริมให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานอย่างต่อเนื่อง และ (2.3) กำหนดแนวทางการดำเนินงานสำหรับการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส (ไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย) โดยมีการตรวจสอบความซ้ำซ้อนของการใช้สิทธิ ของผู้ใช้ไฟฟ้าประกอบการดำเนินงานเพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารายหนึ่งจะได้รับสิทธิ 1 สิทธิต่อครัวเรือนต่อบิลเดือน และต่อหนึ่งหมายเลขผู้ใช้ไฟฟ้า ให้ได้รับการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส และพิจารณาคุณสมบัติที่สมควรได้รับความช่วยเหลือ โดยให้มีการลงทะเบียนผู้มีสิทธิในบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และมอบหมายให้การไฟฟ้าดำเนินการประชาสัมพันธ์ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับสิทธิตามมาตรการค่าไฟฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยในปัจจุบัน ที่ประสงค์จะรับสิทธิช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยสำหรับปี 2566 เป็นต้นไป ตลอดจน ให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส (ไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย) ไปพิจารณารวมกับความต้องการรายได้ในการพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้าตามแนวทางที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558
2.2 กกพ. ได้พิจารณาการศึกษาทบทวนหลักเกณฑ์ และข้อเสนอการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปี 2564 - 2568 ที่ดำเนินการโดยคณะอนุกรรมการเฉพาะกิจจัดทำโครงสร้างอัตราค่าบริการไฟฟ้า ปี 2564 - 2568 (คณะอนุกรรมการฯ) โดย กกพ. ในการประชุมครั้งที่ 51/2565 (ครั้งที่ 818) เมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน 2565 ได้เห็นชอบข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 - 2568 สรุปได้ดังนี้
2.2.1 จากการทบทวนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ในการให้บริการของกิจการไฟฟ้า ตามหลักการต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) ที่เหมาะสม สอดคล้องกับการเปลี่ยนแปลง พบว่าต้นทุน ทางเศรษฐศาสตร์ที่คำนวณค่าพลังไฟฟ้า (Demand Charge) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) ในภาพรวมจะอยู่ในระดับที่สูงกว่าโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน
2.2.2 ทบทวนอัตราค่าบริการรายเดือน ให้สะท้อนต้นทุนคงที่ของการไฟฟ้า ที่เปลี่ยนแปลงไปในปัจจุบัน ซึ่งสามารถปรับอัตราค่าบริการรายเดือนลดลงได้ในบางกลุ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้า
2.2.3 เห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 - 2568 ดังนี้ (1) เห็นควรให้คงอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า และอัตราค่าพลังไฟฟ้า สำหรับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งระดับส่ง และอัตราค่าไฟฟ้าในระดับขายปลีกในระดับเดียวกับปัจจุบัน (2) ให้มีการปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 150 หน่วยต่อเดือน กิจการขนาดเล็ก และประเภทสูบน้ำเพื่อการเกษตร ให้สะท้อนต้นทุนที่เปลี่ยนแปลงไปตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 เป็นต้นไป สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มบ้านอยู่อาศัยอัตราปกติที่ใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 150 หน่วยต่อเดือน และอัตรา TOU ที่แรงดันต่ำกว่า 22 กิโลโวลต์ (kV) และ 12 kV จากเดิม 38.22 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 24.62 บาทต่อรายต่อเดือน กิจการขนาดเล็ก อัตราปกติ และ TOU ที่แรงดันต่ำกว่า 22 kV และ 12 kV จากเดิม 46.16 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 33.29 บาทต่อรายต่อเดือน และสูบน้ำเพื่อการเกษตร อัตรา TOU ทุกระดับแรงดัน จากเดิม 228.17 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 204.07 บาทต่อรายต่อเดือน ทั้งนี้ ค่าบริการรายเดือนสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่นๆ ให้คงอัตราเท่าเดิม และ (3) เห็นชอบให้มีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าให้มีการจำแนกองค์ประกอบ ของค่าไฟฟ้าตามนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าฐาน ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และค่าใช้จ่ายตามนโยบายรัฐ (Policy Expense: PE) ตั้งแต่บิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป
2.2.4 สาระสำคัญของโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง และโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป ดังนี้ (1) การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ดังนี้ 1.1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าขายส่งฐาน ค่า Ft และ PE ในระดับขายส่ง 1.2) ให้จำแนกค่า PE ที่อยู่ในค่าไฟฟ้าฐานเดิม ออกไปเป็นค่า PE ส่งผลให้อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าในค่าไฟฟ้าฐานลดลงเท่ากับ 0.0354 บาทต่อหน่วยขายส่ง (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) 1.3) ให้มีการชดเชยรายได้จากการไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) ไปยังการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 2 แห่ง มีฐานะการเงินเป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่กำหนด ผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(1) เพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง หรือเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค ซึ่งหักจากอัตราค่าบริการเป็นรายปี โดยให้ กฟน. นำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า และให้ กฟภ. ขอเบิกจ่ายจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามประกาศที่ กกพ. กำหนด (2) การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ดังนี้ 2.1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าขายปลีกฐาน ค่า Ft และ PE ในระดับขายปลีก 2.2) ปรับปรุงและทบทวนคำนิยามผู้ใช้ไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัยและองค์กรไม่แสวงหากำไร ของ กฟน. และ กฟภ. ให้เป็นหลักการเดียวกัน 2.3) ให้คงอัตราค่าความต้องการพลังไฟฟ้าเท่าเดิม และให้จำแนกค่า PE ที่อยู่ในค่าไฟฟ้าฐาน ออกไปเป็นค่า PE ส่งผลให้ ค่าพลังงานไฟฟ้าในค่าไฟฟ้าฐานลดลงในทุกประเภทอัตราค่าไฟฟ้า เท่ากับ 0.1430 บาทต่อหน่วยขายปลีก (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) รวมทั้งให้ปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนตามข้อ 2.2.3(2) 2.4) กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ายานยนต์ไฟฟ้าสาธารณะ (Public EV Charger) ประกอบด้วย อัตราค่าพลังงานไฟฟ้า (ไม่รวมค่า Ft ค่า PE และค่าบริการรายเดือน) ในอัตราเท่ากับ 2.9162 บาทต่อหน่วย (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) และไม่มีค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) ทั้งนี้ เพื่อให้เกิดความเหมาะสมและสะท้อนต้นทุน ค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยที่ กฟน. และ กฟภ. ซื้อจาก กฟผ. รวมทั้งไม่ทำให้เกิดภาระค่าใช้จ่ายกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายและผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น และหากรัฐบาลมีนโยบายที่จะกำหนดอัตรา Public EV Charger ต่ำกว่าอัตราดังกล่าวข้างต้น รัฐบาลอาจพิจารณานำเงินงบประมาณจากส่วนอื่นๆมาอุดหนุนเพื่อให้อัตรา Public EV Charger ลดลงได้ 2.5) กำหนดสูตรการคำนวณค่า Ft และสูตรการคำนวณการปรับค่า PE 2.6) กำหนดรายได้ที่พึงได้รับของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สำหรับปี 2565 - 2568 ตลอดจนรายละเอียดค่าใช้จ่ายดำเนินงาน และกรอบค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ ให้มีการปรับราคาโอนถ่านลิกไนต์เหมืองแม่เมาะ โดยใช้ราคา Production Cost ที่เกิดขึ้นจริงปี 2563 เท่ากับ 820 บาทต่อตัน และ 2.7) กำกับการดำเนินงานตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้าและรายได้ที่พึงได้รับของการไฟฟ้า ตลอดจนการดำเนินงานระหว่างการไฟฟ้าและการเผยแพร่การปรับอัตราค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าสาธารณะของการไฟฟ้าในปัจจุบันมีลักษณะเป็นการประเมินหน่วยการใช้ไฟฟ้า และประมาณการค่าใช้จ่ายในเบื้องต้น ยังไม่มีการติดตั้งมิเตอร์เพื่อการคิดเงินที่ชัดเจนทั้งหมด ดังนั้น จึงเห็นควรชะลอการจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐานสำหรับการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าครั้งนี้ และขอให้ภาคนโยบายพิจารณากำหนดนโยบายให้การไฟฟ้าดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะที่ครบถ้วน เพื่อจำแนกค่าใช้จ่ายดังกล่าวได้อย่างชัดเจน เหมาะสมในทางปฏิบัติก่อนดำเนินการในระยะต่อไป
2.2.5 กกพ. ได้มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. ศึกษาและเตรียมการเพื่อรองรับ การเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้าในระยะต่อไป ตามนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ซึ่งสามารถสรุปความคืบหน้าการดำเนินงานได้ ดังนี้ (1) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อเสนอ กกพ. พิจารณา คาดว่าจะแล้วเสร็จภายใน ปี 2566 และ (2) สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างการศึกษาอัตราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจำหน่าย (Wheeling Charge) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเติมเงิน (Pre-paid) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ให้ความร่วมมือในการเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าแบบชั่วคราว (Temporary demand response programs) บูรณาการความร่วมมือในการศึกษาเกี่ยวกับแนวทางในการพัฒนานโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต ตลอดจนการศึกษาเพิ่มเติมเกี่ยวกับอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน
3. ข้อเสนอแนะของ กกพ. ต่อการดำเนินการตามนโยบายและการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ดังนี้
3.1 เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีความเหมาะสม และเป็นประโยชน์ต่อผู้ใช้ไฟฟ้า กกพ. จึงเห็นควรนำเสนอภาคนโยบายพิจารณาเห็นชอบตามข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ซึ่งได้จาก การปรับปรุงข้อมูลและหลักเกณฑ์ต่างๆ ให้ใกล้เคียงกับสภาพเศรษฐกิจและสังคมปัจจุบันมากที่สุด โดยเห็นชอบประเด็นนโยบายสำหรับการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) เห็นควรให้คงอัตราค่าไฟฟ้าเท่าเดิม สำหรับค่าพลังงานไฟฟ้า และค่าพลังไฟฟ้า ในการกำหนดค่าไฟฟ้าขายปลีก และคงอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง เพื่อลดผลกระทบที่จะเกิดขึ้นกับผู้ใช้ไฟฟ้าในวงกว้าง (2) ชะลอการจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐาน และให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะที่ครบถ้วน เพื่อจำแนกค่าใช้จ่ายได้อย่างชัดเจน เหมาะสมในทางปฏิบัติในระยะต่อไป และ (3) กำหนดให้การดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส โดยการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยติดต่อกันไม่น้อยกว่า 3 เดือน ที่การไฟฟ้าได้ตรวจสอบสิทธิของผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ให้มีความซ้ำซ้อน และผู้ใช้ไฟฟ้าได้มีการลงทะเบียนผู้มีสิทธิในบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป และให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส เป็นส่วนหนึ่งของความต้องการรายได้ (Revenue Requirement) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในการพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้าตามนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558
3.2 กกพ. ได้ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 ที่สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 และวันที่ 1 เมษายน 2564 และมอบหมายให้การไฟฟ้า ทั้ง 3 แห่ง เตรียมความพร้อมเพื่อดำเนินการประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าต่อไปเรียบร้อยแล้ว อย่างไรก็ตาม เนื่องจากสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงานของประเทศไทยที่สูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ส่งผลต่อโครงสร้างการให้บริการไฟฟ้าและต้นทุนการให้บริการไฟฟ้าของประเทศที่เปลี่ยนแปลงไปอย่างชัดเจน ซึ่งเป็นผลมาจากความผันผวน ของสถานการณ์ราคาพลังงานในตลาดโลกตั้งแต่ปลายปี 2564 เป็นต้นมา และการจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก อ่าวไทยคาดว่าจะเริ่มเข้าสู่สภาวะปกติในช่วงเดือนเมษายน 2567 หากมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ ที่จะจำแนกค่า PE ออกจากค่าไฟฟ้าฐานและค่า Ft ในเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป ในขณะที่สถานการณ์ราคาพลังงานยังไม่เข้าสู่สภาวะปกติ จะส่งผลกระทบต่อการปรับโครงสร้างราคาไฟฟ้าของประเทศในระยะยาว ที่ไม่อาจคาดคะเนได้อย่างเพียงพอและเหมาะสม รวมทั้ง อาจทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าเกิดความสับสนในการจำแนกใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าที่ต้องมีการเพิ่มเติมรายการค่า PE ในสถานการณ์ราคาพลังงานที่ยังคงมีความผันผวนในปัจจุบันได้ ประกอบกับ มติ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 ได้มอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงานเพิ่มเติม ซึ่งมีผลกระทบต่อต้นทุนการให้บริการของรัฐอย่างมีนัยสำคัญ ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรเสนอให้พิจารณาเลื่อนการบังคับใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ดังกล่าวออกไปเป็นภายในปี 2567
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ควรพิจารณาเห็นชอบตามข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ซึ่งได้จากการปรับปรุงข้อมูลและหลักเกณฑ์ต่างๆ ให้ใกล้เคียงกับสภาพเศรษฐกิจและสังคมปัจจุบันมากที่สุด และมีความเห็นสอดคล้องกับข้อเสนอแนะของ กกพ. ในการคงอัตราค่าไฟฟ้าเท่าเดิม ชะลอ การจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐานเนื่องจากยังไม่มีการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะอย่างครบถ้วน การดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสโดยให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส เป็นส่วนหนึ่งของความต้องการรายได้ (Revenue Requirement) ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมถึงประเด็นผลกระทบ ในการพิจารณานำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่มีการจำแนกค่า PE ออกจากค่าไฟฟ้าฐาน และค่า Ft ในเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป ทั้งนี้ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้กำหนดนโยบายการพิจารณาองค์ประกอบค่าใช้จ่ายเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ หรือ PE เป็นองค์ประกอบเพิ่มเติมในอัตราค่าไฟฟ้า เพื่อใช้สนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐและต้องกระจายภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม ซึ่งแม้ว่าในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่นำเสนอจะมี แนวทางการประเมินค่า PE อย่างชัดเจนแล้ว แต่อาจจำเป็นต้องพิจารณาแนวทางการกระจายภาระไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าให้เป็นไปตามนโยบายที่กำหนดไว้อย่างรอบคอบ เพื่อสอดรับกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เพิ่มขึ้นทั้งในระบบผลิตไฟฟ้า และระดับผู้ใช้ไฟฟ้า (Prosumer) ให้สามารถกระจายภาระต้นทุน อันเกิดจากการผลิตไฟฟ้า รวมถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม โดยมีการคำนึงถึงผู้ใช้ไฟฟ้าส่วนใหญ่ที่เป็นผู้มีรายได้น้อยที่ยังต้องใช้บริการพลังงานไฟฟ้าจากระบบไฟฟ้าส่วนใหญ่ หรือทั้งหมด ที่อาจมีภาระต้นทุนเพิ่มขึ้นด้วย นอกจากนี้ ยังควรเร่งดำเนินการเตรียมการเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้าตามนโยบายที่ กพช. กำหนด ซึ่งบางส่วนมีความจำเป็นต่อการประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบันและอนาคต เช่น การวางยุทธศาสตร์เชิงรุกในการให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชน การจัดเตรียมข้อมูลเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการพัฒนาอุตสาหกรรมไฟฟ้าเพื่อบูรณาการเข้ากับฐานระบบข้อมูลของศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2564 – 2568 ซึ่งสอดคล้องกับนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 และวันที่ 1 เมษายน 2564
2. เห็นชอบข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ต่อการดำเนินการตามนโยบายและการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 พร้อมรับข้อเสนอแนะของฝ่ายเลขานุการ กพช. ไปดำเนินการ
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ติดตามสถานการณ์และศึกษาเปรียบเทียบผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟกลุ่มต่างๆ ภายใต้โครงสร้างอัตราค่าไฟแบบเดิม และแบบใหม่ โดยคำนึงถึง Scenario ต่างๆ เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจเชิงนโยบายต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 มีมติเห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และ 22 มิถุนายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับปี 2565 – 2573 ในปริมาณรวม 5,203 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2569 ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบ และประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบหมายให้ กบง. พิจารณา และเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 กบง. มีมติเห็นชอบปรับปรุงกรอบหลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2565 – 2573 ด้านคุณสมบัติและลักษณะต้องห้าม ของโครงการ และเห็นชอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวม ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ
2. กกพ. ได้ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 (2) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) สำหรับพลังงานลม สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และสำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน พ.ศ. 2565 จำนวน 4 ฉบับ ลงวันที่ 30 กันยายน 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติมฉบับที่ 2 - 4 ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 วันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 และวันที่ 1 มีนาคม 2566 ตามลำดับ (3) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับขยะอุตสาหกรรม พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2565 และ (4) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม (ปี 2569) พ.ศ. 2565 ลงวันที่ 20 ตุลาคม 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติมฉบับที่ 2 พ.ศ. 2566 เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2566
3. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 รับทราบรายงานผลการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) โดยที่ประชุมได้มีความเห็นต่อผล การดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าที่สะท้อนถึงความสนใจและศักยภาพของผู้ประกอบการในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน จึงมีความเห็นให้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ให้สามารถรองรับการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่มีปริมาณมากเพิ่มเติมได้ เพื่อเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดและสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกและมุ่งสู่ ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ได้ตามแผนที่กำหนดไว้ พร้อมทั้งนำเสนอแนวทางในการดำเนินการดังกล่าวต่อ กบง. เพื่อพิจารณา
4. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. มีมติเห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) และเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 – 2573 โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ กบง. ขอให้ฝ่ายเลขานุการฯ อธิบายประเด็นตามข้อสังเกตต่อ กพช. โดยสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้ (1) ประเทศไทยจะบรรลุเป้าหมาย NDC ที่เพิ่มขึ้นจากร้อยละ 25 เป็นร้อยละ 30 – 40 ได้ภายในปี ค.ศ. 2030 หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การเพิ่มเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นการช่วยเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในระบบไฟฟ้าของประเทศ และช่วยให้สามารถบรรลุเป้าหมายการลด CO2 ตามเป้าหมาย NDC ของประเทศได้ (2) ปริมาณพลังงานไฟฟ้า (Energy) ที่ผลิตภายใต้ข้อเสนอนี้ไม่เกินไปกว่าแผน PDP2018 Rev.1 ใช่หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ที่ไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน ส่งผลให้ Energy หายไป 6,535 GWh ณ ปี 2573 และตามแผนพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) จะมี Energy ทดแทนได้ 6,380 GWh ณ ปี 2573 ซึ่ง Energy ที่ผลิตได้ลดลงเล็กน้อย ไม่กระทบความมั่นคง และไม่เพิ่มระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ให้สูงขึ้น (3) ไฟฟ้าที่เพิ่มตามข้อเสนอนี้เป็นไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ช่วยแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมตามนโยบาย และไม่มีค่าพร้อมจ่ายไฟฟ้า (AP) ใช่หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การเพิ่มการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ไม่มีค่า AP ไม่รวมไปถึงโรงไฟฟ้าฟอสซิลเดิมที่มีค่า AP เป็นพลังงานสะอาด และไม่มีค่าพร้อมจ่ายเหมือนโรงไฟฟ้ามั่นคงสอดคล้องกับแผน Carbon Neutrality ตามนโยบายรัฐบาล (4) กำลังการผลิตของโรงไฟฟ้ามั่นคงที่ต้องมีค่า AP ไม่เพิ่มขึ้น และยังคงรักษาเสถียรภาพได้อย่างเพียงพอ หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า โรงไฟฟ้ามั่นคงที่มีค่า AP ไม่เพิ่มขึ้น แต่ยังคงมีปริมาณกำลังผลิตไฟฟ้าเพียงพอต่อการรักษาความมั่นคง ของระบบไฟฟ้าในการรองรับปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม (5) ราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยภายใต้ข้อเสนอลดลงจากแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) อย่างไร ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การดำเนินการตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) คิดเป็นค่าใช้จ่ายในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดที่ลดลงกว่าแผนการรับซื้อ ครั้งก่อนเกือบ 1 พันล้านบาท ณ ปี 2573 (6) การดำเนินการไม่เป็นการขัดต่อข้อเสนอแนะของศาลรัฐธรรมนูญ ใช่หรือไม่ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า การดำเนินการตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) สอดคล้องกับข้อเสนอแนะของศาลรัฐธรรมนูญ ซึ่งเป็นการดำเนินการที่ไม่ได้ทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองเพิ่มขึ้น และไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน (7) การจัดสรรการรับซื้อ เป็นอย่างไร และมีความเหมาะสมอย่างไร ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า เป็นการขยายการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานสะอาดต่อเนื่องจากเดิม โดยหลังจากประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการคัดเลือกในการรับซื้อปริมาณ 5,203 MW แล้ว จะพิจารณาให้สิทธิกับกลุ่มที่ผ่านเกณฑ์ด้านเทคนิคก่อน โดยที่เหลือจะให้สิทธิกับกลุ่มที่ ไม่ผ่านคุณสมบัติ ไม่ผ่านเทคนิค แต่มีความพร้อมดำเนินการได้ตามเกณฑ์ที่ กกพ. จะกำหนดให้เหมาะสม เป็นธรรม โดยให้ไปปรับปรุงข้อเสนอให้ครบถ้วน ภายในระยะเวลาที่กำหนด (8) ราคาและเงื่อนไขการรับซื้อ ในส่วนที่รับซื้อเพิ่มเติมเป็นอย่างไร ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า เป็นการกำหนดราคาและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าเดิมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 และ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 และกำหนดเงื่อนไขกรรมสิทธิ์ในหน่วย RECs ให้เป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ (9) หาก กพช. อนุมัติในหลักการของเกณฑ์นี้ จะไม่ขัดกับข้อกฎหมายและสามารถปฏิบัติได้อย่างเป็นรูปธรรมในกำหนดเวลา ที่เหมาะสม ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า ได้มีการหารือกับสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาแล้วว่าไม่ขัด กับข้อกฎหมาย และ กกพ. สามารถปฏิบัติได้อย่างเป็นรูปธรรม (10) กระบวนการคัดเลือกจะมีการกำกับดูแลอย่างไร ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ชี้แจงว่า เป็นการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดต่อเนื่องจากเดิม โดยหลังจากประกาศรายชื่อผู้ที่ผ่านการคัดเลือกในการรับซื้อปริมาณ 5,203 MW แล้ว จะพิจารณาให้สิทธิกับกลุ่มที่ผ่านเกณฑ์ด้านเทคนิคก่อน โดยที่เหลือจึงให้สิทธิกับกลุ่มที่ไม่ผ่านคุณสมบัติ ไม่ผ่านเทคนิค แต่มีความพร้อมดำเนินการได้ตามเกณฑ์ที่ กกพ. จะกำหนดให้เหมาะสม เป็นธรรม โดยให้ไปปรับปรุงข้อเสนอให้ครบถ้วน ภายในระยะเวลาที่กำหนด
5.1 รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน (ขนาดกำลังผลิต ตามสัญญาไม่เกิน 90 เมกะวัตต์) และสำหรับขยะอุตสาหกรรม (ขนาดกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์) ในรูปแบบสัญญา Non-Firm โดยมีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าเป็นระยะเวลา 20 – 25 ปี และกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ทั้งนี้ พลังงานหมุนเวียนกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงประเภทพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงานจะยังไม่มีการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม เนื่องจากเป็นการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ที่มีการนำเทคโนโลยีกักเก็บพลังงานมาผสมผสานให้โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนมีความสามารถในการพร้อมจ่ายและรองรับความต้องการในแต่ละช่วงเวลาได้ ซึ่งอยู่ในช่วงเริ่มต้นของการทดสอบและคาดว่าจะสามารถจัดหาได้ครบตามเป้าหมายแล้ว
5.2 เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 - 2573 รวมทั้งสิ้น 3,668.5 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน 2,632 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,000 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 6.5 เมกะวัตต์ และขยะอุตสาหกรรม 30 เมกะวัตต์ กรณีที่มีเป้าหมายคงเหลือจากการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ให้นำเป้าหมายคงเหลือมารวมในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมด้วย ยกเว้นก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ทั้งนี้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวัน SCOD และศักยภาพระบบไฟฟ้า โดยไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง หลักการตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 ที่ได้รายงานให้ กพช. รับทราบเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565
5.3 การรับซื้อไฟฟ้าให้ยึดหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการและเงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการตามหลักการเช่นเดียวกับที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 สำหรับขยะอุตสาหกรรม และที่ได้รับความเห็นชอบ จาก กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 ทั้งนี้ กำหนดให้เพิ่มเติมเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอที่สำคัญ ดังนี้ (1) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องเป็นผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ซึ่งเป็นการรับซื้อตามแผนการเพิ่ม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 (2) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องใช้หนังสือแสดงผลการตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมที่ได้ใช้เป็นเอกสารประกอบการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 (3) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม สามารถเปลี่ยนแปลงปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายได้ แต่ต้องไม่สูงเกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ทั้งนี้ ไม่สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิง ที่ตั้งโครงการจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้า ระดับแรงดันที่เชื่อมต่อ และรูปแบบการเชื่อมต่อตามที่ระบุในหนังสือแสดงผลการตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมได้ และ (4) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องไม่เกี่ยวข้อง (ทั้งทางตรงและทางอ้อม) หรือมีสถานะเป็นผู้เรียกร้อง ผู้ร้องเรียน ผู้อุทธรณ์ ผู้ฟ้องร้อง หรือผู้ร้องสอด ให้หน่วยงานภาครัฐ คณะกรรมการ คณะอนุกรรมการ คณะทำงาน หรือเจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ ในข้อ 2 ซึ่งหมายรวมถึง กพช. กกพ. และกระทรวงพลังงาน ต้องรับผิดในทางวินัย ทางแพ่ง ทางอาญา หรือทางปกครอง จากการที่ได้ปฏิบัติหน้าที่ดังกล่าว โดยผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจะต้องยืนยันความไม่เกี่ยวข้องหรือยืนยันสถานะดังกล่าวตลอดเวลา
5.4 การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมตาม ข้อ 5.2 ให้เริ่มดำเนินการเมื่อสำนักงาน กกพ. ทำการประกาศรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 เสร็จสิ้น และมีแนวทางดำเนินการ ดังนี้ (1) ให้ความสำคัญเป็นลำดับแรกกับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ที่ผ่านเกณฑ์ การพิจารณาความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) แต่ไม่ได้รับการคัดเลือก ภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ทั้งนี้ กำหนดให้ กกพ. พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผลการประเมินความพร้อมตามเกณฑ์คะแนนคุณภาพ (Scoring) ที่ได้จัดทำไว้โดยไม่ต้องปรับปรุงแก้ไข คำเสนอขายไฟฟ้า และมีปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 600 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานลม และไม่เกิน 1,580 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน โดยให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) พลังงานลม และ 2) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ทั้งนี้ สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้รับการพิจารณาคัดเลือกเป็นรายสุดท้ายภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และยินยอมปรับลดปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่ให้เกินกว่ากรอบเป้าหมายที่คงเหลือนั้น ให้ กกพ. สามารถปรับเพิ่มปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายให้กับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้ารายดังกล่าวได้ไม่เกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามคำเสนอขายไฟฟ้าเดิม ถ้าหากโครงข่ายระบบไฟฟ้ามีศักยภาพที่สามารถรองรับได้ (2) การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือหลังหักปริมาณที่ได้รับซื้อไปแล้ว ในข้อ 5.4(1) ให้ดำเนินการในลำดับถัดมา โดยเปิดโอกาสให้ผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ (Pass/Fail) หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 หรือไม่ได้รับการคัดเลือกในการรับซื้อตามข้อ 5.4(1) สามารถปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้แล้วให้ครบถ้วนได้ ภายใต้หลักเกณฑ์ และเงื่อนไขที่ กกพ.กำหนด รวมถึงเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอในข้อ 5.3 ทั้งนี้ ให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 2) พลังงานลม 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน และ 4) ขยะอุตสาหกรรม ทั้งนี้ สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิงเป็นพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เพื่อเข้ารับการพิจารณาคัดเลือกในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมส่วนที่เหลือนี้ได้ และ (3) การรับซื้อไฟฟ้าจะพิจารณาตามศักยภาพ ของโครงข่ายระบบไฟฟ้าที่สามารถรองรับได้ โดยการประเมินความสามารถระบบไฟฟ้าให้ดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 5.4(1) ให้แล้วเสร็จ ก่อนที่จะดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 5.4(2) ต่อไป ทั้งนี้ หากมีข้อจำกัดในด้านศักยภาพของโครงข่ายไฟฟ้าในการรองรับและไม่สามารถดำเนินการปรับปรุงให้สามารถเชื่อมโยงเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ ภาครัฐขอสงวนสิทธิ์ในการไม่ตอบรับข้อเสนอขายไฟฟ้า
5.5 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ให้ยึดกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าสูงสุดรายภาคที่ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 โดยการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมกำหนดให้ความสำคัญเป็นลำดับแรกกับขยะอุตสาหกรรมที่กำจัดยาก ซึ่งมีกระบวนการกำจัดที่ซับซ้อนกว่าการเผาไหม้โดยตรง และมีระบบควบคุมมลพิษทางอากาศที่สามารถป้องกันได้อย่างมีประสิทธิภาพ และขยะอุตสาหกรรมที่เป็นแหล่งทรัพยากรธรรมชาติทดแทน (Reuse/Recycle) ตามนโยบายกำจัดของเสียของกระทรวงอุตสาหกรรมที่มุ่งเน้นอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมและพลังงานรวมถึงการป้องกันรักษาสิ่งแวดล้อมให้มีคุณภาพดีอย่างยั่งยืน ทั้งนี้ การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากขยะอุตสาหกรรมที่มีลักษณะตามข้างต้นสามารถเกินกรอบปริมาณการรับซื้อสูงสุดรายภาคได้ โดยพิจารณาภาคที่มีกรอบรับซื้อคงเหลือก่อนเป็นลำดับแรก
5.6 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจากแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานสะอาดฯ ให้ยึดใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ตามที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบไว้ ดังนี้ (1) กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง สำหรับกำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาด ใช้อัตราตามที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) อัตรา FiT เท่ากับ 2.0724 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 20 ปี 2) พลังงานลม เท่ากับ 3.1014 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี และ 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เท่ากับ 2.1679 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี ทั้งนี้ สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ ให้ได้รับอัตรา FiT Premium 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ และ (2) ขยะอุตสาหกรรม กำลังการผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ ใช้อัตราตามที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้แก่ อัตรา FiTF เท่ากับ 3.39 บาทต่อหน่วย FiTV,2560 เท่ากับ 2.69 บาทต่อหน่วย และ FiT เท่ากับ 6.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiTv จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) ทั้งนี้ ให้ได้รับอัตรา FiT Premium 8 ปีแรก 0.70 บาทต่อหน่วย และ FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) ตลอดอายุโครงการ 0.50 บาทต่อหน่วย
6. ผลประโยชน์ที่ประเทศจะได้รับ คือ (1) การเพิ่มเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นการช่วยเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในระบบไฟฟ้าของประเทศ และช่วยลดการปลดปล่อย ก๊าซเรือนกระจกของประเทศไทยให้เป็นไปตามเป้าหมายในการบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2050 (พ.ศ. 2593) และการปลดปล่อยคาร์บอนสุทธิเป็นศูนย์ (Net-Zero Carbon Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 (พ.ศ. 2608) ซึ่งได้มีการกำหนดเป้าหมายให้มีการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนในระดับไม่ต่ำกว่าร้อยละ 50 ภายในปี ค.ศ. 2050 (พ.ศ. 2593) นอกจากนี้ยังช่วยให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกร้อยละ 20 – 25 ภายในปี ค.ศ. 2030 (พ.ศ. 2573) ตามที่ได้มีการนำเสนอการมีส่วนร่วมในการลดก๊าซเรือนกระจกและการดำเนินงานด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศภายหลังปี ค.ศ. 2020 (พ.ศ. 2563) (Nationally Determined Contribution: NDC) ซึ่งต่อมามีการพิจารณาปรับเพิ่มเป็นร้อยละ 30 – 40 ได้ (2) การที่มีผู้ประกอบการจำนวนมากให้ความสนใจยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยมีปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวมกันเกินกว่าเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้า สะท้อนให้เห็นว่าประเทศไทยยังคงมีศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนอีกมาก ซึ่งการส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นด้วยการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้ PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ที่ กบง. ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 เพื่อให้สามารถรองรับการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่มีปริมาณมากเพิ่มเติมได้นั้น จะช่วยให้ประเทศไม่เสียโอกาสในการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนที่มีอัตรารับซื้อในระดับที่เหมาะสม และสามารถแข่งขันได้ ไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในภาพรวม และช่วยเสริมสร้างเสถียรภาพทางด้าน ราคาค่าไฟฟ้าของประเทศได้ในระยะยาว อีกทั้งจะช่วยสนับสนุนแนวนโยบายการบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 และ (3) การเพิ่มการจัดหาไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียน เป็นการเสริมสร้างศักยภาพของประเทศไทยในการรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้า จากพลังงานสะอาดของผู้ประกอบการภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม โดยเฉพาะธุรกิจส่งออกที่มีความจำเป็น ต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขของมาตรการปรับราคาคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดน (Carbon Border Adjustment Mechanism: CBAM) เพื่อหลีกเลี่ยงไม่ให้เกิดการกีดกันทางการค้าระหว่างประเทศ และเพื่อเสริมสร้างความสามารถในการแข่งขันทางด้านเศรษฐกิจและการลงทุนของประเทศด้วยการดึงดูดการลงทุน จากต่างประเทศ
7. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่า การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดให้สำเร็จได้ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) เพื่อเป็นส่วนในการสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลด ก๊าซเรือนกระจกได้ร้อยละ 30 - 40 ตามแผน NDC และเข้าสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ได้ภายในปี ค.ศ. 2050 (พ.ศ. 2593) นั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าการไฟฟ้าทั้งสามแห่งจะต้องเร่งดำเนินการก่อสร้างและปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้เพียงพอ และครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบต่างๆ ด้วย เพื่อให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนฯ สามารถเชื่อมต่อเข้ากับระบบไฟฟ้าได้
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2)
2. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 - 2573 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา
3. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการก่อสร้างและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) โดยใช้งบประมาณของโครงการที่คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติแล้วและมีวัตถุประสงค์เพื่อรองรับพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งดำเนินการเพิ่มศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ (หากจำเป็น) ทั้งนี้ มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินโครงการก่อสร้างหรือปรับปรุงระบบจำหน่ายไฟฟ้าหรือส่วนที่เกี่ยวข้องซึ่งได้รับอนุมัติไว้แล้วที่ช่วยสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมถึงจัดทำแผนพัฒนาระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อขออนุมัติต่อไป
4. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมหารือร่วมกัน เพื่อกำหนดแผน/แนวทางในการกำจัดซากแผงโซล่าเซลล์ที่ชัดเจน อย่างถูกวิธี ปลอดภัย และเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม เพื่อให้การดำเนินงานโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สร้างปัญหา/มลพิษต่อชุมชน และการพัฒนาอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้องเป็นไปอย่างครบวงจร
กบง.ครั้งที่ 5/2566 (ครั้งที่ 61) วันอังคารที่ 15 กันยายน 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2566 (ครั้งที่ 61)
วันศุกร์ที่ 15 กันยายน 2566
1. การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายพีระพันธุ์ สาลีรัฐวิภาค)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤต ดังนี้ ภาวะปกติ ระยะสั้น (พ.ศ. 2565 ถึง พ.ศ. 2566) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว (พ.ศ. 2567 เป็นต้นไป) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว สำหรับภาวะวิกฤต คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แบ่งเป็น 2 กรณี คือ หากราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า หรือ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่น ของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 หรือร้อยละ 3 ตามลำดับ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร และต่อมา เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 กบง. ได้ขยายมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลต่อไปอีกจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2566
2. สถานการณ์ราคาไบโอดีเซล ไตรมาส 1 ปี 2566 ปรับตัวลดลง เฉลี่ยอยู่ที่ 33.78 บาท ต่อลิตร ไตรมาส 2 ปรับตัวเพิ่มขึ้นเล็กน้อย เฉลี่ยอยู่ที่ 34.68 บาทต่อลิตร ไตรมาส 3 ปรับตัวลดลง เฉลี่ยอยู่ที่ 33.40 บาทต่อลิตร และไตรมาส 4 คาดว่าราคาจะทรงตัวอยู่ที่ประมาณ 33.00 ถึง 34.00 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับสถานการณ์ราคาน้ำมันปาล์มดิบตลาดโลก ด้านสถานการณ์ปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มจากการพยากรณ์ ณ เดือนเมษายน 2566 คาดว่าปริมาณผลปาล์มน้ำมัน ปี 2566 จะอยู่ที่ 19.89 ล้านตันต่อปี โดยในช่วงครึ่งปีหลังของปี 2566 อยู่ที่ประมาณ 1.60 ล้านตันต่อเดือน เพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมาร้อยละ 4 ผลิตน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) อัตราน้ำมันร้อยละ 18 ได้ประมาณ 2.90 แสนตันต่อเดือน รวมกับสต๊อกต้นงวดเฉลี่ย 5 เดือน ประมาณ 3.00 แสนตันต่อเดือน สูงกว่าความต้องการใช้ภายในประเทศด้านการบริโภค อุตสาหกรรม และพลังงาน ซึ่งเฉลี่ยอยู่ที่ 2.00 ถึง 2.22 แสนตันต่อเดือน ในขณะที่การส่งออกน้ำมันปาล์ม ของไทยชะลอตัวตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นมา เนื่องจากราคาน้ำมันปาล์มต่างประเทศมีแนวโน้มลดลงและต่ำกว่าราคาของไทย ประกอบกับค่าเงินบาทที่ผันผวนอย่างต่อเนื่องเป็นอุปสรรคให้ผู้ประกอบการไทยไม่สามารถแข่งขันด้านราคาได้ ส่งผลให้สต๊อก CPO คงเหลือมีแนวโน้มสูงกว่า 3.00 แสนตันต่อเดือน และสูงกว่าระดับสต๊อกปกติ 2.50 ถึง 3.00 แสนตันต่อเดือน ซึ่งจะกระทบต่อเสถียรภาพราคาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มในประเทศ
3. เมื่อวันที่ 26 กรกฎาคม 2566 กรมการค้าภายใน ในฐานะฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการบริหารจัดการสมดุลน้ำมันปาล์ม (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เรื่อง การพิจารณาสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยได้รายงานว่าได้ติดตามสถานการณ์ปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์ม และขอความอนุเคราะห์ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการ กบง. เพื่อพิจารณาคงสัดส่วน การผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ต่อไปจนถึงเดือนธันวาคม 2566 ตามมติคณะอนุกรรมการฯ เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2566 ซึ่งเห็นควรให้คงสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ต่อไป จนถึงเดือนธันวาคม 2566 เพื่อบริหารจัดการสมดุลน้ำมันปาล์มให้มีสต๊อก CPO คงเหลืออยู่ในระดับปริมาณ ที่เหมาะสม และได้มีหนังสือถึงเลขาธิการสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร (สศก.) ในฐานะกรรมการและเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) และ สนพ. เพื่อทราบรายงานสถานการณ์ปาล์มน้ำมัน และน้ำมันปาล์ม และมติคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าวแล้ว
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า จากสถานการณ์ราคาไบโอดีเซลที่ปรับตัวลดลงอยู่ที่ 32.19 บาทต่อลิตร สูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ซึ่งอยู่ที่ 27.30 บาทต่อลิตร อยู่ประมาณ 1.17 เท่า ซึ่งตามแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในภาวะวิกฤติ กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ และราคา ไบโอดีเซลสูงกว่า 1.50 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 (บี5) อย่างไรก็ตาม การดำเนินการดังกล่าว อาจส่งผลให้สต๊อก CPO คงเหลือมีแนวโน้มสูงกว่า 3.00 แสนตันต่อเดือน ซึ่งสูงกว่าระดับเหมาะสมที่ 2.50 ถึง 3.00 แสนตันต่อเดือน อันจะกระทบต่อเสถียรภาพราคาปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์มในประเทศ และรายได้เกษตรกร ดังนั้น จึงเห็นควรให้คงสัดส่วนผสมไบโอดีเซลที่ร้อยละ 7 (บี7) ตามข้อเสนอของกรมการค้าภายในต่อไปจนถึงเดือนธันวาคม 2566 เพื่อบริหารจัดการสมดุลน้ำมันปาล์มให้มีสต๊อก CPO คงเหลืออยู่ในระดับปริมาณที่เหมาะสม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. 2566 ให้สอดคล้องกับการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล ตามข้อ 1
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) นำเสนอการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลตามข้อ 1 เพื่อทราบ ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) อาจมีการทบทวนสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว หากสถานการณ์น้ำมันปาล์มดิบภายในประเทศปรับลดลงและสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบมีแนวโน้มสูงขึ้นภายหลัง
เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม มีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2566 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ) ให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป และ (3) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) กำกับดูแลสถานีบริการ ก๊าซ LPG ไม่ให้มีการลักลอบเติมก๊าซ LPG สำหรับรถยนต์ลงในถังก๊าซหุงต้ม โดยเมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2566 และวันที่ 29 สิงหาคม 2566 กบน. ได้มีมติรักษาเสถียรภาพระดับราคาขายปลีกก๊าซ LPG เพื่อให้ราคาขายปลีกไม่เกินที่ กบง. ได้กําหนดไว้ มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2566 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2566 และเมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติรับทราบมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน โดยในส่วนของก๊าซ LPG บริหารราคา LPG โดยกระทรวงพลังงาน ผ่านกลไกกองทุนน้ำมันฯ ให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ระดับ 423 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566 ทั้งนี้ สำหรับมาตรการช่วยเหลือส่วนลดค่าก๊าซหุงต้มให้กับผู้มีรายได้น้อยหรือกลุ่มเป้าหมาย เห็นควรดำเนินการโดยใช้กลไกของบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ
2. สถานการณ์ราคาพลังงานตลาดโลกในช่วงครึ่งปีหลังของปี 2566 คาดว่าจะมีแนวโน้ม ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น โดยราคาน้ำมันดิบดูไบ รวมทั้งราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลในตลาดเอเชีย ปรับตัวสูงกว่า 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ราคา LPG ปรับตัวสูงกว่า 600 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปรับตัวสูงกว่า 20 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู อันจะส่งผลต่อราคาพลังงานของประเทศ รวมทั้งราคา LPG ที่อาจปรับตัวสูงขึ้นตามราคาตลาดโลก ก่อให้เกิดผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจของประเทศในระยะต่อไป ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เพื่อพิจารณาแนวทางบรรเทาผลกระทบอันอาจเกิดขึ้นกับผู้ใช้ก๊าซ พบว่าในเดือนมิถุนายน 2566 ถึงเดือนกันยายน 2566 ราคา LPG ตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 151.23 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 36 จาก 416.05 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน สู่ระดับ 567.28 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 8 กันยายน 2566 ทั้งนี้ จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ได้ปรับตัวลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้นเล็กน้อย 0.0535 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 22.9282 บาทต่อกิโลกรัม (648.97 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 22.9817 บาทต่อกิโลกรัม (652.12 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยเพิ่มขึ้นจาก 4.3973 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 4.4508 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 423 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 3 กันยายน 2566 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 57,132 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 12,390 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 44,742 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,434 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,308 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายรับ 125 ล้านบาทต่อเดือน
4. เนื่องจากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงผันผวนอยู่ในระดับสูง ครม. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 ได้มีมาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน โดยในส่วนของก๊าซ LPG บริหารราคา LPG โดยกระทรวงพลังงาน ผ่านกลไกกองทุนน้ำมันฯ ตรึงราคาขายปลีก LPG ที่ระดับ 423 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566 ดังนั้น เพื่อให้เป็นไป ตามมติ ครม. ดังกล่าว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566 ทั้งนี้ หากตรึง ราคาดังกล่าวจะทำให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบอยู่ที่ประมาณ 44,367 ล้านบาท ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2566
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2566 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2566 ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2566 เรื่อง มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานให้แก่ประชาชน
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.)เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
กบง.ครั้งที่ 4/2566 (ครั้งที่ 60) วันอังคารที่ 7 มีนาคม 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2566 (ครั้งที่ 60)
วันอังคารที่ 7 มีนาคม 2566
1. การทบทวนแผนการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
2. แนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV
4. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
5. การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
6. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
7. การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนแผนการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบ แผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) สามารถปรับรายละเอียดมาตรการและประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้ติดตามแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 และรายงานต่อ กบง. ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2566 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบการทบทวนแผนของมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน สำหรับช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 จำนวน 2 มาตรการ ได้แก่ (1) มาตรการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับการผลิตไฟฟ้า โดยปรับเป้าหมายจากเดิมที่ 1,578 ล้านลิตร เป็นในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 มีเป้าหมายที่ 452.2 ล้านลิตร ตามที่สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เสนอ เนื่องจากราคา Spot LNG ปรับลดลง ทั้งนี้ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประสานผู้ค้าน้ำมันและเสนอเป้าหมาย ที่สามารถปรับลดได้ ซึ่งอาจมีผู้ค้าน้ำมันบางส่วนที่มีสัญญาผูกพันและอาจส่งผลให้ต้องจ่ายค่าชดเชย ความเสียหาย โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้ขอให้สำนักงาน กกพ. รับข้อเสนอของ ธพ. ดังกล่าวไปพิจารณา และ (2) มาตรการบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมี และภาคอุตสาหกรรม โดยปรับเป้าหมายจากเดิมที่ 120,000 ตันเทียบเท่า LNG เป็น 200,000 ตันเทียบเท่า LNG ตามที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอ โดยพิจารณาจากอุปสงค์อุปทานและผลประโยชน์ของประเทศ นอกจากนี้ คณะอนุกรรมการฯ ยังได้รับทราบผลการเร่งจัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศเพื่อลดการนำเข้า Spot LNG สำหรับการผลิตไฟฟ้าในปี 2566 ดังนี้ (1) แผนการเพิ่มระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณแปลง G1/61 จากปัจจุบันอยู่ที่ระดับ 200 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็น 400 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ภายในเดือนกรกฎาคม 2566 และ 600 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ภายในเดือนธันวาคม 2566 และ (2) แผนการเจาะหลุม Development Drilling Plan ของแปลง G1/61 โดยปี 2566 มีเป้าหมายการเจาะหลุมรวม 273 หลุม (เฉลี่ยประมาณ 23 หลุมต่อเดือน) โดยเดือนมกราคม 2566 มีการเจาะหลุม 19 หลุม ซึ่งเป็นไปตามเป้าหมาย ทั้งนี้ เดือนกุมภาพันธ์ 2566 และเดือนมีนาคม 2566 มีแผนการเจาะหลุม 24 หลุม และ 27 หลุม ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบการทบทวนแผนการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
เรื่องที่ 2 แนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้กำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่ใช้ในปัจจุบัน โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาพลังงานโลกที่ปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ต้นปี 2564 เป็นต้นมา ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นต้นทุนของก๊าซ NGV ปรับตัวสูงขึ้น กระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ประชาชน และผู้ประกอบการที่ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงได้รับความเดือดร้อน ภาครัฐจึงได้พิจารณามาตรการช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงในรถยนต์ทั่วไปและรถโดยสารสาธารณะ โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม ต่อเนื่องมาเป็นระยะ ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 และขอให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 กันยายน 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กันยายน 2565 และวันที่ 13 กันยายน 2565 กบง. ได้มีมติให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปเพิ่มขึ้นคราวละ 1 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 16.59 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 ถึงวันที่ 15 ธันวาคม 2565 และเป็น 17.59 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 ธันวาคม 2565 เป็นต้นไป ตามลำดับ โดยให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัมต่อไป ตั้งแต่วันที่ 16 กันยายน 2565 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2566
2. ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามสูตรโครงสร้างราคา ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2566 อยู่ที่ระดับ 24.27 บาทต่อกิโลกรัม โดยจากการประมาณการราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในปี 2566 พบว่ามีแนวโน้มปรับลดลง เฉลี่ยอยู่ที่ 24.50 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ช่วงปลายปี 2564 ต่อเนื่อง ปี 2565 ที่อยู่ในระดับสูง และภาครัฐได้มีมาตรการบรรเทาความเดือดร้อนของประชาชน โดยขอความอนุเคราะห์ ปตท. คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป และรถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2566 ประมาณ 13,806 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 12,665 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 1,141 ล้านบาท) อย่างไรก็ดี การตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV เป็นเวลานานจะก่อให้เกิดการบิดเบือนโครงสร้างราคาพลังงานของประเทศ ผู้บริโภคไม่มีความตระหนักรู้ ในราคาพลังงานที่แท้จริง นำไปสู่การใช้พลังงานอย่างไม่มีประสิทธิภาพ และทำให้เกิดการแข่งขันทางการค้า ที่ไม่เป็นธรรมทั้งต่อผู้ประกอบการในธุรกิจ NGV และผู้ประกอบการเชื้อเพลิงภาคขนส่งประเภทอื่นๆ นอกจากนี้ กระทรวงคมนาคมได้ออกประกาศ เรื่อง กำหนดอัตราค่าจ้างบรรทุกคนโดยสาร และค่าบริการอื่น สำหรับรถยนต์รับจ้างบรรทุกคนโดยสารไม่เกินเจ็ดคนที่จดทะเบียนในเขตกรุงเทพมหานคร พ.ศ. 2565 เพื่อปรับปรุงอัตราค่าโดยสารสำหรับรถแท็กซี่ให้สอดคล้องกับราคาค่าเชื้อเพลิงและค่าครองชีพที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 13 มกราคม 2566 เป็นต้นไป
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV เพื่อลดการบิดเบือนโครงสร้างราคาพลังงาน และให้ประชาชนทยอยปรับตัวต่อราคาพลังงานที่แท้จริง เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 รถยนต์ทั่วไป ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 17.59 บาทต่อกิโลกรัม และสำหรับรถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2566 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2566 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือของ ปตท. ประมาณ 3,051 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 2,749 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 302 ล้านบาท) และแนวทางที่ 2 ทยอยปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ NGV เดือนละ 1 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถยนต์ทั่วไปและรถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกัน ของ ปตท. จนถึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามโครงสร้างที่ภาครัฐกำหนด โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2566 เป็นต้นไป ซึ่งคาดว่าจะสะท้อนราคาตามโครงสร้างที่ภาครัฐกำหนดในวันที่ 16 พฤศจิกายน 2566 และคิดเป็นวงเงินช่วยเหลือของ ปตท. ประมาณ 3,166 ล้านบาท (รถยนต์ทั่วไป 2,756 ล้านบาท และรถแท็กซี่ 410 ล้านบาท)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้
1. รถยนต์ทั่วไป ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 17.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2566 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2566
2. รถแท็กซี่ในโครงการเอ็นจีวีเพื่อลมหายใจเดียวกันของ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2566 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2566
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (แนวทางการส่งเสริมฯ ระยะที่ 2) และมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันฯ ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรม อย่างไรก็ดี ตั้งแต่ช่วงปลายปี 2564 ถึงปัจจุบัน สภาวะเศรษฐกิจโลกได้รับผลกระทบจากการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (โควิด-19) ประกอบกับสถานการณ์ความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศได้ส่งผลให้ราคาพลังงานในตลาดโลกมีความผันผวน และปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้นมาก ส่งผลต่อการขับเคลื่อนนโยบาย การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ต่อมาเมื่อวันที่ 17 มกราคม 2566 และวันที่ 30 มกราคม 2566 กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ประชุมร่วมกับผู้ได้รับใบอนุญาตจัดหา และค่าส่งก๊าซธรรมชาติ (LNG Shipper) จำนวน 8 ราย ได้แก่ (1) บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) (2) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) (3) บริษัท กัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด (มหาชน) (4) บริษัท หินกองเพาเวอร์โฮลดิ้ง จำกัด (5) บริษัท บี.กริม แอลเอ็นจี จำกัด (6) บริษัท ผลิตไฟฟ้า จำกัด (มหาชน) (EGCO) (7) บริษัท PTT Global LNG Company Limited (PTTGL) และ (8) บริษัท ปูนซิเมนต์ไทย จำกัด (มหาชน) (SCG) เพื่อรับฟังความเห็นเกี่ยวกับปัญหาและอุปสรรคจากการดำเนินการตามแนวทาง การส่งเสริมฯ ระยะที่ 2 รวมทั้งข้อเสนอแนะต่างๆ และได้จัดทำข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (การทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2) นำเสนอ กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ซึ่ง กบง. ได้เห็นชอบ และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566 กพช. ได้พิจารณาการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 และมีมติเห็นชอบในหลักการการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการ ในรายละเอียด โดยให้นำความเห็นของที่ประชุมไปประกอบการพิจารณา และมอบหมาย กบง. เป็นผู้ติดตาม การดำเนินการของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สามารถปฏิบัติได้เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวได้ ให้ กบง. จัดทำข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมฯ ระยะที่ 2 ใหม่ และนำเสนอ กพช. อีกครั้ง โดยความเห็นของ กพช. สรุปได้ดังนี้ (1) ข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 ต้องคำนึงถึง ข้อดี ข้อเสีย และประโยชน์ที่ประเทศได้รับจากการดำเนินการตามข้อเสนอดังกล่าว (2) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องกำกับดูแลการดำเนินการตามข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 ให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ที่จะส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (3) หากไม่สามารถดำเนินการตามการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 ได้ ให้จัดทำข้อเสนอแนวทาง การทบทวน และนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3. สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ร่วมกันพิจารณาเปรียบเทียบข้อดี ข้อเสีย และประโยชน์ที่ประเทศได้รับจากการดำเนินการตามข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯระยะที่ 2 สรุปได้ดังนี้
3.1 ผลต่อประเทศในภาพรวม มีดังนี้ (1) การทบทวนโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ เป็นการลดความเหลื่อมล้ำระหว่าง Shipper รายเดิมและรายใหม่ ทำให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติอย่าง เท่าเทียม ส่งเสริมให้มีผู้จัดหาและนำเข้า LNG มากขึ้น ลดการผูกขาดทั้งในด้านการจัดหา ค้าส่ง และรวมถึง การจำหน่ายในอนาคต ซึ่งจะส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาประสิทธิภาพการแข่งขันทั้งในเชิงราคาและคุณภาพ อีกทั้งยังสามารถต่อยอดไปเป็นตลาดสำหรับรองรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเล็กหรือผู้ใช้ก๊าซที่อยู่นอกแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมได้ ซึ่งจะเป็นประโยชน์แก่ประชาชนให้มีโอกาสเข้าถึงก๊าซธรรมชาติและมีทางเลือกในการใช้ก๊าซธรรมชาติมากขึ้น (2) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของประเทศจะมีความต่อเนื่องและยืดหยุ่นมากขึ้นเพราะโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติใหม่เหมาะสมกับทุกสภาวะตลาด ไม่ว่าสถานการณ์ราคา LNG จะถูก หรือแพงกว่าราคาก๊าซธรรมชาติในประเทศ (Pool Gas เดิม) เมื่อเทียบกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเดิม ที่สามารถใช้ได้ในสถานการณ์ที่ราคา LNG ถูกกว่า Pool Gas เดิม เท่านั้น (3) การทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2ทำให้เกิดความชัดเจนในการปฏิบัติมากขึ้น เช่น มีการกำหนดขอบเขตของ Old Supply และ New Supply เพื่อให้การจัดหาก๊าซธรรมชาติในส่วน New Supply สามารถแข่งขันได้ภายใต้บรรทัดฐานเดียวกันสำหรับ ทุก Shipper มีการกำหนดนิยาม Old Demand และ New Demand ที่เปิดโอกาสให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ มีทางเลือกในการจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก Shipper หลายราย ซึ่งเป็นการเพิ่มประสิทธิภาพในการแข่งขัน และมีการกำหนดหน่วยงานผู้รับผิดชอบดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องอย่างชัดเจน เป็นต้น (4) การนำเข้า LNG ของ Shipper ทุกรายถูกกำหนดให้ต้องอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. เช่นเดียวกับโครงสร้างกิจการ ก๊าซธรรมชาติเดิม โดยมีการปรับหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ให้มีความยืดหยุ่นและคล่องตัวมากขึ้น ทำให้ประเทศสามารถจัดหา LNG เพื่อเสริมความมั่นคงทางพลังงานได้ทันต่อสถานการณ์ตลาดที่เปลี่ยนแปลงไป ทั้งนี้ การใช้ก๊าซธรรมชาติในกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) จะถูกกำกับดูแลในด้านปริมาณ คุณภาพ และราคา ส่วนการใช้ก๊าซธรรมชาติในกลุ่ม Partially Regulated Market จะถูกกำกับดูแลในด้านปริมาณและคุณภาพ (5) การทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 ได้ให้ความสำคัญกับการบริหารจัดการการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในอ่าวไทยซึ่งเป็นทรัพยากรของประเทศให้มีความเหมาะสม มีการคำนึงถึงการบริหารความเสี่ยงและความมั่นคงของระบบพลังงานของประเทศ รวมทั้งการกำหนดปริมาณก๊าซธรรมชาติที่จำเป็นต้องสำรองไว้ (Swing Gas) และหลักเกณฑ์การใช้ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ไม่ผ่านกระบวนการแยกก๊าซของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Bypass Gas) ในกรณีจำเป็น (6) การแข่งขันนำเข้า LNG และบริหารผ่านระบบ Pool Gas จะช่วยให้การสั่งเดินเครื่องของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าของ กฟผ. สามารถดำเนินการได้เหมาะสมและมีประสิทธิภาพ (7) การทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 จะสามารถทำให้การเปิดให้ใช้ TPA สามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม และ (8) การมีผู้นำเข้า LNG และมีการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับมากขึ้น สามารถต่อยอดให้ประเทศไทยยกระดับ เป็นศูนย์กลางการซื้อขาย LNG ของภูมิภาค (Regional LNG Hub) เป็นการช่วยเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของประเทศในอีกทางหนึ่ง
3.2 ผลต่อ Shipper มีดังนี้ (1) Shipper ทุกรายสามารถแข่งขันได้อย่างเท่าเทียมบนพื้นฐานเดียวกันภายใต้โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติใหม่ โดยไม่มี Shipper ใดมีข้อได้เปรียบเสียเปรียบจากการมีสิทธิ์ใช้ Pool Gas ในขณะที่โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเดิม มีข้อจำกัดที่ทำให้เกิดความเหลื่อมล้ำในการใช้ Pool Gas และส่งผลให้ Shipper รายอื่น ไม่สามารถแข่งขันได้ และ (2) การเปิดแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติที่ผ่านมา ไม่สามารถประเมินความสามารถในการนำเข้า LNG ส่วนเพิ่มของประเทศแบบระยะยาวได้อย่างชัดเจน ดังนั้นในการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 จึงได้กำหนดบทบาทและหน้าที่ของทุกฝ่ายที่เกี่ยวข้องให้เปิดเผย และจัดส่งข้อมูลปริมาณ Demand - Supply และ Take or Pay ของตนเอง อย่างละเอียด โปร่งใส ตรวจสอบได้ เพื่อให้หน่วยงานกำกับดูแลสามารถปฏิบัติหน้าที่ได้อย่างเป็นธรรม ไม่เกิดการได้เปรียบเสียเปรียบระหว่าง Shipper ทุกราย
3.3 ผลต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ มีดังนี้ (1) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกกลุ่มจะมีทางเลือกในการจัดหาก๊าซธรรมชาติมากขึ้น รวมทั้งได้รับการบริการที่มีคุณภาพและประสิทธิภาพสูงขึ้น ในราคาที่เป็นธรรม โดยในช่วงเริ่มต้นการดำเนินการตามการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติหลักยังคงจำกัดอยู่ในกลุ่มโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ จึงอาจทำให้ไม่มีการแข่งขันในด้านราคามาก อย่างไรก็ดี เมื่อได้ดำเนินการไประยะหนึ่งแล้ว และ Shipper เริ่มมีการนำเข้า LNG มากขึ้น จะเกิดการพัฒนาตลาดเพื่อรองรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มอื่นๆ เพิ่มขึ้น ทั้งผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายใหญ่และรายเล็กที่อยู่ในแนวท่อหรือนอกแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกลไก ของตลาดดังกล่าวจะช่วยเปิดโอกาสให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายย่อยที่ไม่มีความสามารถในการจัดหาก๊าซธรรมชาติด้วยตัวเอง มีโอกาสเลือกจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก Shipper รายใดก็ได้ นอกเหนือจาก Shipper เดิม เช่น โรงไฟฟ้าขนาดเล็ก โรงงานอุตสาหกรรม หรือลูกค้าที่ตั้งอยู่นอกแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น (2) ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติของผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในกลุ่ม Regulated Market ทั้งภาคการผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม และภาคขนส่ง ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติใหม่ ยังคงเท่ากับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเดิม ไม่ได้มีผล ทำให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติมีภาระเพิ่มขึ้น และ (3) การจัดตั้ง Pool Manager โดยกำหนดให้อยู่ภายใต้การกำกับของ กกพ. จะทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย (Pool Gas) สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง มีความถูกต้อง โปร่งใส และตรวจสอบได้
4. ภายใต้โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติใหม่ ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติทุกรายทั้งในภาคอุตสาหกรรมและภาคไฟฟ้าจะสามารถซื้อก๊าซธรรมชาติได้ในราคาเดียวกันที่ราคา Pool Gas ซึ่งเท่ากับราคา EPP ของโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเดิม เป็นการเปิดโอกาสให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมสามารถเลือกซื้อก๊าซธรรมชาติได้จาก Shipper รายใดก็ได้ เนื่องจากมีต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติเท่ากันที่ราคา Pool Gas สำหรับการผลิตไฟฟ้าจะสามารถสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามประสิทธิภาพที่มีต้นทุนต่อหน่วยไฟฟ้าที่ต่ำสุดได้ ซึ่งเกิดประโยชน์แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าของประเทศ ทั้งนี้ มูลค่าราคาก๊าซธรรมชาติรวมในการผลิตไฟฟ้ากลุ่ม Regulated Market ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติใหม่จะยังคงเท่ากับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติเดิม ดังนั้น การทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 จึงไม่ได้เป็นการเพิ่มภาระให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติแต่อย่างใด อย่างไรก็ดี เพื่อให้การดำเนินการตามข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 เกิดผลสัมฤทธิ์อย่างเป็นรูปธรรม หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องต้องไปดำเนินการในรายละเอียดการออก ปรับปรุงคำสั่ง มติ ประกาศข้อกำหนด หรือหลักเกณฑ์ต่างๆ ที่จำเป็นให้สอดคล้องกับข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ระยะที่ 2 เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็วต่อไป
มติของที่ประชุม
รับทราบการดำเนินการตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการ ตามการทบทวนแนวทางฯ ให้เกิดผลในทางปฏิบัติต่อไป
เรื่องที่ 4 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 408 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2566 ถึงวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2566 และปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มจาก 19.9833 บาทต่อกิโลกรัม ไปที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2566 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 และ (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ) ให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกยังคงผันผวนตามราคาน้ำมันดิบ จากความต้องการใช้น้ำมันและก๊าซ LPG ของโลกที่มีแนวโน้มเติบโตขึ้นต่อเนื่อง โดยเฉพาะในสาธารณรัฐประชาชนจีน ในขณะที่ปริมาณการผลิตจากสหพันธรัฐรัสเซียมีแนวโน้มจะปรับลดลงในเดือนมีนาคม 2566 ประมาณร้อยละ 5 ของปริมาณการผลิตทั้งหมด เพื่อตอบโต้มาตรการคว่ำบาตรของสหภาพยุโรป และมาตรการกำหนดเพดานราคา ของกลุ่ม G7 และสหภาพยุโรป ประกอบกับการส่งมอบก๊าซ LPG ในตะวันออกกลางเกิดความล่าช้า เนื่องจากการปิดซ่อมบำรุงของสถานีส่งออกและถังเก็บน้ำมันในภูมิภาค ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้ติดตามสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG เพื่อพิจารณาแนวทางบรรเทาผลกระทบอันอาจเกิดขึ้นกับผู้ใช้ก๊าซ พบว่าในเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2566 ราคา LPG ตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 58.96 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือเพิ่มขึ้น ร้อยละ 10 จาก 583.44 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน สู่ระดับ 642.40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2566 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวลดลง แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ปรับตัวเพิ่มขึ้น และอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลงเล็กน้อย 0.0033 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 26.6482 บาทต่อกิโลกรัม (808.43 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 26.6449 บาทต่อกิโลกรัม (783.92 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) โดยกองทุนน้ำมันฯ ปรับลดการจ่ายเงินชดเชยจาก 9.0519 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 8.1140 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 423 บาท
3. เมื่อวันที่ 5 มกราคม 2566 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2566 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 104,012 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันติดลบ 57,917 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 46,095 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิต และจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,934 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 2,581 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีก๊าซ LPG มีรายจ่าย 648 ล้านบาทต่อเดือน
4. เนื่องจากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงผันผวน โดย ณ วันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2566ราคานำเข้าอยู่ที่ 784 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 444 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ในขณะที่ราคาขายปลีกในประเทศอยู่ที่ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่อง ของกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จากติดลบ 648 ล้านบาทต่อเดือน เป็นติดลบ 417 ล้านบาทต่อเดือน หลังปรับขึ้นราคาขายปลีกในเดือนมีนาคม 2566 และฐานะกองทุนบัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 46,095 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 48,000 ล้านบาท ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2566 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566 กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 417 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง ไปที่ 23.7216 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9345 บาทต่อกิโลกรัม การปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2566 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2566 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 21.8524 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 438 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 116 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2566 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2566 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 22.7870 บาท ต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 453 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายรับ 184 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2566 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 23.7216 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 468 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายรับ 484 ล้านบาทต่อเดือน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG โดยมีสมมติฐานราคาตลาดโลกที่ 784 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน พบว่า ณ วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2566 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ ติดลบ 46,095 ล้านบาท ทั้งนี้ หากปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG จะอยู่ที่ประมาณ ติดลบ 47,763 ล้านบาท หรือติดลบ 45,960 ล้านบาท ณ วันที่ 30 มิถุนายน 2566 ตามลำดับ ทั้งนี้ การดำเนินการตามแนวทางที่ 1 จะช่วยลดผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชนแต่จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระเพิ่มขึ้น และเกิดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน ในขณะที่แนวทางที่ 2 จะทำให้ราคาขายปลีกสะท้อนต้นทุนการจัดหา และลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ที่เกิดจากการอุดหนุนราคา LPG รวมถึงลดปัญหาการลักลอบจำหน่าย LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน แต่จะทำให้ค่าครองชีพของประชาชนเพิ่มสูงขึ้น และอาจเกิดปัญหาความไม่ปลอดภัย จากการที่ประชาชนบางส่วนมีการนำถังขนาด 15 กิโลกรัม สำหรับใช้ในครัวเรือนไปเติมก๊าซ LPG ที่สถานีบริการ เนื่องจากสามารถเลือกปริมาณและจำนวนเงินในการเติมเพื่อลดภาระในการซื้อก๊าซ LPG แต่ละครั้งได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โดยคงราคาขายส่ง หน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 20.9179 บาทต่อกิโลกรัม มีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคา ขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 423 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2566 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
3. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานกำกับดูแลสถานีบริการก๊าซ LPG ไม่ให้มีการลักลอบ เติมก๊าซ LPG สำหรับรถยนต์ลงในถังก๊าซหุงต้ม
เรื่องที่ 5 การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤต ดังนี้ ภาวะปกติ ระยะสั้น (พ.ศ. 2565 ถึง พ.ศ. 2566) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว (พ.ศ. 2567 เป็นต้นไป) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว สำหรับภาวะวิกฤต คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แบ่งเป็น 2 กรณี คือ หากราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า หรือ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 หรือร้อยละ 3 ตามลำดับ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
2. กรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ คาดการณ์ว่าในช่วงเดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566 ผลผลิตน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) อยู่ที่ประมาณ 3.13 ถึง 3.64 แสนตันต่อเดือน โดยมีความต้องการใช้ CPO ในประเทศประมาณ 1.97 ถึง 2.00 แสนตันต่อเดือน ซึ่งคิดเป็นการใช้ในภาคบริโภคประมาณ 1 แสนตันต่อเดือน และการใช้ในภาคพลังงานประมาณ 0.97 ถึง 1.00 แสนตันต่อเดือน (กรณีคงสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลที่ บี7) ในขณะที่คาดการณ์ความต้องการส่งออก CPO ประมาณ 0.93 แสนตันต่อเดือน สำหรับราคาน้ำมันไบโอดีเซล ณ วันที่ 27 กุมภาพันธ์ 2566 อยู่ที่ 34.46 บาทต่อลิตร อยู่ในระดับใกล้เคียงกับราคาเฉลี่ยในเดือนธันวาคม 2565 ซึ่งอยู่ที่ 34.56 บาทต่อลิตร
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ปัจจุบันกระทรวงการคลังปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิต น้ำมันดีเซลจาก 5.99 บาทต่อลิตร เป็น 1.34 บาทต่อลิตร ซึ่งจะสิ้นสุดมาตรการในวันที่ 20 พฤษภาคม 2566 โดย ณ วันที่ 1 มีนาคม 2566 กองทุนน้ำมันฯ มีการจัดเก็บเงินจากน้ำมันดีเซล 4.22 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ กรณีไม่ลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล และไม่จัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 1 มีนาคม 2566 จะอยู่ที่ 35.20 บาทต่อลิตร โดยหากพิจารณาราคาไบโอดีเซลปัจจุบัน พบว่าอยู่ที่ 34.46 บาทต่อลิตร สูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ซึ่งอยู่ที่ 23.54 บาทต่อลิตร ประมาณ 1.46 เท่า จึงเห็นควรคงสัดส่วนผสมไบโอดีเซลที่ร้อยละ 7 (บี7) และเมื่อพิจารณาระดับสต๊อก CPO ในปัจจุบันซึ่งอยู่ที่ประมาณ 4.0 แสนตัน พบว่าการปรับลดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลเป็น บี5 จะทำให้ระดับสต๊อก CPO เพิ่มสูงขึ้นกว่าระดับสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศ และหากพิจารณาปรับสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วกลับเป็นกรณีปรกติ คือ ร้อยละ 7 (บี7) ร้อยละ 10 (บี10) และร้อยละ 20 (บี20) จะทำให้ระดับสต๊อก CPO ณ สิ้นเดือนมิถุนายน 2566 อยู่ที่ 4.82 แสนตัน ซึ่งช่วยดูดซับ CPO ได้เพิ่มอีก 0.59 แสนตัน เมื่อเทียบกับ บี7 เกรดเดียว แต่จะทำให้ต้นทุนราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้น 0.26 บาทต่อลิตร และบี20 เพิ่มขึ้น 1.35 บาทต่อลิตร และส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ จัดเก็บเงินได้ลดลงประมาณเดือนละ 95 ล้านบาท (บนสมมติฐานปริมาณการใช้และส่วนต่างราคาขายปลีก บี7 บี10 และบี20 ในปี 2564) ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้คงสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ร้อยละ 7 (บี7) ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2566 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2566 เพื่อไม่ให้ต้นทุนเนื้อน้ำมันดีเซลปรับเพิ่มขึ้น และลดภาระกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ 33.94 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2566 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2566
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ..) พ.ศ. 2566 ให้สอดคล้องกับการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล ตามข้อ 1
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) นำเสนอการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลตามข้อ 1 เพื่อทราบ ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานอาจมีการทบทวนสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วตามความเห็น กนป.
เรื่องที่ 6 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 และวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ตามลำดับ และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว โดยโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจึงจะ ลงนามได้ และให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของทั้งสองโครงการในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม โดยต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
2. โครงการน้ำงึม 3 ได้จัดทำ Full Due Diligence แล้วเสร็จเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2565 และ กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2565 ส่วนโครงการเซกอง 4A และ 4B กฟผ. ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2565 ทั้งนี้ การเจรจาร่าง PPA ของทั้งสองโครงการดำเนินการภายใต้กรอบ Tariff MOU ซึ่งกำหนดให้ใช้ PPA โครงการไซยะบุรี และโครงการน้ำเทิน 1 เป็นต้นแบบ เนื่องจากเป็น PPA โครงการโรงไฟฟ้าเอกชนของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ประเภท Run-of-River และ Reservoir ฉบับล่าสุดที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) กพช. และคณะรัฐมนตรี รวมทั้งได้ผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว ทั้งนี้ กฟผ. และกลุ่มผู้พัฒนาโครงการได้เจรจาร่าง PPA แล้วเสร็จ โดยลงนามย่อกำกับ (Initial) ร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B เมื่อวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2566 ตามลำดับ
3. รายละเอียดโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B
3.1 โครงการน้ำงึม 3 กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ (ในร่าง PPA เรียกว่า Generator) คือ Nam Ngum 3 Power Company Limited เป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) สัดส่วนร้อยละ 55 บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) สัดส่วนร้อยละ 25 และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (Électricité du Laos: EDL) สัดส่วนร้อยละ 20 ตั้งอยู่บนลำน้ำงึม แขวงไซยสมบูรณ์ สปป. ลาว มีกำลังผลิตติดตั้ง 480 เมกะวัตต์ (3 x 160 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย - ลาว จำนวน 468.78 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 2,083 ล้านหน่วยต่อปี โดยเชื่อมโยงมาฝั่งไทยที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3
3.2 โครงการเซกอง 4A และ 4B กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ คือ Xekong 4A & 4B Power Company Limited เป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว มีผู้ถือหุ้น ได้แก่ บริษัท ราช กรุ๊ป จำกัด (มหาชน) สัดส่วนร้อยละ 60 บริษัท บี.กริม เพาเวอร์ จำกัด (มหาชน) สัดส่วนร้อยละ 20 และบริษัท Lao World Engineering and Construction จำกัด สัดส่วนร้อยละ 20 โครงการตั้งอยู่บนลำน้ำเซกอง แขวงเซกอง ทางตอนใต้ของ สปป. ลาว มีกำลังผลิตติดตั้งรวม 355 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย – ลาว จำนวน 347.30 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 1,472.78 ล้านหน่วยต่อปี โดยแบ่งเป็น เซกอง 4A มีกำลังผลิตติดตั้ง 175 เมกะวัตต์ (2 x 87.5 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่าย ณ จุดส่งมอบ 170.20 เมกะวัตต์ และเซกอง 4B มีกำลังผลิตติดตั้ง 180 เมกะวัตต์ (2 x 90.0 เมกะวัตต์) ผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่าย ณ จุดส่งมอบ 177.10 เมกะวัตต์ โดยเชื่อมโยงมาฝั่งไทยที่สถานีไฟฟ้าอุบลราชธานี
4. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3
4.1 อายุสัญญาโครงการ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD)
4.2 กำหนดวันจัดหาเงินกู้ (Scheduled Financial Close Date: SFCD) คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 6 เดือน นับจากวันลงนาม หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวันจัดหาเงินกู้แบบ Project Finance (Scheduled Project Finance Achievement Date: SPFAD) คือ ภายใน 24 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SPFAD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวันจ่ายไฟฟ้า (Scheduled Energization Date: SED) คือ ภายใน 5 เดือน นับจากวันเริ่มงานก่อสร้าง (EGAT Construction Obligation Commencement Date: ECOCD) และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ตามสัญญา (Scheduled Commercial Operation Date: SCOD) คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 36 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2569 ทั้งนี้ หากงานก่อสร้างล่าช้าฝ่ายที่ทำให้เกิดความล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) แต่หากเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุจะต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) โดยจะได้รับคืนภายหลัง ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน
4.3 เงื่อนไขการเดินระบบ (Operating Arrangements) คุณภาพไฟฟ้าต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COCs) การเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่ง ของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้นตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ. โดยพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ ได้แก่ (1) Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ ถึงวันเสาร์ (2) Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน ในวันจันทร์ ถึงวันเสาร์ และไม่เกิน 8 ชั่วโมงต่อวัน ในวันอาทิตย์ และ (3) Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE ทั้งนี้ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมงในแต่ละเดือน โดยไม่รวมวันอาทิตย์ และเมื่อรวมทั้งปีแล้วต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง โดยไม่รวมวันอาทิตย์ โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) ราคารับซื้อระหว่างทดสอบ (Test Energy) เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) ก่อน COD ประกอบด้วย ราคาในช่วง Peak เท่ากับ 1.5300 บาทต่อหน่วย ช่วง Off Peak เท่ากับ 1.3005 บาทต่อหน่วย หลัง COD ประกอบด้วย PE ซึ่งแบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท ในสัดส่วน 50 : 50 เท่ากับ 4.2850 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.3712 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.6454 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.0000 บาทต่อหน่วย
4.4 การจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้ (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator แต่ละปีไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้า เกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) กรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้า ที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์ Make-up ได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในเดือนนั้นๆ จนครบแล้ว (3) กรณีที่มี Dispatch Shortfall กฟผ. สามารถสะสมไว้ในบัญชี และมีสิทธิ์ Make-up หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่รับประกันซื้อจนครบแล้วตลอดอายุสัญญา และ (4) ในเดือนสุดท้ายของ Relevant Period ที่ 3 และปีสุดท้ายของ PPA หากมี Supply Excess PE Account และ Supply Excess SE Account เหลือ ให้นำมาคูณด้วยอัตราค่าไฟ Excess Energy เพื่อนำมารวมเข้าไปใน Excess Revenue Account โดยค่าใน Dispatch Shortfall Payment Account จะถูกปรับค่าโดย Excess Revenue Account และจ่ายคืนให้กับ กฟผ. และหากยังคงมีเงินคงเหลือใน Excess Revenue Account หลังการปรับค่าแล้ว ให้จ่ายเงินคืนให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 ของจำนวนเงินที่เหลือใน Excess Revenue Account
4.5 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Security) ประกอบด้วย (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 8.61 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 21.63 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 19.33 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 14 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 6.51 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security ส่วนแรก FCD Additional Security คือ หลักประกันจำนวน 1,300 ล้านบาท หรือสัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการ เพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 4,130 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่งหนังสือค้ำประกันหรือ Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD และส่วนที่สอง PFAD Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 4,130 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่ง Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน PFAD
4.6 เหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) กรณีเกิด FM ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติ ตามพันธะใน PPA ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืน ในภายหลังด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูกกระทบ มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้และต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่งตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาโดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment ทั้งนี้ กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น FM เนื่องจาก EGAT Access Rights โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาได้ เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการเมื่อมีการบอกเลิกสัญญา
4.7 การบอกเลิกสัญญา (1) หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน (2) หากเกิดขึ้นหลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกเข้าซื้อโครงการหรือไม่ก็ได้ โดยหากเลือกซื้อ กฟผ. ต้องจ่ายค่าซื้อโครงการตามราคาที่คู่สัญญาตกลงกันแต่ไม่เกินมูลค่า Shareholder Loan Amount กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ และ (3) หากเกิดขึ้นหลัง PFAD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ
4.8 การยุติข้อพิพาท หากมีข้อพิพาทให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนดให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) และหากมีข้อพิพาทเกี่ยวกับ Billing, Invoice หรือ Statement ให้ยุติข้อพิพาทโดยการไกล่เกลี่ยโดยคณะกรรมการที่เป็นผู้แทนของคู่สัญญาทั้งสองฝ่ายก่อน หากไม่สำเร็จให้ยุติปัญหา โดยอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ PPA นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
5. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการเซกอง 4A และ 4B
5.1 อายุสัญญาโครงการ 27 ปี นับจากวัน COD
5.2 กำหนดวัน SFCD คือ วันที่ช้ากว่าระหว่าง 18 เดือน นับจากวันลงนาม หรือวันที่ 1 มกราคม 2569 หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD ต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน กำหนดวัน SED คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 53 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 สิงหาคม 2573 และกำหนดวัน SCOD คือ ภายในวันที่ช้ากว่าระหว่าง 82 เดือน นับจากวัน ECOCD หรือวันที่ 1 มกราคม 2576 โดยมีเงื่อนไขการจ่ายค่าปรับกรณีงานก่อสร้างล่าช้า เช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
5.3 เงื่อนไขการเดินระบบ และพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อ มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการ น้ำงึม 3 โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) Test Energy เท่ากับ 0.570 บาทต่อหน่วย (2) PE แบ่งจ่ายเป็นเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ : บาท ในสัดส่วน 50 : 50 ก่อน COD เท่ากับ 3.3567 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.0742 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 4.4756 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ 1.4322 บาทต่อหน่วย (3) SE ก่อน COD เท่ากับ 1.2890 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 1.7186 บาทต่อหน่วย และ (4) EE ก่อน COD เท่ากับ 1.0742 บาทต่อหน่วย หลัง COD เท่ากับ 1.4322 บาทต่อหน่วย โดยการจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้ามีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
5.4 การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย (1) หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 5.75 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 14.44 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 12.91 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 14 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 4.35 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 14 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. วงเงิน 3,650 ล้านบาท ซึ่ง Generator ต้องนำส่ง Mortgage Contract Over Secured Property ให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD
5.5 การบอกเลิกสัญญา (1) หากเกิดขึ้นก่อน FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน กรณีเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน และ (2) หากเกิดขึ้น หลัง FCD กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ กรณีเลิกสัญญาเนื่องจาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ ทั้งนี้ ในส่วนของรายละเอียดด้านเหตุสุดวิสัย การยุติข้อพิพาท และกฎหมายที่ใช้บังคับสัญญา มีเงื่อนไขเช่นเดียวกับโครงการน้ำงึม 3
6. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2566 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยและประเทศเพื่อนบ้าน ได้พิจารณาร่าง PPA ของโครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B โดยมีมติเห็นชอบร่าง PPA ของทั้งสองโครงการ โดยมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA ดังกล่าว รวมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และ กพช. เพื่อพิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว
มติของที่ประชุม
1. รับทราบหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามใน PPA โครงการน้ำงึม 3 และโครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 7 การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบ แนวทางการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 ซึ่งกระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะจัดทำนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 เสนอต่อ กพช. และมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ให้แล้วเสร็จภายในปี 2564 ทั้งนี้ ในช่วงเปลี่ยนผ่านนโยบายดังกล่าว กกพ. จะยังคงใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าไปพลางก่อน ต่อมา เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 กพช. ได้มีมติเห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 และกรอบแนวทาง การจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติฯ ทั้งนี้ หาก กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าควรกำหนดให้มีมาตรการหรือการดำเนินการเฉพาะอันก่อให้เกิดประโยชน์ต่อประชาชนเพิ่มเติม ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ และต่อมา เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 กพช. ได้มอบหมายให้ กกพ. ศึกษาการจัดทำอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน และสรุปผลนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
2. กกพ. ได้กำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 โดยมีการดำเนินการ ดังนี้
2.1 จัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยออกประกาศ กกพ. เรื่อง กรอบหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า (Electricity Tariff Regulatory Framework) พ.ศ. 2564 ซึ่งประกาศ ลงราชกิจจานุเบกษาให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 25 ตุลาคม 2564 สรุปสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 และ (2) กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2565 - 2568 ที่สอดคล้องกับนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการของ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้แก่ 1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าควรสะท้อนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) ที่เหมาะสม สอดคล้องกับการเปลี่ยนแปลงสภาพเศรษฐกิจ สังคม สิ่งแวดล้อม เทคโนโลยี และลักษณะการใช้ไฟฟ้าของประเทศ โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพ เสถียรภาพ และความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศโดยรวม 2) อัตราค่าไฟฟ้า ต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed Revenue) ของการไฟฟ้า ซึ่งคิดจากต้นทุนในการบริการที่คำนึงถึง การรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และผลตอบแทนที่เหมาะสม โดยจำแนกตามประเภทผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า และ 3) กำหนดแนวทางการดำเนินงานสำหรับการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส (ไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย) โดยมีการตรวจสอบความซ้ำซ้อนการใช้สิทธิของผู้ใช้ไฟฟ้าประกอบการดำเนินงาน เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารายหนึ่งจะได้รับสิทธิ 1 สิทธิ ต่อครัวเรือนต่อบิลเดือน และต่อหนึ่งหมายเลขผู้ใช้ไฟฟ้า ให้ได้รับการยกเว้นมูลค่าของฐานภาษีในการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส ให้มีการลงทะเบียน ผู้มีสิทธิในบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และพิจารณาคุณสมบัติผู้ที่สมควรได้รับความช่วยเหลือ โดยให้การไฟฟ้าประชาสัมพันธ์ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับสิทธิตามมาตรการค่าไฟฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย ในปัจจุบัน ที่ประสงค์จะรับสิทธิช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับผู้มีรายได้น้อยสำหรับปี 2566 เป็นต้นไป ลงทะเบียนในบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ นอกจากนี้ ให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส (ไฟฟ้าฟรี 50 หน่วย) ไปพิจารณารวมกับความต้องการรายได้ (Revenue Requirement) ในการพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้าตามแนวทางที่ กพช. เห็นชอบเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558
2.2 ศึกษาทบทวนหลักเกณฑ์ และข้อเสนอการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2564 – 2568 โดยเมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน 2565 กกพ. ได้เห็นชอบข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 – 2568 จากการรับฟังความคิดเห็นหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง สรุปได้ดังนี้ (1) การทบทวนต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนหน่วยสุดท้ายที่เหมาะสม พบว่าต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์ที่คำนวณค่าพลังไฟฟ้า (Demand Charge) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Charge) ในภาพรวมจะอยู่ในระดับที่สูงกว่าโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน (2) ทบทวนอัตราค่าบริการรายเดือน ให้สะท้อนต้นทุนคงที่ของการไฟฟ้า ที่เปลี่ยนแปลงไปในปัจจุบัน ซึ่งสามารถปรับอัตราค่าบริการรายเดือนลดลงได้ในบางกลุ่มประเภทอัตราค่าไฟฟ้า (3) ข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับปี 2564 – 2568 ได้แก่ 1) ให้คงอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า และอัตราค่าพลังไฟฟ้า สำหรับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งระดับส่ง และอัตราค่าไฟฟ้าในระดับขายปลีกในระดับเดียวกับปัจจุบัน 2) ปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนให้สะท้อนต้นทุนที่เปลี่ยนแปลงไปตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 เป็นต้นไป สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มบ้านอยู่อาศัยอัตราปกติที่ใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 150 หน่วยต่อเดือน และอัตรา TOU ที่แรงดันต่ำกว่า 22 กิโลโวลต์ (kV) และ 12 kV จากเดิม 38.22 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 24.62 บาทต่อรายต่อเดือน กิจการขนาดเล็ก อัตราปกติ และ TOU ที่แรงดันต่ำกว่า 22 kV และ 12 kV จากเดิม 46.16 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 33.29 บาทต่อรายต่อเดือน และสูบน้ำเพื่อการเกษตร อัตรา TOU ทุกระดับแรงดัน จากเดิม 228.17 บาทต่อรายต่อเดือน เป็น 204.07 บาทต่อรายต่อเดือน และ 3) ปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าให้จำแนกองค์ประกอบค่าไฟฟ้าตามนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าฐาน ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และค่าใช้จ่ายตามนโยบายรัฐ (Policy Expense: PE) ตั้งแต่บิลค่าไฟฟ้าประจำเดือน พฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป (4) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง และอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป มีสาระสำคัญ ดังนี้ 1) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าขายส่งฐาน ค่า Ft และ PE ในระดับขายส่ง โดยการจำแนกค่า PE ที่อยู่ในค่าไฟฟ้าฐานเดิมออกไปเป็นค่า PE ส่งผลให้ค่าพลังงานไฟฟ้าในค่าไฟฟ้าฐานซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มลดลงเท่ากับ 0.0354 บาทต่อหน่วยขายส่ง ทั้งนี้ ให้มีการชดเชยรายได้จากการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ไปยังการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 2 แห่ง มีฐานะการเงินเป็นไปตามหลักเกณฑ์ ที่กำหนด ผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(1) ซึ่งหักจากอัตราค่าบริการเป็นรายปี โดยให้ กฟน. นำส่งเงินเข้ากองทุน และให้ กฟภ. ขอเบิกจ่ายจากกองทุนตามประกาศที่ กกพ. กำหนด 2) โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ประกอบด้วย ค่าไฟฟ้าขายปลีกฐาน ค่า Ft และ PE ในระดับขายปลีก โดยให้คงอัตรา ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าเท่าเดิม การจำแนกค่า PE ที่อยู่ในค่าไฟฟ้าฐานออกไปเป็นค่า PE ส่งผลให้ค่าพลังงานไฟฟ้าในค่าไฟฟ้าฐานซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มลดลงในทุกประเภทอัตราค่าไฟฟ้า เท่ากับ 0.1430 บาทต่อหน่วยขายปลีก รวมทั้งให้ทบทวนคำนิยามผู้ใช้ไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัยและองค์กรไม่แสวงหากำไร ของ กฟน. และ กฟภ. ให้เป็นหลักการเดียวกัน และปรับลดอัตราค่าบริการรายเดือนตามที่กำหนด 3) กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ายานยนต์ไฟฟ้าสาธารณะ (Public EV Charger) ประกอบด้วย อัตราค่าพลังงานไฟฟ้าซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม (ไม่รวมค่า Ft ค่า PE และค่าบริการรายเดือน) เท่ากับ 2.9162 บาทต่อหน่วย และไม่มีค่าความต้องการพลังไฟฟ้า เพื่อให้สะท้อนต้นทุนค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยที่ กฟน. และ กฟภ. ซื้อจาก กฟผ. รวมทั้งไม่เกิดภาระค่าใช้จ่ายกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายและผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทอื่น 4) กำหนดสูตรการคำนวณค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่า Ft และค่า PE กำหนดรายได้ที่พึงได้รับของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง สำหรับปี 2565 – 2568 และกรอบค่าใช้จ่ายดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ รวมทั้งกำกับการดำเนินงานตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้าและรายได้ที่พึงได้รับของการไฟฟ้า และ 5) เห็นควรชะลอการจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐานสำหรับการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าครั้งนี้ เนื่องจากปัจจุบันยังไม่มีการติดตั้งมิเตอร์เพื่อคำนวณค่าใช้จ่าย ที่ชัดเจนทั้งหมด และขอให้พิจารณากำหนดนโยบายให้การไฟฟ้าติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะให้ครบถ้วน เพื่อจำแนกค่าใช้จ่ายได้ชัดเจนก่อนดำเนินการในระยะต่อไป และ (5) กกพ. ได้มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ศึกษาและเตรียมการเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้าในระยะต่อไป ดังนี้ 1) อัตราค่าบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff: UGT) อยู่ระหว่างจัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าเสนอ กกพ. พิจารณา คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในปี 2566 และ 2) อัตราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจำหน่าย (Wheeling Charge) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเติมเงิน (Pre-Paid) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ให้ความร่วมมือในการเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าแบบชั่วคราว (Temporary Demand Response Programs) และอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงาน อยู่ระหว่างการศึกษาเพื่อพัฒนานโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต
3. กกพ. ได้มีข้อเสนอแนะต่อการดำเนินการตามนโยบายและการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 ดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบภาคนโยบายต่อข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตรา ค่าไฟฟ้า จากการปรับปรุงข้อมูลและหลักเกณฑ์ต่างๆ ให้ใกล้เคียงกับสภาพเศรษฐกิจและสังคมปัจจุบัน ได้แก่ 1) เห็นควรให้คงอัตราค่าไฟฟ้าเท่าเดิม สำหรับค่าพลังงานไฟฟ้า และค่าพลังไฟฟ้า ในการกำหนดค่าไฟฟ้าขายปลีก และคงอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง เพื่อลดผลกระทบที่จะเกิดขึ้นกับผู้ใช้ไฟฟ้าในวงกว้าง 2) ชะลอการจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐาน และให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะที่ครบถ้วน เพื่อจำแนกค่าใช้จ่ายได้อย่างชัดเจน เหมาะสมในทางปฏิบัติในระยะต่อไป และ 3) กำหนดให้การดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส โดยการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมแปร์ และมีการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 50 หน่วยติดต่อกันไม่น้อยกว่า 3 เดือน ที่การไฟฟ้าได้ตรวจสอบสิทธิของผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ให้มีความซ้ำซ้อน และผู้ใช้ไฟฟ้าได้มีการลงทะเบียนผู้มีสิทธิในบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป และให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาสเป็นส่วนหนึ่งของความต้องการรายได้ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในการพิจารณาฐานะการเงินของการไฟฟ้าตามนโยบาย กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 และ (2) ข้อเสนอต่อการปรับอัตราค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤติราคาพลังงาน โดย กกพ. ได้กำหนดโครงสร้างอัตรา ค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 และวันที่ 1 เมษายน 2564 และให้การไฟฟ้าเตรียมความพร้อมเพื่อประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าดังกล่าวแล้ว แต่เนื่องจากสถานการณ์วิกฤติราคาพลังงานที่ผันผวนและสูงขึ้นตั้งแต่ปลายปี 2564 ส่งผลต่อต้นทุนการให้บริการไฟฟ้าของประเทศที่เปลี่ยนแปลงอย่างชัดเจน ดังนั้น หากมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ที่จำแนกค่า PE ออกจากค่าไฟฟ้าฐานและค่า Ft ในเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป ในขณะที่สถานการณ์ราคาพลังงานยังไม่เข้าสู่สภาวะปกติ จะส่งผลต่อการปรับโครงสร้างราคาไฟฟ้าของประเทศในระยะยาว และอาจทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้าเกิดความสับสนในการจำแนกใบแจ้งหนี้ค่าไฟฟ้าที่มีการเพิ่มรายการค่า PE ในสถานการณ์ปัจจุบันได้ ทั้งนี้ ตามที่คาดการณ์ว่าการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยจะเริ่มเข้าสู่สภาวะปกติในช่วงเดือนเมษายน 2567 ประกอบกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 ที่มอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้ากลุ่มประเภทบ้านอยู่อาศัยที่มีการใช้ไฟฟ้ามากกว่า 500 หน่วยต่อเดือนขึ้นไป เพื่อส่งเสริมการประหยัดพลังงานเพิ่มเติม ซึ่งมีผลกระทบ ต่อต้นทุนการให้บริการของรัฐอย่างมีนัยสำคัญ ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรเสนอให้พิจารณาเลื่อนการบังคับใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ออกไปเป็นภายในปี 2567
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า ควรพิจารณาเห็นชอบตามข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า จากการปรับปรุงข้อมูลและหลักเกณฑ์ต่างๆ ให้ใกล้เคียงกับสภาพเศรษฐกิจและสังคมปัจจุบัน และเห็นสอดคล้องกับข้อเสนอแนะของ กกพ. ในการคงอัตราค่าไฟฟ้าเท่าเดิม ชะลอการจำแนกค่าไฟฟ้าสาธารณะออกจากค่าไฟฟ้าฐานเนื่องจากยังไม่มีการติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าสาธารณะอย่างครบถ้วน การดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส โดยให้นำค่าใช้จ่ายในการอุดหนุนผู้ใช้ไฟฟ้านั้นเป็นส่วนหนึ่งของความต้องการรายได้ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย รวมถึงประเด็นผลกระทบในการนำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่จำแนกค่า PE ออกจากค่าไฟฟ้าฐานและค่า Ft ในเดือนพฤษภาคม 2566 เป็นต้นไป อย่างไรก็ดี มติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้กำหนดการพิจารณา ค่า PE เป็นองค์ประกอบเพิ่มเติมในอัตราค่าไฟฟ้า เพื่อใช้สนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ และต้องกระจายภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ซึ่งในโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่นำเสนอแม้จะมีแนวทางการประเมินค่า PE อย่างชัดเจนแล้ว แต่อาจจำเป็นต้องพิจารณาแนวทางการกระจายภาระต้นทุน อันเกิดจากการผลิตไฟฟ้า รวมถึงการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม เพื่อสอดรับกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่เพิ่มขึ้น ทั้งในระบบผลิตไฟฟ้า และระดับผู้ใช้ไฟฟ้า (Prosumer) โดยคำนึงถึงผู้ใช้ไฟฟ้าส่วนใหญ่ที่เป็นผู้มีรายได้น้อยที่ยังต้องใช้บริการพลังงานไฟฟ้าจากระบบไฟฟ้าที่อาจมีภาระต้นทุนเพิ่มขึ้น นอกจากนี้ ควรเร่งเตรียมการเพื่อรองรับ การเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้าตามนโยบายที่ กพช. กำหนด ซึ่งบางส่วนมีความจำเป็นต่อการประกาศใช้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบันและอนาคต เช่น การวางยุทธศาสตร์เชิงรุกในการให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชน การจัดเตรียมข้อมูลเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และการพัฒนาอุตสาหกรรมไฟฟ้าเพื่อบูรณาการกับฐานระบบข้อมูลของศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2564 – 2568 ซึ่งสอดคล้องกับนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้าตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 และวันที่ 1 เมษายน 2564
2. เห็นชอบข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ต่อการดำเนินการตามนโยบายและการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 พร้อมรับข้อเสนอแนะของฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานไปดำเนินการ
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ต่อมา เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับปี 2565 – 2573 ในปริมาณรวม 5,203 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2569 ในปริมาณ 100 เมกะวัตต์ ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอน ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบหมายให้ กบง. พิจารณา โดยเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบปรับปรุงกรอบหลักเกณฑ์การคัดเลือกโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรม สำหรับปี 2565 – 2573 ด้านคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของโครงการ และเห็นชอบให้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนนความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) และศักยภาพระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวม ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิงตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ
2. กกพ. ได้ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ดังนี้ (1) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 (2) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้ง บนพื้นดิน พ.ศ. 2565 จำนวน 4 ฉบับ ลงวันที่ 30 กันยายน 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติมฉบับที่ 2 ถึงฉบับที่ 4 ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 วันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 และวันที่ 1 มีนาคม 2566 ตามลำดับ (3) ระเบียบ กกพ. ว่าด้วยการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับขยะอุตสาหกรรม พ.ศ. 2565 ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2565 และ (4) ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม (ปี 2569) พ.ศ. 2565 ลงวันที่ 20 ตุลาคม 2565 และที่ประกาศเพิ่มเติมฉบับที่ 2 พ.ศ. 2566 เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2566 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 กบง. ได้รับทราบรายงานผลการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ที่สะท้อนถึงความสนใจและศักยภาพของผู้ประกอบการในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน จึงมีความเห็นให้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ให้สามารถรองรับการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่มีปริมาณมากเพิ่มเติมได้ เพื่อเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดและสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกและมุ่งสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ได้ตามแผนที่กำหนด พร้อมทั้งนำเสนอแนวทางการดำเนินการต่อ กบง. เพื่อพิจารณา
3. เมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2566 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ประชุมหารือในประเด็นศักยภาพพลังงานหมุนเวียนคงเหลือสำหรับส่งเสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม เพื่อประกอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมสำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ด้วยการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ โดย พพ. พิจารณาแล้วเห็นควรปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ให้สอดคล้องกับศักยภาพ เชิงพื้นที่ของพลังงานแสงอาทิตย์ 184,178.46 เมกะวัตต์ พลังงานลม 7,835 เมกะวัตต์ ชีวมวล 1,085 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 1,140 เมกะวัตต์ และเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม 212 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การปรับเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะอุตสาหกรรม ให้พิจารณาตามกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าสูงสุดรายภาคแบ่งตามศักยภาพเชื้อเพลิงที่ กพช. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 และเห็นควรปรับเป้าหมายของพลังงานก๊าซชีวภาพจากแผนเดิมให้คงเหลือ 200 เมกะวัตต์ และพลังงานชีวมวลจากแผนเดิมให้คงเหลือ 390 เมกะวัตต์
4. สนพ. ได้รับแจ้งสรุปรายละเอียดข้อมูลการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT ปี 2565 – 2573 สำหรับพลังงานหมุนเวียนกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม พร้อมทั้งปัญหา อุปสรรค และข้อเสนอแนะจากประธาน กกพ. สรุปได้ดังนี้ (1) การรับซื้อไฟฟ้าสำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าจำนวน 629 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 17,011.93 เมกะวัตต์ จากเป้าหมายรับซื้อ 5,203 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าที่ผ่านเกณฑ์ด้านคุณสมบัติจำนวน 548 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 13,855.74 เมกะวัตต์ และที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติจำนวน 81 โครงการ ปริมาณ พลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 3,156.19 เมกะวัตต์ และมีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าที่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อม ทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ ตามเกณฑ์ผ่านหรือไม่ผ่าน (Pass/Fail Basis) จำนวน 317 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 7,639.08 เมกะวัตต์ และที่ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ จำนวน 231 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 6,216.66 เมกะวัตต์ โดยปัจจุบันอยู่ระหว่างการพิจารณาอุทธรณ์เกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ ตามเกณฑ์ผ่านหรือไม่ผ่าน และประเมินความพร้อมตามเกณฑ์คะแนนคุณภาพ (Scoring) (2) การรับซื้อไฟฟ้าสำหรับขยะอุตสาหกรรม มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าจำนวน 27 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 207.70 เมกะวัตต์ จากเป้าหมายรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ โดยภาคตะวันออก มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าสูงสุดในปริมาณรวม 108.70 เมกะวัตต์ รองลงมา คือ ภาคกลาง 77 เมกะวัตต์ ภาคใต้ 17 เมกะวัตต์ และภาคเหนือ 5 เมกะวัตต์ ส่วนภาคตะวันตก และภาคตะวันออกเฉียงเหนือ ไม่มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้า ทั้งนี้ มีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าที่ผ่านเกณฑ์ด้านคุณสมบัติจำนวน 26 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 202.70 เมกะวัตต์ และมีผู้ยื่นเสนอขายไฟฟ้าที่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ ตามเกณฑ์ผ่านหรือไม่ผ่าน รวมกับผู้ที่ผ่านการพิจารณาอุทธรณ์ของ กกพ. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2566 จำนวน 24 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 186.70 เมกะวัตต์ โดยปัจจุบันอยู่ระหว่างการประเมินความพร้อมตามเกณฑ์คะแนนคุณภาพ และ (3) ข้อเสนอแนะจากการดำเนินการ มีดังนี้ 1) ผลการรับซื้อไฟฟ้าปรากฏว่ามีปริมาณเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่าเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้า แสดงให้เห็นว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในการส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนครั้งนี้เหมาะสม ไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในภาพรวม สอดคล้องกับเป้าหมายความ เป็นกลางทางคาร์บอน และเป็นประโยชน์กับประเทศในด้านพลังงานและเศรษฐกิจ 2) ผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้า ที่ไม่ผ่านการพิจารณาความพร้อมด้านคุณสมบัติและด้านเทคนิคขั้นต่ำเป็นจำนวนมากรายที่มีข้อผิดพลาด และเอกสารประกอบคำเสนอขายไฟฟ้าไม่ครบถ้วนสมบูรณ์ หรือตกหล่นเล็กน้อย ที่ไม่เป็นไปตามระเบียบกำหนด ดังนั้น หากมีนโยบายรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ควรเปิดโอกาสให้กลุ่มผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าในรอบแรกที่ไม่ผ่านเกณฑ์ด้านคุณสมบัติและเทคนิคดังกล่าวสามารถปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้าให้ครบถ้วน เนื่องจากโครงการมีความพร้อม มีความตั้งใจและลงทุนจัดเตรียมข้อมูลเพื่อพัฒนาโครงการแล้ว และ 3) การกระจุกตัวของโครงการในบางพื้นที่ทำให้จำเป็นต้องปรับปรุงหรือเสริมระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับพลังงานหมุนเวียน เช่น กรณีพลังงานลมที่มีศักยภาพพื้นที่จำกัด เป็นต้น ดังนั้น หากมีนโยบายรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม ควรกำหนดให้การพิจารณาคำเสนอขายไฟฟ้าเพิ่มเติมนี้ดำเนินการหลังการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในปริมาณ 5,203 เมกะวัตต์ แล้วเสร็จก่อน
5. การบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าตามแผนการเพิ่มเติมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ เพื่อรองรับปริมาณเสนอขายไฟฟ้าที่มีจำนวนมากได้เพิ่มเติมนั้น พิจารณาบนหลักการคำนวณ ค่าปริมาณพลังงานไฟฟ้าจากโครงการที่ไม่สามารถดำเนินการได้สำเร็จตามแผน และนำมาจัดสรรให้กับประเภทเชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียนที่จะพิจารณาขยายการรับซื้อ เพื่อให้ปริมาณพลังงานไฟฟ้ายังคงเพียงพอตามแผน PDP2018 Rev.1 และแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ โดยมีการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่ไม่สามารถดำเนินการได้สำเร็จตามแผนรวมทั้งสิ้น 1,140 เมกะวัตต์ ได้แก่ การรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากต่างประเทศ ปี 2571 ปริมาณ 700 เมกะวัตต์ โครงการ SPP Hybrid Firm 183 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ 135 เมกะวัตต์ ชีวมวล 95 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าขยะชุมชน Quick Win 26.5 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ จากหลักการดังกล่าว สามารถจัดทำแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) โดยมีสาระสำคัญของการปรับปรุงแผน คือ ปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า และเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้ารายปีของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องกับศักยภาพและสถานการณ์ปัจจุบัน โดยมีเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดรวมทั้งสิ้น 12,704 เมกะวัตต์
6. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 มีดังนี้
6.1 รับซื้อไฟฟ้าสำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ขนาดกำลังผลิตตามสัญญาไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ และสำหรับขยะอุตสาหกรรม ขนาดกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ในรูปแบบสัญญา Non-Firm อายุสัญญารับซื้อไฟฟ้า 20 - 25 ปี อัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ทั้งนี้ จะยังไม่รับซื้อไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงานเพิ่มเติม เนื่องจากเป็นการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ที่มีการนำเทคโนโลยีกักเก็บพลังงานมาผสมผสาน ให้โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนมีความสามารถในการพร้อมจ่ายและรองรับความต้องการ ในแต่ละช่วงเวลาได้ ซึ่งอยู่ในช่วงเริ่มต้นของการทดสอบและคาดว่าจะสามารถจัดหาได้ครบตามเป้าหมายแล้ว
6.2 เป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงและขยะอุตสาหกรรมในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 - 2573 รวมทั้งสิ้น 3,668.5 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน 2,632 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,000 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 6.5 เมกะวัตต์ และขยะอุตสาหกรรม 30 เมกะวัตต์ กรณีที่มีเป้าหมายคงเหลือจากการรับซื้อไฟฟ้า ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ฉบับปรับปรุงเพิ่มเติม ให้นำเป้าหมายคงเหลือมารวมในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมด้วย ยกเว้นก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ทั้งนี้ กกพ. สามารถพิจารณาปรับเป้าหมาย การรับซื้อไฟฟ้ารายปี เฉพาะกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิงได้ตามความเหมาะสม ให้สอดคล้องกับผลคะแนน ความพร้อมด้านเทคนิค ข้อเสนอขายไฟฟ้า กำหนดวัน SCOD และศักยภาพระบบไฟฟ้า โดยไม่ให้เกินกรอบเป้าหมายรวมของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง หลักการตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 ที่ได้รายงาน ให้ กพช. รับทราบเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565
6.3 การรับซื้อไฟฟ้าให้ยึดหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการและเงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการตามหลักการเช่นเดียวกับที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 สำหรับกลุ่ม ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และวันที่ 22 มิถุนายน 2565 สำหรับขยะอุตสาหกรรม และที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2565 ทั้งนี้ กำหนดให้เพิ่มเติมเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอที่สำคัญ ดังนี้ (1) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ต้องเป็นผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ซึ่งเป็นการรับซื้อตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ฉบับปรับปรุงเพิ่มเติม ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. เมื่อวันที่ 29 เมษายน 2565 (2) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมต้องใช้หนังสือแสดงผลการตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมที่ได้ใช้เป็นเอกสารประกอบการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 (3) ผู้ยื่นข้อเสนอในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมสามารถเปลี่ยนแปลงปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายได้ แต่ต้องไม่สูงเกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย ตามคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ทั้งนี้ ไม่สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิง ที่ตั้งโครงการ จุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้า ระดับแรงดันที่เชื่อมต่อ และรูปแบบการเชื่อมต่อตามที่ระบุในหนังสือแสดงผลการตรวจสอบจุดเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าฉบับเดิมได้ และ (4) ผู้ยื่นข้อเสนอ ในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมต้องไม่เกี่ยวข้องทั้งทางตรงและทางอ้อม หรือมีสถานะเป็นผู้เรียกร้อง ผู้ร้องเรียน ผู้อุทธรณ์ ผู้ฟ้องร้อง หรือผู้ร้องสอด ให้หน่วยงานภาครัฐ คณะกรรมการ คณะอนุกรรมการ คณะทำงาน หรือเจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องกับการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบ และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ กกพ. ในข้อ 2 ซึ่งหมายรวมถึง กพช. กกพ. และกระทรวงพลังงาน ต้องรับผิดในทางวินัย ทางแพ่ง ทางอาญา หรือทางปกครอง จากการที่ได้ปฏิบัติหน้าที่ดังกล่าว โดยผู้ยื่นข้อเสนอ ในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจะต้องยืนยันความไม่เกี่ยวข้องหรือยืนยันสถานะดังกล่าวตลอดเวลา
6.4 การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมตามข้อ 6.2 ให้เริ่มดำเนินการเมื่อสำนักงาน กกพ. ประกาศรายชื่อผู้ยื่นขอผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 เสร็จสิ้น โดยมีแนวทางดำเนินการ ดังนี้ (1) ให้ความสำคัญเป็นลำดับแรกกับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ที่ผ่านเกณฑ์การพิจารณาความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ แต่ไม่ได้รับการคัดเลือก ภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ทั้งนี้ กำหนดให้ กกพ. พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผลการประเมินความพร้อม ตามเกณฑ์คะแนนคุณภาพที่ได้จัดทำไว้โดยไม่ต้องปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้า และมีปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวม ไม่เกิน 600 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานลม และไม่เกิน 1,580 เมกะวัตต์ สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน โดยให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) พลังงานลม และ 2) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้รับการพิจารณาคัดเลือกเป็นรายสุดท้ายภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 ของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง และยินยอมปรับลดปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่ให้เกินกว่ากรอบเป้าหมายที่คงเหลือนั้น ให้ กกพ. สามารถปรับเพิ่มปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายให้กับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้ารายดังกล่าวได้ไม่เกินกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตาม คำเสนอขายไฟฟ้าเดิม ถ้าหากโครงข่ายระบบไฟฟ้ามีศักยภาพที่สามารถรองรับได้ (2) การรับซื้อไฟฟ้าส่วนที่เหลือหลังหักปริมาณที่ได้รับซื้อไปแล้วในข้อ 6.4 (1) ให้ดำเนินการในลำดับถัดมา โดยเปิดโอกาสให้ผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่ไม่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติ ไม่ผ่านเกณฑ์คะแนนความพร้อมทางด้านเทคนิคขั้นต่ำ หรือไม่ได้รับการคัดเลือกภายใต้ระเบียบ กกพ. และประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในข้อ 2 หรือไม่ได้รับการคัดเลือกในการรับซื้อตามข้อ 6.4 (1) สามารถปรับปรุงแก้ไขคำเสนอขายไฟฟ้าที่ได้ยื่นไว้แล้วให้ครบถ้วนได้ ภายใต้หลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่ กกพ.กำหนด รวมถึงเงื่อนไขของผู้ยื่นข้อเสนอในข้อ 6.3 ทั้งนี้ ให้พิจารณารับซื้อเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 2) พลังงานลม 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน และ 4) ขยะอุตสาหกรรม สำหรับผู้ยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน ภายใต้ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในข้อ 2 สามารถเปลี่ยนแปลงประเภทเชื้อเพลิงเป็นพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เพื่อเข้ารับการพิจารณาคัดเลือกในการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมส่วนที่เหลือนี้ได้ และ (3) การรับซื้อไฟฟ้าจะพิจารณาตามศักยภาพของโครงข่ายระบบไฟฟ้าที่สามารถรองรับได้ โดยการประเมินความสามารถระบบไฟฟ้าให้ดำเนินการประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 6.4 (1) ให้แล้วเสร็จ ก่อนที่จะประเมินสำหรับการรับซื้อตามข้อ 6.4 (2) ต่อไป ทั้งนี้ หากมีข้อจำกัดในด้านศักยภาพของโครงข่ายไฟฟ้าในการรองรับ และไม่สามารถดำเนินการปรับปรุงให้สามารถเชื่อมโยงเพื่อรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ ภาครัฐขอสงวนสิทธิ์ในการไม่ตอบรับข้อเสนอขายไฟฟ้า
6.5 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะอุตสาหกรรม ให้ยึดกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าสูงสุดรายภาค ที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 โดยการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมกำหนดให้ความสำคัญ เป็นลำดับแรกกับขยะอุตสาหกรรมที่กำจัดยาก ซึ่งมีกระบวนการกำจัดที่ซับซ้อนกว่าการเผาไหม้โดยตรง และมีระบบควบคุมมลพิษทางอากาศที่สามารถป้องกันได้อย่างมีประสิทธิภาพ และขยะอุตสาหกรรมที่เป็นแหล่งทรัพยากรธรรมชาติทดแทน (Reuse/Recycle) ตามนโยบายกำจัดของเสียของกระทรวงอุตสาหกรรมที่มุ่งเน้นอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมและพลังงาน รวมถึงการป้องกันรักษาสิ่งแวดล้อมให้มีคุณภาพดีอย่างยั่งยืน
6.6 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมจากแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานสะอาดฯ ให้ยึดใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 ตามที่ กพช. ได้ให้ความเห็นชอบไว้ ดังนี้ (1) กลุ่มไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง สำหรับกำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาด ใช้อัตราตามที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 6 พฤษภาคม 2565 ดังนี้ 1) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) อัตรา FiT เท่ากับ 2.0724 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 20 ปี 2) พลังงานลม เท่ากับ 3.1014 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี และ 3) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เท่ากับ 2.1679 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี ทั้งนี้ สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนใต้ ให้ได้รับอัตรา FiT Premium 0.50 บาทต่อหน่วย ตลอดอายุโครงการ และ (2) ขยะอุตสาหกรรม กำลังการผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ ใช้อัตราตามที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2565 ได้แก่ อัตรา FiTF เท่ากับ 3.39 บาทต่อหน่วย FiTV,2560 เท่ากับ 2.69 บาทต่อหน่วย และ FiT เท่ากับ 6.08 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiTv จะเพิ่มขึ้นต่อเนื่องตามอัตราเงินเฟ้อขั้นพื้นฐาน (Core Inflation) ทั้งนี้ ให้ได้รับอัตรา FiT Premium 8 ปีแรก 0.70 บาทต่อหน่วย และ FiT Premium สำหรับโครงการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี นราธิวาส และ 4 อำเภอ ในจังหวัดสงขลา (อำเภอจะนะ อำเภอเทพา อำเภอสะบ้าย้อย และอำเภอนาทวี) ตลอดอายุโครงการ 0.50 บาทต่อหน่วย
7. ประโยชน์ที่ประเทศจะได้รับจากการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม (1) ช่วยเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในระบบไฟฟ้าของประเทศ และช่วยลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ให้บรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน ภายในปี ค.ศ. 2050 และการปลดปล่อยคาร์บอนสุทธิเป็นศูนย์ (Net-Zero Carbon Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 ซึ่งได้กำหนดเป้าหมายให้มีการพัฒนาพลังงานหมุนเวียน ในระดับไม่ต่ำกว่าร้อยละ 50 ภายในปี ค.ศ. 2050 นอกจากนี้ยังช่วยให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมาย การลดก๊าซเรือนกระจกร้อยละ 20 – 25 ภายในปี ค.ศ. 2030 ตามที่ได้นำเสนอการมีส่วนร่วมในการลดก๊าซ เรือนกระจกและการดำเนินงานด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศภายหลังปี ค.ศ. 2020 (Nationally Determined Contribution: NDC) ซึ่งต่อมามีการพิจารณาปรับเพิ่มเป็นร้อยละ 30 – 40 ได้ (2) การที่มีผู้ประกอบการจำนวนมากให้ความสนใจยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยมีปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวมกันเกินกว่าเป้าหมายรับซื้อไฟฟ้า สะท้อนให้เห็นว่าประเทศไทยยังคงมีศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนอีกมาก ซึ่งการบริหารจัดการเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าให้สามารถรองรับการยื่นคำเสนอขายไฟฟ้าที่มีปริมาณมากเพิ่มเติมได้นั้น จะช่วยให้ประเทศไม่เสียโอกาสในการพัฒนาพลังงานหมุนเวียนที่มีอัตรารับซื้อในระดับที่เหมาะสมสามารถแข่งขันได้ ไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในภาพรวม และช่วยเสริมสร้างเสถียรภาพทางด้านราคาค่าไฟฟ้าของประเทศได้ในระยะยาว อีกทั้งจะช่วยสนับสนุนแนวนโยบายการบริการไฟฟ้าสีเขียว (Utility Green Tariff) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 และ (3) การเพิ่มการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นการเสริมสร้างศักยภาพของประเทศในการรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดของผู้ประกอบการ ภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม โดยเฉพาะธุรกิจส่งออกที่มีความจำเป็นต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขของมาตรการ ปรับราคาคาร์บอนก่อนข้ามพรมแดน (Carbon Border Adjustment Mechanism: CBAM) เพื่อหลีกเลี่ยงไม่ให้เกิดการกีดกันทางการค้าระหว่างประเทศ และเสริมสร้างความสามารถในการแข่งขันทางด้านเศรษฐกิจและการลงทุนด้วยการดึงดูดการลงทุนจากต่างประเทศ
8. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และเพิ่มปริมาณไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดให้สำเร็จได้ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ ฉบับปรับปรุงเพิ่มเติม และฉบับปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2 เพื่อสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกได้ร้อยละ 30 - 40 ตามแผน NDC และเข้าสู่ความเป็นกลางทางคาร์บอนตามเป้าหมายที่กำหนดนั้น การไฟฟ้าทั้งสามแห่งจะต้องเร่งดำเนินการก่อสร้างและปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้เพียงพอ และครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบต่างๆ เพื่อให้การผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ สามารถเชื่อมต่อเข้ากับระบบไฟฟ้าได้
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2)
2. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง และขยะอุตสาหกรรม ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 - 2573 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา
3. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการก่อสร้างและปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อรองรับการจัดหาไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม ครั้งที่ 2) โดยใช้งบประมาณของโครงการที่คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติแล้วและมีวัตถุประสงค์ เพื่อรองรับพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งดำเนินการเพิ่มศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าเพิ่มเติมได้ (หากจำเป็น) ทั้งนี้ มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินโครงการก่อสร้างหรือปรับปรุงระบบจำหน่ายไฟฟ้าหรือส่วนที่เกี่ยวข้องซึ่งได้รับอนุมัติไว้แล้วที่ช่วยสนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมถึงจัดทำแผนพัฒนาระบบจำหน่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อขออนุมัติต่อไป
4. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 59) วันอังคารที่ 14 กุมภาพันธ์ 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 59)
วันพุธที่ 14 กุมภาพันธ์ 2566
1. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. มาตรการบริหารจัดการด้านน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ (โครงการฯ) เพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จัดทำคำขอรับงบประมาณเพื่อใช้สำหรับการดำเนินมาตรการดังกล่าว โดยยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ต่อเนื่องในช่วงเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนมีนาคม 2566 คราวละ 3 เดือน รวมจำนวน 4 ครั้ง โดยครั้งล่าสุดเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2565 กบง. เห็นชอบการขยายระยะเวลาโครงการฯ ในเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมีนาคม 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่จะเริ่มให้สิทธิ และมอบหมายให้ ธพ. จัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการ เงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น 357,500,000 บาท รวมทั้งมอบหมายให้ ธพ. ประสานบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคา LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ซึ่ง ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 ซึ่งเมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2565 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการและอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น และให้กระทรวงพลังงาน (พน.) ดำเนินการตามความเห็นของสำนักงบประมาณ โดยใช้งบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็นคงเหลือที่ได้รับการจัดสรรตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2565 เป็นลำดับแรก โดยมีงบประมาณที่ได้รับอนุมัติเพิ่ม 234,301,200 บาท รวมเป็นงบประมาณทั้งสิ้น 309,113,702 บาท โดยกรมบัญชีกลางเป็นผู้อนุมัติและดำเนินการแทน ธพ. ผ่านวิธีการ เบิกจ่ายเงินงบประมาณแทนกัน
2. ช่วงเดือนตุลาคม 2565 (วันที่ 25 ตุลาคม 2565) ถึงเดือนธันวาคม 2565 มีการใช้สิทธิส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน จำนวน 4,182,197 ราย ใช้งบประมาณ 227,687,497.89 บาท โดยเงินเหลือจ่าย 74,812,502.11 บาท นำไปใช้สำหรับดำเนินโครงการในเดือนมกราคม 2566 ทั้งนี้ ระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2566 มีจำนวนผู้ใช้สิทธิ 4,318,458 ราย ใช้งบประมาณ 235,013,836.10 บาท จึงมีเงินเหลือสำหรับดำเนินโครงการอีก 74,099,866.01 บาท จนถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 โดยกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมีนาคม 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่จะเริ่มให้สิทธิ และเนื่องจากการใช้สิทธิในเดือนมกราคม 2566 สูงเป็นประวัติการณ์ โดยคาดว่างบประมาณที่เหลืออยู่จะไม่เพียงพอต่อการช่วยเหลือตลอดระยะเวลาโครงการ พน. จึงเตรียมจัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็นอีก 17,322,800 บาท สำหรับผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ 314,960 ราย รวมคาดการณ์การใช้งบประมาณ 326,436,502.11 บาท สำหรับผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ 5,935,209 ราย
3. โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อยผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2566 หรือเมื่อเริ่มมีการให้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 แล้วแต่เงื่อนไขใดถึงก่อน จากนั้น พน. จะต้องจัดทำโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม สำหรับผู้รับสิทธิกลุ่มใหม่เสนอขออนุมัติจาก ครม. เพื่อให้การช่วยเหลือเป็นไปอย่างต่อเนื่อง อย่างไรก็ดี ปัจจุบันการตรวจสอบคุณสมบัติผู้เข้าร่วมโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ยังไม่แล้วเสร็จ กระทรวงการคลังจึงเลื่อนการประกาศผลการลงทะเบียนโครงการออกไปก่อนโดยไม่มีกำหนด จึงยังไม่มีความชัดเจนว่าโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ สำหรับกลุ่มปัจจุบันจะสิ้นสุดลงเมื่อใด ทั้งนี้ หากไม่เร่งดำเนินการขยายระยะเวลาโครงการฯ ซึ่งจะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2566 อาจทำให้การให้ความช่วยเหลือไม่เป็นไปอย่างต่อเนื่อง พน. จึงจำเป็นต้องขอขยายระยะเวลาโครงการฯ ออกไปก่อนอีก 3 เดือน ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการฯ ดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่ จะเริ่มให้สิทธิ โดยการขอขยายระยะเวลาโครงการฯ มีรายละเอียด ดังนี้ (1) เหตุผลและความจำเป็น เนื่องจากระยะเวลาโครงการฯ จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2566 ขณะที่ราคาก๊าซ LPG ยังอยู่ในระดับสูง จึงต้องขอขยายระยะเวลาโครงการฯ ออกไปอีก 3 เดือน (เดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566) (2) ขอบเขตการดำเนินงาน ยกระดับความช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มเพิ่มขึ้นจาก 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยขยายระยะเวลาโครงการออกไปอีก 3 เดือน (3) ระยะเวลาดำเนินการเดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566 ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการฯ ดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่จะเริ่มให้สิทธิ (4) วงเงินงบประมาณ คาดว่าจะใช้งบประมาณ 393,192,745 บาท โดยคำนวณจากการใช้สิทธิในเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ซึ่งมีอัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 20.45 และการใช้สิทธิในเดือนมกราคม 2566 เพียงเดือนเดียวสูงเป็นประวัติการณ์ จึงคาดว่าจะมีผู้ใช้สิทธิระหว่างเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 ประมาณ 5,935,209 ราย และคาดว่าในช่วงเดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566 จะมีอัตราการเติบโตเฉลี่ยของผู้ใช้สิทธิร้อยละ 1.2045 คิดเป็นจำนวนผู้ใช้สิทธิประมาณ 7,148,959 ราย ใช้งบประมาณ 393,192,745 บาท (5) การขอรับจัดสรรงบประมาณ โดย พน. นำเรื่องเสนอ ครม. พิจารณาเห็นชอบในหลักการเกี่ยวกับการขยายระยะเวลาโครงการฯ โดยใช้แหล่งเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่าย เพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ทั้งนี้ เนื่องจากวงเงินที่จะขอรับจัดสรรเกินกว่า 100 ล้านบาท เมื่อสำนักงบประมาณ (สงป.) ได้รับเรื่องจาก พน. แล้ว จะเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และหากเห็นชอบ สงป. จะแจ้งให้ พน. เสนอขออนุมัติต่อ ครม. ตามระเบียบว่าด้วยการบริหารงบประมาณรายจ่ายกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น พ.ศ. 2562 ข้อ 9(3) โดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินโครงการได้ภายในวันที่ 1 เมษายน 2566 ทั้งนี้ หากเริ่มมีการให้สิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกับผู้รับสิทธิกลุ่มใหม่ ซึ่งจะทำให้โครงการเดิมสิ้นสุดลง ในการนี้ พน. จะจัดทำโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม สำหรับผู้รับสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่ โดยเสนอขออนุมัติต่อ ครม. เพื่อสมทบเงินส่วนเพิ่ม โดยมีกรอบเป้าหมายวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม เท่ากับ 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ทั้งนี้ ธพ. จะหารือกับกระทรวงการคลัง เพื่อประมาณการจำนวนผู้ใช้สิทธิจากผู้รับสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่และเงินส่วนเพิ่ม รวมถึงแนวทาง การดำเนินโครงการโดยใช้แหล่งเงินงบประมาณจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็นต่อไป
4. การช่วยเหลือส่วนลดราคา LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ซึ่ง ปตท. ดำเนินการอยู่ จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2566 ขณะที่ราคา LPG ยังอยู่ในระดับสูง ประกอบกับกระทรวงการคลังเลื่อนการประกาศผลการตรวจสอบคุณสมบัติผู้ร่วมโครงการลงทะเบียนสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ออกไปไม่มีกำหนด จึงต้องประสานขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาช่วยเหลือออกไปจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566 ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่ จะเริ่มให้สิทธิ อย่างไรก็ดี การช่วยเหลือส่วนลดราคา LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ไม่ควรดำเนินการต่อในระยะยาวเมื่อมีการเริ่มให้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 แล้ว เนื่องจากมีความซ้ำซ้อนกับการให้ความช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ประกอบกับอาจไม่สามารถระบุตัวตนของร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ใช้ก๊าซหุงต้มที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่ ที่ชัดเจนได้ เพราะการประกอบอาชีพดังกล่าวไม่ได้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของหน่วยงานรัฐ อีกทั้งการเปิดรับลงทะเบียนใหม่ต้องใช้ระยะเวลาอย่างน้อย 6 เดือน ขณะที่ผู้ที่ได้ลงทะเบียนไปแล้วอาจเปลี่ยนอาชีพในภายหลัง จึงยากแก่การตรวจสอบและมีความเสี่ยงที่จะมีการใช้เงินผิดวัตถุประสงค์ของโครงการ
5. ประธานฯ ได้ขอให้ ธพ. เร่งประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการพิจารณานำเสนอต่อ ครม. เพื่อขอความเห็นชอบในหลักการการขยายระยะเวลาโครงการฯ ในปัจจุบัน รวมทั้งขอความเห็นชอบในหลักการโครงการใหม่ไปในคราวเดียวกัน เพื่อประกอบการพิจารณาของ กกต. ได้อย่างสมบูรณ์ขึ้น โดยผู้แทน ธพ. ได้รับไปดำเนินการและแจ้งว่า เนื่องจากต้องเร่งนำเรื่องเสนอต่อ ครม. เพื่อพิจารณาให้ทันตามกรอบระยะเวลาดำเนินโครงการที่กำหนด จึงขอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับรองมติการประชุมในที่ประชุม เพื่อให้ ธพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบแนวทางมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการ ดังนี้
2.1 นำเรื่องเสนอต่อคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการเกี่ยวกับการขยายระยะเวลาโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ออกไปอีก 3 เดือน (เดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566) ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิ แก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่จะเริ่มให้สิทธิ โดยใช้แหล่งเงินงบประมาณจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้สำหรับดำเนินโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน สำหรับผู้ใช้สิทธิจำนวน 7,148,959 ราย รวมเงินงบประมาณ 393,192,745 บาท และจัดทำคำขอรับงบประมาณเสนอสำนักงบประมาณตามขั้นตอนต่อไป
2.2 เมื่อมีการเริ่มให้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ให้นำเรื่องเสนอต่อ ครม. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม สำหรับผู้รับสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่ ระหว่างเดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566 เพื่อให้วงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มรวมเป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยใช้แหล่งเงินงบประมาณจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ทั้งนี้ ให้ ธพ. หารือกับกระทรวงการคลังเพื่อประมาณการจำนวนผู้ใช้สิทธิจากผู้รับสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่และเงินส่วนเพิ่ม รวมทั้งแนวทางการดำเนินโครงการตามที่กระทรวงการคลังเห็นสมควร และให้จัดทำคำขอรับงบประมาณเสนอสำนักงบประมาณตามขั้นตอนต่อไป
ทั้งนี้ มอบหมายให้ ธพ. ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการพิจารณานำเสนอต่อ ครม. เพื่อขอความเห็นชอบในหลักการตามข้อ 2.1 และข้อ 2.2 ไปในคราวเดียวกัน
3. มอบหมายให้ ธพ. ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ซึ่ง ปตท. ดำเนินการอยู่ ออกไปจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566 ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่ จะเริ่มให้สิทธิ
เรื่องที่ 2 มาตรการบริหารจัดการด้านน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบ ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมีค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมรายผลิตภัณฑ์ ดังนี้ น้ำมันเบนซิน อยู่ที่ 2.45 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 อยู่ที่ 2.15 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 อยู่ที่ 3.65 บาทต่อลิตร น้ำมันดีเซล B7 อยู่ที่ 1.65 บาทต่อลิตร น้ำมันดีเซล B10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซล B20 อยู่ที่ 1.70 บาทต่อลิตร ต่อมา เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 กบง. ได้เห็นชอบให้ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร และได้เห็นชอบขยายระยะเวลาการขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงออกไปอีก 6 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 20 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 รวมเป็นเวลา 18 เดือน เพื่อช่วยบรรเทาความเดือนร้อนแก่ประชาชนและภาคธุรกิจจากสถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและราคาไบโอดีเซลที่ปรับตัวสูงขึ้น
2. ช่วงปลายปี 2564 ถึงปี 2565 สถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นตามการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจและการขยายตัวของอุปสงค์น้ำมันจากการผ่อนคลายสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ในหลายประเทศทั่วโลก โดยในช่วงต้นปี 2565 ราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นจากสถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน ส่งผลให้ราคาพลังงาน ในตลาดโลกอยู่ในระดับสูงและมีความผันผวนอย่างรุนแรง โดยในช่วงไตรมาส 2 ของปี 2565 ราคาน้ำมันดีเซลขึ้นไปแตะระดับสูงสุดในรอบ 14 ปี นับตั้งแต่ปี 2551 โดยอยู่ที่ประมาณ 180 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ก่อนจะเริ่มปรับตัวลดลงสู่ระดับ 110 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ในช่วงเดือนธันวาคม 2565 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2566 เนื่องจากตลาดกังวลต่อการหดตัวของเศรษฐกิจโลกซึ่งจะกดดันปริมาณความต้องการใช้น้ำมันโลก
3. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้เห็นชอบปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลลง เพื่อช่วยบรรเทาความเดือดร้อนแก่ประชาชนและภาคธุรกิจภายใต้สถานการณ์ราคาพลังงานที่ยังคงผันผวนทั่วโลก จำนวน 6 ครั้ง โดยครั้งที่ 1 ช่วงวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 20 พฤษภาคม 2565 ลดภาษีลิตรละ 3 บาท เป็นเวลา 3 เดือน รัฐสูญรายได้ 18,000 ล้านบาท ครั้งที่ 2 ถึงครั้งที่ 5 ช่วงวันที่ 21 พฤษภาคม 2565 ถึงวันที่ 20 มกราคม 2566 ลดภาษีลิตรละ 5 บาท รวมเป็นเวลา 8 เดือน รัฐสูญรายได้ 80,000 ล้านบาท ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2566 ครม. เห็นชอบขยายเวลามาตรการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลออกไปอีก เพื่อช่วยแบ่งเบาภาระค่าครองชีพของประชาชน และภาระของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หลังมาตรการเดิมสิ้นสุดลงในวันที่ 20 มกราคม 2566 ซึ่งเป็นการต่ออายุมาตรการเป็นครั้งที่ 6 โดยขยายระยะเวลาออกไปอีก 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 20 พฤษภาคม 2566 โดยอัตราภาษีสรรพสามิตกลุ่มน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 1.34 บาทต่อลิตร นอกจากนี้ ครม. ได้มีมาตรการบริหารราคาน้ำมันดีเซลโดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ และภาษีสรรพสามิต ในช่วงไตรมาส 1 ของปี 2565 โดยตรึงราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ มีอัตราชดเชยเฉลี่ยรายเดือนอยู่ที่ประมาณ 2 ถึง 7 บาทต่อลิตร ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีฐานะติดลบประมาณ 8,224 ล้านบาท และในช่วงไตรมาส 2 ถึงไตรมาส 3 ของปี 2565 ครม. มีมติเห็นชอบในหลักการสำหรับมาตรการบริหารราคาน้ำมันดีเซลโดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ และภาษีสรรพสามิต ไม่ให้เกิน 35 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ มีอัตราชดเชยเฉลี่ยสูงสุดในเดือนมิถุนายน 2565 อยู่ที่ 10 บาทต่อลิตร และทยอยลดการชดเชยลงอย่างต่อเนื่องตามราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง จนในเดือนกุมภาพันธ์ 2566 สามารถจัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้เฉลี่ยที่ 6 บาทต่อลิตร ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีรายรับประมาณ 516 ล้านบาทต่อวัน หรือ 14,455 ล้านบาทต่อเดือน ทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีฐานะติดลบน้อยลง จากสูงสุดติดลบ 88,788 ล้านบาท มาอยู่ที่ติดลบ 65,896 ล้านบาท ในเดือนกุมภาพันธ์ 2566 ประกอบกับในช่วงปลายปี 2565 กองทุนน้ำมันฯ ดำเนินการกู้เงินจากสถาบันการเงินได้ประมาณ 30,000 ล้านบาท และในปี 2566 มีแผนจะดำเนินการกู้เงินอีกประมาณ 120,000 ล้านบาท เพื่อเสริมสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ
4. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ติดตามค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงหลังการ ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 4 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2566 พบว่า ค่าการตลาดน้ำมันกลุ่มดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 1.30 บาทต่อลิตร ในขณะที่ค่าการตลาดน้ำมันกลุ่มเบนซินเฉลี่ยรายไตรมาสปรับตัวสูงขึ้นต่อเนื่อง โดยไตรมาส 4 ปี 2564 เฉลี่ยอยู่ที่ 2.66 บาทต่อลิตร ในช่วงไตรมาส 1 ถึงไตรมาส 4 ปี 2565 เฉลี่ยอยู่ที่ 2.81, 2.47, 3.17 และ 3.22 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และในเดือนมกราคม 2566 เฉลี่ยอยู่ที่ 3.25 บาทต่อลิตร โดยผู้ค้าน้ำมันให้เหตุผลว่าต้นทุนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ซื้อจากโรงกลั่นอยู่ในระดับสูงกว่าราคาอ้างอิงของ สนพ. ส่งผลให้ไม่สามารถปรับลดค่าการตลาดน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลลงตามที่ภาครัฐขอความร่วมมือได้ ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกที่มีแนวโน้มปรับตัวลดลงในช่วงที่ผ่านมา และ ครม. ได้ขยายเวลามาตรการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่ 1.34 บาทต่อลิตร ออกไปอีกจนถึงวันที่ 20 พฤษภาคม 2566 ประกอบกับกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีรายรับประมาณ 516 ล้านบาทต่อวัน หรือ 14,455 ล้านบาทต่อเดือน ทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีฐานะติดลบน้อยลง ฝ่ายเลขานุการ จึงขอเสนอปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยอยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมีค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอล เท่ากันอยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ การปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงส่งผลให้กองทุนน้ำมันมีรายรับในส่วนของน้ำมันดีเซลลดลงประมาณ 37.23 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 1,117 ล้านบาทต่อเดือน หรือแนวทางที่ 2 ปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ที่เหมาะสมเฉลี่ยอยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมีค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 1.90 บาทต่อลิตร และกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลอยู่ที่ 2.20 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ การปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ส่งผลให้กองทุนน้ำมันมีรายรับในส่วนของน้ำมันดีเซลลดลงประมาณ 31.30 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 939 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยอยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2566 เป็นต้นไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นไปตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563
กบง.ครั้งที่ 2/2566 (ครั้งที่ 58) วันพุธที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2566 (ครั้งที่ 58)
วันพุธที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566
1. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
3. การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
4. แผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575
5. ผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
6. การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
7. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤติพลังงาน
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ 1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ 2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวลและสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป ต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 ได้เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กพช. ทราบ นอกจากนี้ ได้มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด รวมทั้งมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่าโดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว ซึ่ง กบง. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 ได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือน เมษายน 2566 โดยให้คณะอนุกรรมการฯ สามารถปรับรายละเอียดมาตรการ และประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้ติดตามแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือน เมษายน 2566 และรายงาน กบง. ทราบด้วย และ กบง. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 ได้รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
2. จากการดำเนินมาตรการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เพื่อลดการนำเข้า Spot LNG สำหรับการผลิตไฟฟ้าของปี 2565 สามารถสรุปผลการดำเนินการ ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ได้ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. กฟผ. และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป้าหมาย 1.64 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 1.263 ล้านตัน LNG (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติ ในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เป้าหมาย 0.33 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.47 ล้านตัน LNG (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า แม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 0.28 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.285 ล้านตัน LNG (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. เป้าหมาย 0.054 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.0067 ล้านตัน LNG (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (5.1) การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี (Glow) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค (EPEC) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG) และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) โดยผลการดำเนินงานรวมอยู่ในมาตรการข้อ (1) และ (5.2) การปรับแผน การนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship สำหรับโรงไฟฟ้าบางปะกง โดย กฟผ. รายงานว่าได้แจ้ง แผนรับน้ำมันเตาของเดือนกุมภาพันธ์ถึงเดือนเมษายน 2566 เดือนละ 30 ล้านลิตร ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ทราบ โดย ปตท. นำเข้าและส่งมอบแบบ Ship to Ship ปัจจุบัน อยู่ระหว่างรอ ปตท. ยืนยันแผนส่งมอบ ซึ่งล่าสุด สำนักงาน กกพ. รายงานว่า เนื่องจากต้นทุนนำเข้าน้ำมันดังกล่าวมีราคาสูงเมื่อเทียบกับ LNG ซึ่งคณะอนุกรรมการ บริหารสถานการณ์ในช่วงวิกฤติราคาพลังงาน (Execution Operation Team: EOT) เมื่อวันที่ 13 มกราคม 2566 ได้มีมติให้ส่งน้ำมันแบบ Direct Ship เพื่อนำเข้าน้ำมันมาเติม Stock ตาม PPA ไม่ใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนการนำเข้า Spot LNG ในช่วงนี้ (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (6.1) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 เป้าหมาย 43.0 GWh ผลการดำเนินงาน 183 GWh (6.2) โครงการเทินหินบุน เป้าหมาย 9.6 GWh ผลการดำเนินงาน 1.694 GWh (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 88.6 GWh ผลการดำเนินงาน 19.865 GWh (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. และ ปตท. เป้าหมาย 100,000 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 147,024 ตันเทียบเท่า LNG (9) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2565 พพ. ได้มีการจัดกิจกรรมการประกาศเจตนารมณ์เครือข่ายอนุรักษ์พลังงาน Energy Beyond Standards ของหน่วยงานภาครัฐและเอกชน 70 หน่วยงาน (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 8,800 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 10,374 ตันเทียบเท่า LNG (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. โดยปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศขั้นตอนการรับแจ้ง การประกอบกิจการพลังงานที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
3. การดำเนินมาตรการดังกล่าว ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 สามารถสรุปประเด็นด้านปัญหา ผลกระทบ และมีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาตามมติ กกพ. พบว่า ผลการใช้น้ำมันดีเซล/น้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าไม่เป็นไปตามแผน เนื่องจากการบริหาร LNG Inventory ไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และการประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าคลาดเคลื่อน ส่งผลให้มีการลดการใช้น้ำมันซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่ถูกกกว่า หรือกรณีที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงแต่โรงไฟฟ้าไม่ได้เติม Stock น้ำมันไว้ มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยโรงไฟฟ้าควรแจ้งยืนยันแผนการใช้น้ำมันล่วงหน้า โดยอาจให้ กฟผ. แจ้งข้อมูลแผนการใช้น้ำมันฯ ต่อคณะ EOT โดยเร็ว และขอความอนุเคราะห์คณะ EOT พิจารณาแผนการใช้น้ำมันดีเซล/น้ำมันเตา ทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในโรงไฟฟ้าล่วงหน้าอย่างน้อย 30 - 45 วัน และกรณีที่ผู้ค้าไม่อาจส่งน้ำมันฯ ให้โรงไฟฟ้าตามแผน กฟผ. ควรรีบแจ้งมายัง ธพ. เพื่อประสานและกำกับให้เกิดการปฏิบัติตามแผนโดยเร็ว (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด พบว่า การผลิตก๊าซส่วนเพิ่มในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงเดือนกันยายน 2565 จากแปลง G1/61 ต่ำกว่าแผน เนื่องจากเป็นช่วงเปลี่ยนผ่านของผู้รับสัมปทาน มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดย ชธ. ควรเร่งรัดการลงทุนของผู้รับสัญญาในแปลง G1/61 เพื่อเพิ่มกำลังผลิตให้เป็นไปตามเป้าหมายโดยเร็ว (3) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น พบว่า ราคารับซื้อไม่จูงใจและเงื่อนไขการรับซื้อมีผลกระทบกับการซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาหลัก ส่งผลให้โรงไฟฟ้ายังต้องเดินเครื่องโดยใช้ก๊าซธรรมชาติ/น้ำมันเชื้อเพลิง และต้นทุน การผลิตไฟฟ้าโดยรวมไม่ลดลงตามแผน มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยควรพิจารณาเรื่องราคารับซื้อหรือเงื่อนไขการรับซื้อที่จูงใจมากขึ้น โดย สำนักงาน กกพ. อาจนำข้อเสนอนี้ไปพิจารณาและดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ตามที่เห็นสมควร (4) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป.ลาว พบว่ากระบวนการพิจารณาในส่วนของหน่วยงานภาครัฐ ทำให้ กฟผ. เริ่มกระบวนการรับซื้อมีความล่าช้า มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยหากภาครัฐเห็นควรให้มีการเจรจารับซื้อในระยะยาวหรือตลอดอายุสัญญาของการซื้อขายไฟฟ้าโครงการเทินหินบุน อาจจะต้องพิจารณาปรับปรุงโควตา MOU ระหว่างประเทศไทย และ สปป.ลาว ในการเพิ่มปริมาณรับซื้อต่อไป (5) มาตรการประหยัดพลังงาน พบว่าได้งบประมาณในการดำเนินโครงการ ไม่ต่อเนื่อง ทำให้ไม่สามารถก่อให้เกิดผลประหยัดอย่างเป็นรูปธรรมชัดเจน และรวดเร็วได้มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดย พพ. อาจประสานสมาคมธนาคาร เกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการร่วมมือทางด้านการเงินเพื่อสนับสนุนการลงทุนทางด้านอนุรักษ์พลังงาน (6) การออกตลาดสำหรับการจัดหา LNG พบว่า สภาวะตลาดซื้อ/ขาย LNG มีความผันผวนสูง ทำให้ไม่สามารถคาดการณ์ราคาในการออกตลาดเพื่อจัดหา LNG ได้อย่างมีประสิทธิภาพ มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยเห็นควรให้ สำนักงาน กกพ. ดำเนินการพิจารณาเกี่ยวกับการจัดหาและนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามกฎหมาย ระเบียบและมติของคณะกรรมการต่าง ๆ ในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ สำหรับการดำเนินงานในอนาคต เห็นควรมีการพิจารณาสัญญาที่จะมีการจัดทำในอนาคตในส่วนของเงื่อนไขที่จะถูกกำหนดในสัญญาในการจัดหาและการจำหน่ายพลังงาน และสัญญาอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้กรณีที่เกิดสถานการณ์ฉุกเฉิน ภาครัฐหรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจะได้สามารถนำมาบังคับให้ภาคส่วนต่างๆ ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ทั้งในด้านการปรับเปลี่ยนการใช้เชื้อเพลิง เพื่อผลิตไฟฟ้า การลดการใช้พลังงาน การเพิ่มการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนการดำเนินการอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ได้อย่างทันท่วงที นอกจากนี้ ควรเตรียมการเรื่องความเพียงพอของโครงสร้างพื้นฐานเพื่อความมั่นคง ด้านพลังงาน เช่น การเพิ่มปริมาณการเก็บสำรอง LNG ของ LNG Receiving Terminal และ Facilities ต่าง ๆ รวมถึงการปรับปรุงกฎหมาย/ระเบียบให้มีความยืดหยุ่นในการบังคับใช้ช่วงสถานการณ์ฉุกเฉิน นอกจากนี้ยังควรพิจารณาหาแนวทางเพื่อให้สามารถใช้ Demand Response เพื่อใช้บริหารสถานการณ์
4. ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 สามารถสรุปผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) จากการดำเนินงานตามมาตรการได้ประมาณ 78,969 ล้านบาท โดยมีผลประโยชน์ทางการเงินในแต่ละมาตรการ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. 35,113.72 ล้านบาท (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด 19,850.41 ล้านบาท (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 อยู่ที่ 15,227.50 ล้านบาท (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 297.85 ล้านบาท (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 อยู่ที่ 1,405.59 ล้านบาท และรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุน 8.61 ล้านบาท (6) นำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า 124.86 ล้านบาท (7) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม 6,338.90 ล้านบาท และ (8) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 601.49 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภา ทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2564 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) ออกมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าคิดเป็นร้อยละ 97 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 28,526.78 ล้านบาท และปรับค่า Ft เพื่อให้อัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนการเปลี่ยนแปลง ของต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า (2) กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแผน PDP 2018 และนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (3) ปรับปรุงระบบการอนุญาตแบบครบวงจร (One Stop Service : OSS) (4) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำกับอัตราค่าบริการพลังงานให้มี ความโปร่งใส และได้มาตรฐานสากลมากยิ่งขึ้น (5) ปรับปรุงกฎระเบียบข้อกำหนดต่างๆ เพื่อเปิดให้บริการสถานี LNG และเปิดให้ใช้ระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (6) พัฒนางานกำกับกิจการไฟฟ้ารองรับเทคโนโลยีด้านพลังงานและรูปแบบการดำเนินธุรกิจที่เปลี่ยนแปลงไปอย่างรวดเร็วผ่านโครงการ RE 100 Package Energy Regulatory Commission Sandbox : ERC Sandbox Third Party Access : TPA Code และหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา Wheeling Charge (7) คุ้มครองผู้ใช้พลังงาน โดยกำกับติดตามเร่งรัดการคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามประกาศหลักเกณฑ์ที่กำหนด ปัจจุบันมีผู้ลงทะเบียนแล้ว 8.49 ล้านราย วงเงิน 16,413 ล้านบาท มีการคืนเงินประกันแล้ว 8.03 ล้านราย วงเงิน 15,327 ล้านบาท และ (8) พัฒนาระบบการบริหารงานให้มีธรรมาภิบาลตามเกณฑ์ การประเมินคุณธรรมและความโปร่งใสในการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐ (Integrity & Transparency Assessment: ITA) ของสำนักงานคณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการทุจริตในภาครัฐ และพัฒนาระบบงานเข้าสู่มาตรฐาน ISO 9001: 2015
3. ในปีงบประมาณ 2565 กกพ. และสำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนด ดังนี้ (1) การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าเพื่อให้มีการชดเชยแก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าในการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง จำนวน 12,327 ล้านบาท และอุดหนุนให้แก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส จำนวน 2,032 ล้านบาท (2) เพื่อการพัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า โดยทบทวนและปรับปรุงประกาศ หลักเกณฑ์ และคู่มือที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกับระเบียบ กกพ. ว่าด้วยกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า พ.ศ. 2563 ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 โดยได้อนุมัติรวมจำนวน 4,640 โครงการ งบประมาณรวม 1,950.70 ล้านบาท (3) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย ภายใต้กรอบวงเงินรวม 1,920 ล้านบาท และ (4) เพื่อส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า ปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 กกพ. ได้อนุมัติกรอบวงเงินจำนวน 600 ล้านบาท
4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 และรายงานของผู้สอบบัญชี ทั้งนี้ สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดย สำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้รวมทั้งสิ้น 17,915,157,291.20 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 17,353,231,274.15 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 943,332,236.26 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 573,653,938.15 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 369,678,298.11 บาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง จำนวน 601,170,043.80 บาท ซึ่งรวมเงินงบประมาณที่เหลือจ่ายของปี 2557 ถึง 2564 ด้วย
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 3 การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 บับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1) ขนาดท่อ 36 นิ้ว ระยะทาง 74 กิโลเมตร ภายใต้กรอบวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2568 เพื่อให้แล้วเสร็จตามกำหนดการจ่ายก๊าซธรรมชาติ ให้โครงการโรงไฟฟ้าพระนครใต้ส่วนเพิ่มที่จะเข้าระบบในปี 2569 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 มกราคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจากมีการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการในส่วนของการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากผลการรับฟังความคิดเห็น ของประชาชน และสมมติฐานการประเมินต้นทุนของโครงการที่ปรับเปลี่ยนตามสถานการณ์เศรษฐกิจโลก ที่เปลี่ยนแปลงไป อาทิ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา และราคาเหล็กตลาดโลก
2. ความจำเป็นของการขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจาก ปตท. ได้ลงพื้นที่เพื่อรับฟังความคิดเห็นของประชาชนต่อแนวทางที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการ พบว่าแนวทางเลือกที่เหมาะสม ที่ประชาชนยอมรับเป็นการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปตามแนวสายส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ซึ่งเปลี่ยนแปลงไปจากแผนเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท โดยแนวทางดังกล่าว มีข้อจำกัดด้านพื้นที่ในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่ต้องวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่จำกัด ทำให้จำเป็นต้องเปลี่ยนวิธีการวางท่อ จากเดิมใช้วิธีการเจาะลอด (Horizontal Directional Drilling: HDD) ซึ่งต้องใช้พื้นที่ในการดำเนินการมาก เป็นใช้วิธีดันลอดระยะยาว (Direct Pipe: DP) ซึ่งเป็นวิธีก่อสร้างที่ใช้พื้นที่น้อย สามารถดำเนินการในพื้นที่จำกัดได้ อีกทั้งการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าซึ่งเป็นพื้นที่ของเอกชนจำเป็นต้องระมัดระวังเรื่องการรั่วไหลของสารเบนทอไนท์ ซึ่งวิธีดันลอดระยะยาวเป็นวิธีที่มีโอกาสรั่วไหลของเบนทอไนท์ต่ำมาก นอกจากนี้ สถานการณ์เศรษฐกิจโลกที่เปลี่ยนแปลงไปจากช่วงศึกษาและประเมินกรอบวงเงินงบประมาณในการลงทุนโครงการ ส่งผลให้ต้นทุนการดำเนินโครงการเพิ่มสูงขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ผันผวนและเงินบาทมีแนวโน้มอ่อนค่าลงต่อเนื่อง จากสมมติฐานอัตราแลกเปลี่ยนในช่วงศึกษาโครงการที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ เป็นประมาณ 35 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในปี 2565 นอกจากนี้ อีกปัจจัย ที่เปลี่ยนแปลงไปจากสมมติฐานในการประเมินกรอบเงินลงทุนโครงการคือ ราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น และมีแนวโน้มที่จะปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินโครงการแล้วเสร็จตามกำหนด ปตท. จึงได้ศึกษาและประเมินกรอบวงเงินลงทุนโครงการใหม่ตามปัจจัยต่างๆ ที่ส่งผลกระทบต่อการดำเนินการโครงการ พบว่ากรอบวงเงินลงทุนที่เหมาะสมของโครงการอยู่ที่ประมาณ 13,700 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่ากรอบวงเงินลงทุนเดิมที่ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบไว้ที่ 11,000 ล้านบาท โดยเพิ่มขึ้นรวม 2,700 ล้านบาท รายละเอียดดังนี้ (1) ค่าก่อสร้าง เพิ่มขึ้น 2,840 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 4,020 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 6,860 ล้านบาท (2) ค่าท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้น 570 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 1,675 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,245 ล้านบาท (3) ค่าที่ดิน ลดลง 765 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 3,265 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,500 ล้านบาท และ (4) ค่าที่ปรึกษา ค่าบริหารโครงการ และอื่นๆ เพิ่มขึ้น 55 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 2,040 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,095 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาให้ความเห็นต่อการทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ โดย เมื่อวันที่ 21 มิถุนายน 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2565 โดยมีความเห็น ดังนี้ (1) การเสนอปรับเงินลงทุนมีเหตุผลและความจำเป็นจากปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อด้วยวิธี Direct Pipe ตามข้อจำกัดของวิธีการก่อสร้าง ประกอบกับสมมติฐานทางการเงินที่เปลี่ยนแปลงไปเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งพบว่าอัตราแลกเปลี่ยนและราคา ท่อเหล็กในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวขึ้นจนส่งผลกระทบต่อเงินลงทุนการดำเนินโครงการ (2) การออกแบบท่อแบบ Sour Service เป็นการออกแบบที่เกินกว่าความจำเป็น จึงเห็นควรให้ปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อเป็นแบบ Non-Sour Service ซึ่งจะทำให้เงินลงทุนสามารถปรับลดลงจาก 13,700 ล้านบาท เหลือ 13,590 ล้านบาท หรือลดลง 110 ล้านบาท (3) การขอปรับกรอบวงเงินลงทุนส่งผลให้เงินลงทุนเพิ่มสูงขึ้นที่ 13,590 ล้านบาท เกินกรอบที่ ครม. ได้อนุมัติไว้เดิมที่ 11,000 ล้านบาท จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และ ครม.เพื่อพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของ ปตท. เรื่อง ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ จากเดิมวงเงิน 11,000 ล้านบาท เป็นวงเงิน 13,590 ล้านบาท เสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2566 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งผลการจัดทำผลกระทบ จากการปรับเพิ่มเงินลงทุนของโครงการฯ พบว่า การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนจากเดิม 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท จะส่งผลให้อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ ทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) รอบการกำกับปี 2565 ถึง ปี 2569 สำหรับพื้นที่ 3 (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง) เพิ่มขึ้นประมาณ 0.0027 บาทต่อล้านบีทียู และส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 0.0016 สตางค์ต่อหน่วย คำนวณโดยใช้สมมุติฐานการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) ที่ กกพ. มีมติเห็นชอบเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2565
4. กบง. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 ได้พิจารณาเรื่อง การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ โดยมีมติเห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของ ปตท. ที่ กพช. ได้อนุมัติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป และฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า การขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการของ ปตท. สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไปจากแนวทางเลือกในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป จากเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท เป็นการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่ที่จำกัดแทน จึงต้องใช้วิธี Direct Pipe ซึ่งมีต้นทุนค่าก่อสร้างสูงกว่าการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท รวมทั้งค่าเงินบาทที่อ่อนค่าลง จากเดิมที่ได้ประเมินในการขออนุมัติโครงการปี 2564 ที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ มาอยู่ที่ประมาณ 33 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในเดือนมกราคม 2566 ประกอบกับราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวสูงขึ้นและมีแนวโน้มปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยขอให้ ปตท. บริหารจัดการโครงการอย่างมีประสิทธิภาพภายใต้วงเงินที่ขอทบทวนในครั้งนี้ และขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าว ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้อนุมัติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงาน ได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ได้มีมติเห็นชอบแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน (คณะกรรมการฯ) ซึ่งนายกรัฐมนตรีได้มอบหมายให้รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) เป็นประธานกรรมการฯ ซึ่งกระทรวงพลังงาน (พน.) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ ได้ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามข้อเสนอแนวทางดำเนินการปฏิรูปประเด็นที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ดังนี้ (1) คณะกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2564 ได้รับทราบผลการศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตแบตเตอรี่ เป็นอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ และมีมติเห็นชอบเป้าหมายเบื้องต้นของการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน คือ เพื่อให้ประเทศไทยเป็นฐานการผลิตแบตเตอรี่รายใหญ่ของอาเซียน เกิดอุตสาหกรรมใหม่ที่สร้างรายได้ให้กับประเทศ รองรับอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้าและการใช้งานในระบบไฟฟ้าของประเทศ สู่การพัฒนาอย่างยั่งยืน และเห็นชอบกรอบแนวทางการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน 4 ด้าน ได้แก่ ด้านที่ 1 การส่งเสริมการใช้ ด้านที่ 2 การส่งเสริมการผลิต ด้านที่ 3 การพัฒนา/ปรับปรุงมาตรฐานและกฎหมาย ที่เกี่ยวข้อง และด้านที่ 4 การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาและสร้างบุคลากร และมอบหมายให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันจัดทำรายละเอียดเป้าหมายการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน เพื่อเสนอคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน พิจารณาต่อไป ต่อมาสนพ. ได้ดำเนินโครงการศึกษาเพื่อจัดทำแผนปฏิบัติการส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อ 1) กำหนดทิศทางการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ที่ชัดเจน 2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนาและจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ และ 3) จัดทำข้อเสนอแนะการปรับปรุงการวางแผนด้านพลังงาน ให้มีการนำระบบกักเก็บพลังงานมาใช้ในระบบโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศในระดับ G (Generation) - T (Transmission) – D (Distribution) - R (Retail) ซึ่งโครงการแล้วเสร็จในวันที่ 18 เมษายน 2565 (2) คณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2565 ได้รับทราบผลการจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 และมีมติเห็นชอบแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 ตามที่ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ นำเสนอ และให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ เสนอแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. สรุปแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575
2.1 เป้าหมาย คือ การพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ให้เป็นกลไกหนึ่งในการขับเคลื่อนเศรษฐกิจ ตามแนวทางของอุตสาหกรรม New S Curve ของประเทศไทย โดยมีทิศทางการส่งเสริม คือ การสร้าง Demand และ Ecosystem ในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรม และมุ่งสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) มีการวาง Positioning แบตเตอรี่ไทยให้มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์ (Zero Emission Battery) เพื่อไม่ส่งต่อภาระให้ผู้ใช้งาน (Demand) และเพิ่มความสามารถการแข่งขันใน Value Chain ของผู้ผลิตหรือผู้ประกอบการโดยที่ ราคาและคุณภาพ ยังเป็น Market Average และมีปัจจัยความสำเร็จ (Key Success) ของการส่งเสริมอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ ได้แก่ Scale เป็นการสร้าง Demand ขนาดใหญ่ที่จูงใจนักลงทุน และ Speed คือ ความรวดเร็วของภาครัฐในการกำหนดนโยบายและการสร้าง Ecosystem เพื่อดึงดูด นักลงทุนและเตรียมความพร้อมด้านต่าง ๆ ให้รองรับการพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่
2.2 แนวทางการส่งเสริมให้แบตเตอรี่เป็นอุตสาหกรรม New S Curve จะครอบคลุม 4 ยุทธศาสตร์ ดังนี้
2.2.1 การใช้ระบบกักเก็บพลังงาน มุ่งเน้นการส่งเสริมให้เกิดการใช้แบตเตอรี่ในประเทศ โดยใช้ Demand ภาครัฐในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ (Demand Driven) ประกอบด้วย 6 แนวทาง ครอบคลุมใน 2 ภาคส่วนคือ ภาคระบบโครงข่ายไฟฟ้า และภาคยานยนต์ไฟฟ้า ได้แก่ แนวทางที่ 1 การปรับรูปแบบสัญญาการซื้อขายไฟฟ้า (Exist Variable Renewable Energy (VRE) : Non-Firm Power Purchase Agreement (PPA) to Semi/Firm PPA) เป็นการส่งเสริมให้มีการปรับรูปแบบสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน (Variable Renewable Energy : VRE) ที่เป็นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทไม่บังคับปริมาณซื้อขายไฟฟ้า (Non-Firm PPA) จากผู้ผลิตรายเดิม ให้เป็นสัญญาการซื้อขายไฟฟ้าแบบกึ่งบังคับหรือบังคับปริมาณซื้อขายไฟฟ้า (Semi-Firm/Firm PPA) โดยการติดตั้งแบตเตอรี่ร่วมกับแหล่งผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเดิม แนวทางที่ 2 การส่งเสริมการติดตั้ง BESS ร่วมกับ VRE (New VRE Integration) เป็นการส่งเสริมให้มีการติดตั้งระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ร่วมกับแหล่งผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน (VRE) ในผู้ผลิตและผู้ใช้งานรายใหม่ แนวทางที่ 3 การใช้ BESS เพื่อชะลอการลงทุนขยายสายส่งและสายจำหน่ายไฟฟ้า(Transmissions Line and Distribution Line (T&D) Investment Deferral) เป็นการส่งเสริมให้นำแบตเตอรี่มาใช้เพื่อชะลอการลงทุนการขยายสายส่ง/สายจำหน่าย ในกรณีที่ระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเกิดปัญหาความแออัด และปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งได้จำกัดในบางช่วงเวลา แนวทางที่ 4 การรับซื้อบริการไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงจาก BESS (Battery Ancillary Services) เป็นการส่งเสริมการรับซื้อบริการไฟฟ้าที่เป็น Ancillary Services จากแบตเตอรี่ เพื่อใช้เสริมความมั่นคงในระบบโครงข่ายไฟฟ้า ทดแทนโรงไฟฟ้าแบบดั้งเดิม (โรงไฟฟ้าถ่านหิน และกังหันก๊าซ) แนวทางที่ 5 การเปลี่ยนยานยนต์ของภาครัฐ และสัมปทานภาครัฐเป็นยานยนต์ไฟฟ้า(Government Vehicles to Electric Vehicle (EV)) เป็นการเปลี่ยนยานยนต์ของภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ และรถขนส่งมวลชน รวมไปถึงรถส่งสินค้าที่เป็นสัมปทานของภาครัฐให้เป็นยานยนต์ไฟฟ้า (EV) และมีการใช้แบตเตอรี่ที่ผลิตในประเทศไทยร่วมด้วย และแนวทางที่ 6 การมอบสิทธิประโยชน์ต่างๆ สำหรับผู้ใช้ BESS ที่ผลิตในประเทศ (Direct Financial Support) เป็นการให้การสนับสนุนกับผู้ที่เลือกใช้แบตเตอรี่ที่ผลิตในประเทศ โดยการมอบสิทธิประโยชน์ต่าง ๆ ที่ผู้ใช้พึงจะได้ เช่น มาตรการทางภาษี/ส่วนลดไปที่ผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้า/ส่วนลดการการเดินระบบและซ่อมบำรุง (Operate and Maintenance (O&M)) เป็นต้น
2.2.2 การผลิตระบบกักเก็บพลังงาน เป็นการส่งเสริมให้เกิดความสามารถในการแข่งขันการผลิตของประเทศในห่วงโซ่มูลค่า และการผลิตแบตเตอรี่เพื่อความยั่งยืนในประเทศ ประกอบด้วย 3 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 การส่งเสริมความร่วมมือ Government to Government (G2G) และ Business to Business (B2B) เพื่อพัฒนาอุตสาหกรรม BESS กับกลุ่มประเทศในห่วงโซ่อุปทาน (G2G & B2B Battery Value Chain Matching) เป็นกลไกของภาครัฐในการสนับสนุนและส่งเสริมภาคเอกชนร่วมมือกับประเทศที่มีแหล่งห่วงโซ่อุปทานให้เกิดพันธมิตรทางธุรกิจ (Strategic Partnership) เพื่อส่งเสริมความมั่นคงของห่วงโซ่มูลค่าแบตเตอรี่ (Battery Value Chain) แนวทางที่ 2 การอำนวยความสะดวกให้ภาคเอกชนโดยจัดตั้ง One-Stop-Service (Ease of Doing Business) เป็นการส่งเสริมและสนับสนุนจุดแข็งของประเทศไทยในการเอื้อให้เกิดการดำเนินธุรกิจ (Ease of Doing Business) เป็นการอำนวยความสะดวกให้กับเอกชนทั้งไทยและต่างประเทศ โดยจัดตั้ง One-Stop-Service (OSS) ประสานเชื่อมโยงภาคเอกชนกับหน่วยงานภาครัฐ หรือผู้กำหนดนโยบายที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้ Flow ในการดำเนินธุรกิจมีคล่องตัวและรวดเร็วมากขึ้น และแนวทางที่ 3 การส่งเสริมโรงงานผลิต BESS ที่มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality support by Thai Government) เป็นการส่งเสริมโรงงานผลิตแบตเตอรี่ให้มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์
2.2.3 กฎหมาย และมาตรฐาน มุ่งเน้นการปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบต่าง ๆ และมาตรฐานของประเทศให้สามารถดึงดูดนักลงทุนให้เข้ามาดำเนินธุรกิจในประเทศ ได้เพิ่มขึ้น และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน ได้แก่ แนวทางที่ 1 การสร้างมาตรฐานสำหรับผู้ใช้งาน BESS ทางด้านคุณภาพและความปลอดภัย (Standard (Production, Safety, Utilization, Waste)) เป็นเรื่องของการสร้างมาตรฐานสำหรับผู้ใช้งานแบตเตอรี่ กำหนดให้แบตเตอรี่ที่นำมาใช้งานต้องผ่านการทดสอบมาตรฐานทั้งทางด้านคุณภาพและความปลอดภัย รวมไปถึงการออกข้อกำหนดหรือมาตรฐานในการใช้งานแบตเตอรี่สำหรับ applications ต่าง ๆ ตลอดจนการออกข้อกำหนดหรือมาตรฐานในการนำแบตเตอรี่กลับมาใช้ใหม่ การทิ้ง การ recycle และการกำจัดเพื่อความปลอดภัยและยั่งยืน แนวทางที่ 2 การแก้ไขปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบ มาตรการต่าง ๆ ของประเทศที่เป็นอุปสรรคต่อการแข่งขันธุรกิจ (Revision of Regulation) เป็นการเร่งปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบ มาตรการต่าง ๆ ของประเทศ ที่เป็นอุปสรรคต่อการดำเนินธุรกิจและการค้าระหว่างประเทศ เพื่อให้ประเทศสามารถดึงดูดนักลงทุนให้เข้ามาดำเนินธุรกิจในประเทศได้เพิ่มขึ้น และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน
2.2.4 การวิจัยและพัฒนาและสร้างบุคลากรรองรับ เป็นการส่งเสริมการวิจัย และพัฒนานวัตกรรม และเป็นการส่งเสริมศักยภาพบุคลากรภายในประเทศ ได้แก่ แนวทางที่ 1 การจัดทำ Ecosystem ให้เอื้อต่อการวิจัยและพัฒนา BESS (Readiness Deployment) เน้นการสร้าง Ecosystem ให้เอื้อต่อการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ แนวทางที่ 2 การกำหนดประเด็นวิจัยสู่การพัฒนา ในอนาคต (Next Generation of ESS) ในระดับ Technology Readiness Level 1-6 เช่น Alterative material & technology (Solid state, Li-S, Metal-Air), green hydrogen และ Second-life, recycling technologies etc. / techno-economic of ESS in the local context แนวทางที่ 3 การส่งเสริมให้เกิดการเคลื่อนย้ายบุคลากรที่มีองค์ความรู้ BESS ในประเทศ (Human Resource Transfer) เป็นการส่งเสริมศักยภาพบุคลากรภายในประเทศ เป็นมาตรการที่เน้นการเร่งสร้างบุคลากรที่มีศักยภาพให้ได้ทั้งเชิงปริมาณและคุณภาพตลอดห่วงโซ่มูลค่าของอุตสาหกรรม และแนวทางที่ 4 การร่วมมือระหว่างภาคเอกชนกับสถานศึกษาผลิตบุคลากรเพื่อรองรับการพัฒนา BESS (Capacity Building in High Value Battery Chain) เป็นการสนับสนุนและส่งเสริมให้เกิดการสร้างทักษะใหม่และการเสริมหรือพัฒนาทักษะของบุคลากรเดิม (New skill, Reskill & Upskill) ในอุตสาหกรรมยานยนต์และอุตสาหกรรมการผลิตเดิม รวมถึงบุคลากรของ 3 การไฟฟ้าฯ และสร้างบุคลากรให้มีทักษะในห่วงโซ่มูลค่าของแบตเตอรี่ที่มีมูลค่าสูง (High Value Battery Chain) เพื่อแสดงความพร้อมในการพัฒนากำลังคนสมรรถนะสูงรองรับภาคการผลิตและบริการในระยะยาว
2.2.5 ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการ การส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 ทำให้เกิดอุตสาหกรรมการผลิตแบตเตอรี่และอุตสาหกรรมต่อเนื่องในประเทศที่รองรับแนวทางของอุตสาหกรรมอนาคต (New S-Curve) เพิ่มความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ เกิดการพัฒนาเทคโนโลยีใหม่และนวัตกรรม เกิดการพัฒนาทักษะของบุคลากรและแรงงานในประเทศ เกิดการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านการวิจัย และพัฒนาของประเทศ เกิดการพัฒนาปรับปรุงมาตรฐานและกฎหมายของประเทศให้มีความทันสมัย มีการขยายตัวของอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้อง เพิ่ม/กระตุ้นให้เกิดการส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาด และทำให้ประเทศมีความพร้อมในการไปสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน ในปี 2050
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575
2. มอบหมายให้ คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน กำกับติดตาม การดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 และรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 5 ผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
สรุปสาระสำคัญ
1. ด้วย นายสุทธิพร ปทุมเทวาภิบาล (ผู้ร้อง) ได้ยื่นคำร้องขอให้ศาลรัฐธรรมนูญพิจารณาวินิจฉัย ตามรัฐธรรมนูญมาตรา 51 ว่า กระทรวงพลังงานกำหนดยุทธศาสตร์กระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2559 - 2563) และแผนพัฒนกำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ทำให้สัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าของรัฐลดลงต่ำกว่าร้อยละห้าสิบเอ็ด เป็นการกระทำที่ขัดหรือแย้งต่อรัฐธรรมนูญมาตรา 56 ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง โดยมีผู้ถูกร้องประกอบด้วยกระทรวงพลังงาน (พน.) (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) โดยเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2566 ศาลรัฐธรรมนูญวินิจฉัยว่าการกระทำของ พน. (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง วรรคสาม และวรรคสี่ ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง โดยคำวินิจฉัยดังกล่าว มีรายละเอียดในสาระสำคัญ ดังนี้
1.1 รัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2560 มาตรา 56 วรรคสอง เป็นบทบัญญัติที่มีหลักการมาจากรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2550 มาตรา 84(11) ซึ่งบัญญัติขึ้นในสถานการณ์ที่บ้านเมืองในขณะนั้นประสบปัญหาทางกฎหมายเกี่ยวกับการแปรรูปรัฐวิสาหกิจที่ยังไม่ชัดเจน จึงกำหนดหลักการที่คุ้มครองกรรมสิทธิ์ของรัฐที่มีอยู่เดิมในโครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน เพื่อมิให้รัฐกระทำการใดให้โครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานที่เป็นของรัฐตกเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชน หรือทำให้รัฐถือหุ้นน้อยกว่าเอกชน แต่ไม่ได้ห้ามให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการจัดหรือดำเนินการให้มีสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน ดังนั้น การให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นกรณีที่รัฐดำเนินการให้มีพลังงานไฟฟ้าที่เป็นสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานอย่างเพียงพอและทั่วถึงสอดคล้องกับเจตนารมณ์ของรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 และสอดคล้องกับพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยเอกชนที่ได้รับอนุญาตต้องจัดให้มีโรงงานไฟฟ้า แหล่งผลิตไฟฟ้า หรือระบบโครงข่ายไฟฟ้าที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้า ทรัพย์สินที่เอกชนจัดหามาประกอบกิจการจึงเป็นทรัพย์สินของเอกชน แม้การผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนจะมีสัดส่วน หรือกำลังการผลิตเกินกว่าร้อยละห้าสิบเอ็ด แต่มิใช่โครงสร้างหรือโครงข่ายพื้นฐานของกิจการไฟฟ้าที่เป็นสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง โดยไม่ทำให้สัดส่วนความเป็นเจ้าของในโครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐลดน้อยลง แต่อย่างใด อีกทั้งการที่รัฐอนุญาตให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วม ในการผลิตไฟฟ้าไม่มีผลกระทบต่อความมั่นคงของรัฐ เนื่องจากรัฐยังคงไว้ซึ่งเอกสิทธิ์หรืออำนาจในการควบคุมสั่งการให้เอกชนผลิตไฟฟ้าเพื่อรักษาความมั่นคงของรัฐได้ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
1.2 การที่รัฐให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าไม่ได้มีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ที่เรียกเก็บจากประชาชน เนื่องจากตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสามและวรรคสี่ มีเจตนารมณ์เพื่อคุ้มครองประโยชน์ของประชาชน โดยรัฐต้องดูแลเพื่อให้ได้รับประโยชน์ตอบแทนอย่างเป็นธรรม คำนึงถึง การลงทุนของรัฐ ประโยชน์ที่รัฐและเอกชนจะได้รับ และค่าบริการที่จะเรียกเก็บจากประชาชนประกอบกัน และต้องดูแลมิให้มีการเรียกเก็บค่าบริการจนเป็นภาระแก่ประชาชนเกินสมควร ซึ่งอัตราค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องจ่ายในหนึ่งหน่วยสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงและคำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุน ไม่ว่าจะเป็น การลงทุนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) หรือการลงทุนของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยอัตราค่าบริการดังกล่าวต้องเพียงพอที่จะทำให้การจัดทำสาธารณูปโภคมีประสิทธิภาพ สร้างแรงจูงใจให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพ และมีความเป็นธรรมกับทุกฝ่ายที่เกี่ยวข้อง ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 65(1) ถึง (4) อีกทั้งการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าเดิมที่หมดอายุและรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น รัฐอาจต้องใช้งบประมาณจำนวนมากกว่าสองแสนล้านบาทต่อปี ซึ่งกระทบต่อหนี้สาธารณะของประเทศ จึงมีความจำเป็นต้องให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการไฟฟ้าเพื่อให้ประเทศมีพลังงานไฟฟ้าอย่างเพียงพอและทั่วถึงโดยคำนึงถึงการลงทุนของรัฐ ประโยชน์ที่รัฐและเอกชนจะได้รับและค่าบริการที่เรียกเก็บจากประชาชนประกอบกันด้วย นอกจากนั้น ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) สูงกว่าความเป็นจริง เนื่องจากสมมติฐานหรือตัวแปรที่ใช้ในการพยากรณ์เปลี่ยนแปลงไป เช่น สถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (Covid-19) ตั้งแต่ปี 2562 ถึงปัจจุบัน ส่งผลให้ปริมาณการใช้ไฟฟ้าลดลง และจากข้อมูลความสัมพันธ์ระหว่างกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ค่าไฟฟ้า และราคาก๊าซธรรมชาติ พบว่าต้นเหตุที่ทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นไม่ได้มีสาเหตุจากกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เพิ่มขึ้น แต่เป็นปัจจัยจากราคา ก๊าชธรรมชาติที่สูงขึ้นทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้น จึงเห็นได้ว่าอัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนไม่ได้แปรผันโดยตรงกับการเปิดโอกาสให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าและขายให้แก่รัฐแต่อย่างใด
1.3 กิจการพลังงานไฟฟ้าเป็นกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐอันจำเป็นต่อการดำรงชีวิตของประชาชนและส่งผลต่อความมั่นคงของรัฐ รัฐจำเป็นต้องดำเนินกิจการพลังงานไฟฟ้า เพื่อประโยชน์ส่วนรวมของประเทศชาติและความผาสุกของประชาชนโดยรวม การผลิตไฟฟ้าที่เปิดโอกาส ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมเพื่อให้การประกอบกิจการพลังงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีความมั่นคง มีปริมาณเพียงพอและทั่วถึงในราคาที่เป็นธรรมและมีคุณภาพที่ได้มาตรฐาน ตอบสนองต่อความต้องการภายในประเทศและการพัฒนาประเทศ จำเป็นต้องพิจารณาความมั่นคงของรัฐและประโยชน์ส่วนรวม ของประชาชน โดยมีข้อแนะนำว่ารัฐโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องดำเนินการกำหนดกรอบหรือเพดานของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชน ในระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศ และกำหนดปริมาณไฟฟ้าสำรองอันเกี่ยวกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนอันส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับความเป็นจริงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลา หากกำหนดกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงเกินสมควร และก่อให้เกิด ความเสียหายแก่ประโยชน์สาธารณะอาจถูกดำเนินการโดยองค์กรอื่นหรือศาลอื่นได้
1.4 อาศัยเหตุผลข้างต้นดังกล่าว จึงวินิจฉัยว่าการกระทำของ พน. (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง วรรคสามและวรรคสี่ ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง
2. พน. ได้มีการพิจารณาแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญ ดังนี้
2.1 การดำเนินการเกี่ยวกับการกำหนดกรอบหรือเพดานของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชน ในระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศ
2.1.1 พน. ดำเนินการจัดทำ PDP โดยมีหลักการที่สำคัญ 3 ด้าน ได้แก่ ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) และด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) เพื่อใช้เป็นแผนหลักในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ สามารถรองรับการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศและการขยายตัวของประชากรได้ โดยคำนึงถึงความมั่นคงการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเพื่อลดความเสี่ยงจากการพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง ศักยภาพการผลิตไฟฟ้าเชิงพื้นที่ ทั้งในด้านเชื้อเพลิง ความพร้อมของโครงสร้างพื้นฐาน และการยอมรับของประชาชนในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า รวมถึงเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม ลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ และเพื่อสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดการปลดปล่อย ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ตามที่ให้สัตยาบันไว้กับประชาคมโลกได้ นอกจากนี้ พน. ยังได้พิจารณาถึงปัจจัย ด้านต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมและสอดคล้องกับความก้าวหน้าของการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้า เพื่อไม่ให้เกิดภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้าและเป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาเศรษฐกิจของประเทศ
2.1.2 การจัดหากำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP นั้น พน. ได้มีการจัดสรรให้กับผู้ผลิตไฟฟ้า แต่ละรายไว้อย่างชัดเจน โดยกำลังผลิตไฟฟ้าที่ให้ กฟผ. เป็นผู้พัฒนา กฟผ. สามารถดำเนินการตามขั้นตอนเพื่อขออนุมัติการลงทุนและเริ่มพัฒนาโครงการได้ทันที ส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าที่ให้ภาคเอกชนเป็นผู้พัฒนานั้น จะเปิดให้มีการแข่งขันภายใต้ระเบียบ หลักเกณฑ์ และขั้นตอนการคัดเลือกที่กำหนดโดย กกพ. เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมแก่ทุกฝ่าย ซึ่งการที่ พน. เปิดให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า ไม่ได้มีผลทำให้ความมั่นคง ด้านการผลิตไฟฟ้าของประเทศลดลง และไม่ได้มีผลทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของประเทศเพิ่มขึ้น หรือแตกต่างจากการที่รัฐดำเนินการเอง เนื่องจากภาครัฐมีกลไกหรือเงื่อนไขที่กำหนดไม่ให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า และผลตอบแทนของโรงไฟฟ้ารัฐและเอกชนมีกำไรสูงเกินไปจนเป็นการเอาเปรียบผู้ใช้ไฟฟ้าได้ เช่น การประมูลแข่งขันราคาโดยผู้ที่เสนอราคาไฟฟ้าต่ำที่สุดเท่านั้นที่จะได้รับการคัดเลือก การที่รัฐกำหนดราคารับซื้อให้สะท้อนต้นทุนเทคโนโลยีและการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพด้วยผลตอบแทนที่เหมาะสมและไม่สูงเกินควร เป็นต้น รวมทั้งภาครัฐได้กำหนดให้โรงไฟฟ้าเอกชนต้องอยู่ภายใต้การควบคุมและกำกับดูแลของรัฐผ่านทางสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ที่เข้มงวดโดยกำหนดทั้งหน้าที่และความรับผิดชอบของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่การพัฒนาโครงการไปจนถึงเมื่อดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ พร้อมทั้งกำหนดบทปรับและเงื่อนไขการผิดสัญญาในเรื่องสำคัญต่างๆ ไว้อย่างชัดเจน ทำให้รัฐไม่ต้องรับภาระความเสี่ยงใดๆ ในการผลิตไฟฟ้า และเป็นผลให้ประเทศได้ประโยชน์สูงสุดจากความสามารถในการจัดหาโรงไฟฟ้าที่มีเทคโนโลยีที่ดี คุณภาพดี และมีประสิทธิภาพสูงได้ในราคาที่ต่ำกว่ารัฐดำเนินการเองได้ ในขณะเดียวกันรัฐยังสามารถจัดสรรเงินงบประมาณที่เหลือจากการที่รัฐไม่ลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าเอง ไปใช้ในการพัฒนาประเทศด้านอื่นๆ ที่ไม่มีผู้ใดสนใจลงทุนหรือด้านที่รัฐจำเป็นต้องเป็นผู้ดำเนินการเท่านั้น ได้ตามหน้าที่ของรัฐที่กำหนดไว้ในรัฐธรรมนูญ
2.1.3 นอกจากนี้ โรงไฟฟ้าทั้งหมดไม่ว่าจะเป็นโรงไฟฟ้าของรัฐหรือโรงไฟฟ้าของเอกชน ทั้งในประเทศและต่างประเทศ ต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดเกี่ยวกับระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Code) ที่การไฟฟ้ากำหนด และอยู่ภายใต้การควบคุมของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) ซึ่งเป็นกิจการภายใต้กิจการระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ทำหน้าที่ในการวางแผนสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อให้ระบบไฟฟ้าของประเทศไทย มีความมั่นคง เชื่อถือได้ และมีคุณภาพ ด้วยต้นทุนที่เหมาะสมในการจำหน่ายไฟฟ้า ทั้งนี้ กฟผ. เป็นรัฐวิสาหกิจและเป็นหน่วยงานเดียวของประเทศที่ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการระบบส่งไฟฟ้าและกิจการควบคุมระบบไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ซึ่งเป็นกฎหมายที่ตราขึ้นเพื่อประโยชน์ในการกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีความมั่นคง มีปริมาณเพียงพอและทั่วถึงในราคาที่เป็นธรรมและมีคุณภาพที่ได้มาตรฐาน ตอบสนองต่อความต้องการภายในประเทศและต่อการพัฒนาประเทศอย่างยั่งยืนในด้านสังคม เศรษฐกิจ และสิ่งแวดล้อม
2.1.4 พน. จึงมีความเห็นว่า การจัดสรรกำลังการผลิตไฟฟ้าภายใต้ PDP ควรต้องพิจารณาตามความเหมาะสมในด้านต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการดำเนินงาน และความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพื่อประโยชน์ของประเทศชาติโดยภาพรวมเป็นหลักสำคัญ จึงได้กำหนดแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ ดังต่อไปนี้ (1) ควรให้ กฟผ. แบ่งแยกบัญชีของกิจการผลิตไฟฟ้า (Generation) กิจการระบบส่งไฟฟ้า (Transmission) และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) พร้อมทั้งแยกบัญชีของโรงไฟฟ้าแต่ละแห่งออกจากกันอย่างชัดเจน เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงของแต่ละกิจการและโรงไฟฟ้า สามารถพิจารณาต้นทุน ผลตอบแทน และประสิทธิภาพของแต่ละกิจการได้อย่างโปร่งใส เป็นธรรม และตรวจสอบได้ รวมทั้งเป็นการส่งเสริมให้เกิดการปรับปรุงประสิทธิภาพในการดำเนินงาน และเกิดการแข่งขันที่เท่าเทียมในกิจการผลิตไฟฟ้าต่อไป (2) ควรให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Internal PPA) ระหว่างสายงานผลิตไฟฟ้าและสายงานระบบส่ง สำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ทั้งโรงไฟฟ้าเก่าและโรงไฟฟ้าใหม่ โดยให้มีการกำหนดหน้าที่และความรับผิดชอบของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่การพัฒนาโครงการไปจนถึงเมื่อดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ พร้อมทั้งบทปรับและเงื่อนไขการผิดสัญญาในเรื่องสำคัญต่างๆ อย่างชัดเจน และให้มีการบังคับใช้และกำกับดูแลให้เป็นไปในลักษณะเดียวกันกับสัญญา PPA ของโรงไฟฟ้าเอกชน ทุกประการ โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล หากในกรณีที่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. มีบทปรับเกิดขึ้น กฟผ. จะต้องรับผิดชอบบทปรับด้วยการส่งคืนโดยนำไปลดค่าไฟฟ้าผันแปรอัตโนมัติ (Ft) ที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป ไม่สามารถนำมาส่งผ่านเป็นค่าไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ เนื่องจากในปัจจุบันแม้ว่า กฟผ. จะได้เริ่มจัดทำสัญญา Internal PPA สำหรับการซื้อขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. ให้มีโครงสร้างแบบเดียวกับสัญญา PPA ของโรงไฟฟ้าเอกชนแล้วก็ตาม แต่สัญญา Internal PPA ยังมีเงื่อนไขที่สำคัญหลายประการแตกต่างไปจากของเอกชน เช่น ไม่มีกำหนดแผนการพัฒนาโรงไฟฟ้าที่ต้องปฏิบัติตาม ไม่มีการวางหลักประกัน ไม่มีการจัดหาประกันภัย ไม่มีการรับผิดชดใช้ค่าเสียหาย ไม่มีการจัดหาเชื้อเพลิงสำรอง ไม่มีบทปรับ รวมถึงไม่มีการนำเงื่อนไขในสัญญาไปบังคับใช้จริง โดยเป็นเพียงเอกสารที่จำลองขึ้นเพื่อส่งเสริมให้ กฟผ. มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานให้ใกล้เคียงกับเอกชนให้ได้มากที่สุดเท่านั้น ทำให้ กฟผ. ไม่มีภาระผูกพันตามสัญญาและไม่มีแรงจูงใจในการพัฒนาประสิทธิภาพให้ดียิ่งขึ้นแต่อย่างใด (3) สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ดำเนินการโดย กฟผ. ควรให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Internal PPA) เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของเอกชน โดยให้มีการกำหนดเงื่อนไขสำคัญต่างๆ ในการพัฒนาและดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า รวมถึงการจ่ายค่าไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าหรือปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตและจ่ายเข้าระบบได้จริง และอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสม เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าเอกชน เนื่องจากในปัจจุบันโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. จะได้รับเงินลงทุนบวกผลกำไรคืนในอัตราส่วนผลตอบแทนต่อเงินลงทุน (Return on Invested Capital : ROIC) ตามที่ภาครัฐกำหนด ไม่ว่าจะผลิตไฟฟ้าได้หรือไม่ กล่าวคือ ได้รับประกับผลตอบแทนโดยไม่มีความเสี่ยงด้านเชื้อเพลิงใดๆ (4) ควรให้ กฟผ. ดำเนินการแยกศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) เป็นนิติบุคคลใหม่ ที่เป็นอิสระจากกิจการผลิตไฟฟ้า ทำหน้าที่ในการควบคุมสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่เชื่อมต่ออยู่กับระบบโครงข่ายของประเทศตามหลักการประสิทธิภาพและต้นทุนการผลิตไฟฟ้า รวมถึงการดูแลด้านความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ เพื่อให้เกิดความโปร่งใส เป็นธรรม สามารถรองรับการบริหารจัดการระบบไฟฟ้าที่มีแนวโน้มซับซ้อนยิ่งขึ้นในอนาคตได้ โดยการแยก System Operator ออกเป็นหน่วยงานควบคุมระบบอิสระนั้น เป็นโครงสร้างสากลที่เป็นที่ยอมรับทั่วโลก และไม่ได้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าแต่อย่างใด ทั้งนี้ เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศและเป็นต้นทุนหลักของค่าไฟฟ้า จึงควรให้ ปตท. ดำเนินการจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) ซึ่งมีหน้าที่ในการบริหารโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของประเทศ เป็นนิติบุคคลใหม่ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจจัดหา ค้าส่ง และจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้เกิดความโปร่งใสและเป็นธรรมในการให้บริการเช่นเดียวกัน และ (5) ควรมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการตามข้อ (1) ถึง (4) ให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน
2.2 การดำเนินการเกี่ยวกับการกำหนดปริมาณไฟฟ้าสำรองอันเกี่ยวกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนอันส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับความเป็นจริงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลา โดยในการจัดทำ PDP พน. ได้มีการวางแผนจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ได้พิจารณาให้สอดคล้องกับอัตราเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ และกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) เป็นเกณฑ์ที่ใช้วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพื่อให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดและมีเผื่อสำรองไว้สำหรับรองรับการหยุดซ่อมบำรุงหรือเหตุฉุกเฉินที่อาจเกิดได้ในระบบผลิตหรือระบบส่งไฟฟ้า ซึ่งในการจัดทำแผน PDP พน. ได้มีการวางแผนจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ได้พิจารณาให้สอดคล้องกับอัตราเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ และกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ปริมาณไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด เนื่องจากระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยมีองค์ประกอบจากโรงไฟฟ้าที่มีความเสถียรเป็นส่วนใหญ่ ได้แก่ โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ และโรงไฟฟ้าถ่านหิน ส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนซึ่งไม่มีความเสถียรนั้นแม้ว่าจะมีอยู่บ้างแต่ก็ยังถือว่าเป็นสัดส่วนที่น้อย ทั้งนี้ ปริมาณกำลังไฟฟ้าสำรองอาจแตกต่างจากแผน เนื่องจากการใช้ไฟฟ้าไม่เป็นไปตามค่าพยากรณ์ที่จัดทำไว้ ณ ช่วงจัดทำแผน ซึ่งอาจเกิดจากเศรษฐกิจที่ไม่เติบโตตามที่คาดการณ์ หากพบว่าสภาวะเศรษฐกิจเปลี่ยนแปลงไปจากในช่วงของการจัดทำแผน PDP อย่างมีนัยสำคัญ พน. จะดำเนินการทบทวนค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าและจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป ซึ่งโดยปกติจะทำการทบทวนทุกๆ 3-5 ปี อย่างไรก็ดี กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ไม่ใช่ปัจจัยหลักที่มีผลทำให้ค่าไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นหรือลดลงแต่อย่างใด โดยปัจจัยสำคัญที่มีผลกระทบโดยตรงต่ออัตราค่าไฟฟ้ามาจากราคาก๊าซธรรมชาติ เพราะเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศและค่าเชื้อเพลิงเป็นองค์ประกอบใหญ่ของค่าไฟฟ้าโดยคิดเป็นสัดส่วนประมาณร้อยละ 70 ของค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า และในปัจจุบัน พน. อยู่ระหว่างดำเนินการจัดทำ PDP ฉบับใหม่ ซึ่งจะมีการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นจำนวนมาก เพื่อให้สอดคล้องกับทิศทางพลังงานโลกที่มุ่งเน้นการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดเพื่อลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ภายใต้กรอบนโยบายพลังงานที่สนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี 2593 (ค.ศ. 2050) และเป้าหมายการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emission) ภายในปี 2608 (ค.ศ. 2065) ตามที่รัฐบาลไทยได้แสดงเจตนารมณ์ไว้ต่อประชาคมโลก ทำให้เกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) จำเป็นต้องเพิ่มสูงขึ้นกว่าร้อยละ 15 ตามสัดส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีมากขึ้นในระบบไฟฟ้า อย่างไรก็ดี พน. พิจารณาแล้วเห็นว่า ประเทศไทยควรปรับเปลี่ยนเกณฑ์วัดความมั่นคงระบบไฟฟ้าจากเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) มาเป็นดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation : LOLE) เพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานที่จะเริ่มมีมากขึ้นในอนาคต และเพื่อให้การประเมินและการวางแผนความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้น เนื่องจากเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองไม่ได้พิจารณาถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่ครอบคลุมตลอดทุกช่วงเวลา และไม่สามารถพิจารณาความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภทได้ ในขณะที่ PDP ฉบับใหม่จะต้องมีการกำหนดให้มีการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์เพิ่มเข้ามาเป็นจำนวนมาก โดยถึงแม้จะมีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่สูงแต่ก็อาจจะทำให้เกิดความเสี่ยงที่จะทำให้เกิดไฟฟ้าดับในบางช่วงเวลาได้ เช่น ช่วงเวลากลางคืนที่โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ LOLE จะมีการพิจารณาความมั่นคงของระบบที่ครอบคลุมตลอดทุกช่วงเวลา คำนึงถึงสมรรถนะการทำงานของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าคำนึงถึงความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภท คำนึงถึงลักษณะของความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Profile) ซึ่งจะสะท้อนถึงคุณลักษณะของระบบตลอดทุกช่วงเวลา ดังนั้น การวางแผนโดยการใช้เกณฑ์ LOLE จึงมีความเหมาะสมกับสถานการณ์ระบบไฟฟ้าในปัจจุบันมากกว่าการใช้เกณฑ์ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองขั้นต่ำ อีกทั้งยังช่วยให้การวัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในประเทศไทยมีความสอดคล้องกับการผลิตและการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปในปัจจุบัน รวมถึงรองรับการเพิ่มสัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้อย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งจะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้ประเทศได้อย่างยั่งยืน
3. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้รับทราบ คำวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ และได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญตามที่ พน. เสนอ โดยมีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการ โดยภาครัฐ ตามแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญ และมอบหมายให้ กกพ. กฟผ. และ ปตท. ดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป (2) เห็นชอบให้ยกเลิกการใช้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และให้เปลี่ยนมาใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ กบง. มีความเห็นเพิ่มเติมว่าไม่ขัดข้องในการเปลี่ยนมาใช้ดัชนี LOLE เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า แต่ควรพิจารณากำหนดค่าเกณฑ์ LOLE อย่างรอบคอบ รวมทั้งควรมีการประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจต่อประชาชนเกี่ยวกับการใช้เกณฑ์ LOLE
มติของที่ประชุม
1. รับทราบคำวินิจฉัยศาลรัฐธรรมนูญ
2. เห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป
3. เห็นชอบให้ยกเลิกการใช้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และให้เปลี่ยนมาใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า
เรื่องที่ 6 การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ ในช่วงปี 2564 ถึงปี 2565 สรุปการดำเนินงานที่สำคัญได้ ดังนี้ (1) การแยกธุรกิจบริหารจัดการโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) เป็นนิติบุคคล โดยบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ปรับโครงสร้างแยกสายงานระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติออกจากหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติแล้วเสร็จตั้งแต่เดือนเมษายน 2561 (2) เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปี 2565 ถึงปี 2567 รวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการ และกำกับดูแลต่อไป (3) เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 รวมทั้งกรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามที่ กกพ. เสนอ และ (4) เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์ LNG Benchmark สำหรับการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญา ระยะกลาง สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) ตามที่ กกพ. เสนอ นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 กบง. ได้เห็นชอบนิยามกรอบระยะเวลาของสัญญา LNG และหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น สำหรับกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้ กกพ. ใช้ในการกำกับดูแลการจัดหา LNG ต่อไป
2. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (Covid-19) และความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศ ส่งผลให้ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG ที่มีการปรับตัวสูงขึ้นมาก ส่งผลต่อการขับเคลื่อนนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ กระทรวงพลังงานได้ประชุมร่วมกับ LNG Shipper เพื่อรับฟังความเห็นเกี่ยวกับปัญหาและอุปสรรคจากการดำเนินงาน และได้นำผลการหารือมาจัดทำข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สรุปได้ 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 พบว่า จากสถานการณ์ราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลให้ Shipper รายใหม่ในกลุ่ม Regulated Market ไม่สามารถแข่งขันกับ Shipper รายเดิมที่ใช้ราคา Pool Gas ได้ ส่วนที่ 2 หลักเกณฑ์และการกำกับดูแล มีประเด็น ดังนี้ (1) ความไม่ชัดเจนของปริมาณ Take or Pay ที่ Shipper รายเดิมทำไว้กับผู้ผลิต หรือ LNG Supplier ทำให้ขาดข้อมูลที่มีความน่าเชื่อถือและตรวจสอบได้ จึงควรกำหนดหน่วยงานที่มีหน้าที่ตรวจสอบข้อมูล Take or Pay ของ Shipper รายเดิมให้ชัดเจน อีกทั้งควรจำกัดขอบเขตและปริมาณของ Old Supply (2) หลักเกณฑ์ด้านราคา LNG นำเข้าไม่สอดคล้องกับสภาวะตลาดที่มีความผันผวนและเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว รวมถึงขั้นตอนและระยะเวลาการพิจารณาจากภาครัฐมีความล่าช้า และเป็นอุปสรรคต่อการจัดหา LNG ส่งผลให้ Shipper เกิดความเสี่ยงจากการถูกผู้ค้าทิ้งการเสนอราคา (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 1) ควรมีผู้ให้บริการในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เป็นหน่วยงานอิสระ โดยภาครัฐควรกำหนดกรอบเวลาที่ต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จอย่างชัดเจน 2) ควรกำหนดหลักเกณฑ์ให้สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ของ LNG Terminal 3) การบริหารจัดการท่อควรมีความยืดหยุ่น เช่น การเปิดให้ Shipper สามารถโอนสิทธิซื้อขายก๊าซ และความสามารถในการจัดส่งระหว่างกันในระบบท่อได้ในภาวะปกติ เป็นต้น 4) มีการกำหนดหลักเกณฑ์การบริหารปริมาณในระบบท่อส่งก๊าซ (การปรับ Imbalance และ Overused) ให้ยืดหยุ่นสอดคล้องกับสถานการณ์การใช้ก๊าซที่มีความผันผวน รวมถึงให้ TSO ทำหน้าที่เป็นผู้จัดหาก๊าซในการรักษาสมดุลในระบบท่อส่งก๊าซ 5) การกำหนดบทปรับตาม TPA Code หรือสัญญาควรมีความสมดุลระหว่างผู้ใช้บริการกับผู้ให้บริการ 6) มีการกำหนดหลักเกณฑ์ด้านราคาซื้อขาย และวิธีการดำเนินการที่ชัดเจน ทั้งหลักเกณฑ์สำหรับผู้ให้บริการในระบบท่อส่งก๊าซ และหลักเกณฑ์สำหรับ Shipper ควรมีการปรับปรุง TPA Code ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ และควรเปิดให้มี TPA Code สำหรับระบบท่อในทะเล (4) การบริหารจัดการสถานีบริการแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (LNG Terminal) 1) ควรมีการกำหนดหลักเกณฑ์การซื้อขาย LNG ที่อยู่ใน LNG Terminal ระหว่าง Shipper ที่ชัดเจน ทั้งด้านราคาและวิธีการดำเนินการ 2) ทบทวน TPA Code รวมถึงเงื่อนไขร่างสัญญาการใช้บริการที่สอดคล้องกันให้มีความเหมาะสม ไม่สร้างภาระให้กับผู้ใช้บริการเกินความจำเป็น (5) โครงสร้างราคาก๊าซไม่ส่งเสริมให้ Shipper รายใหม่สามารถแข่งขันกับ Shipper รายเดิมได้ และ (6) ควรมีการตรวจสอบสภาพตลาดเป็นระยะ และปรับปรุงหลักเกณฑ์ให้สอดคล้องกับสภาพตลาดแต่ละระยะ ได้อย่างรวดเร็ว เพื่อส่งเสริมและรักษาให้มี Shipper หลายรายคงอยู่ในตลาด
3. ข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 มีดังนี้
3.1 รูปแบบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ให้โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ คุณภาพ และราคา (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้า ของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPPs) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPPs) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPPs) รวมถึงผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและ NGV ที่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ และ (2) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณและคุณภาพ (Partially Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ไม่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ โดยแบ่งการดำเนินการในแต่ละส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ธุรกิจต้นน้ำ (1) ให้ PTT Shipper บริหารจัดการ Old Supply ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ (อ่าวไทยและบนบก) ก๊าซจากเมียนมา และการนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี รวม 4 สัญญา ซึ่งได้ทำสัญญาไว้ก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 (2) Shipper ที่มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจากลูกค้าของตนเอง ทั้งในกลุ่ม Regulated และ Partially Regulated Market สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น กลาง หรือยาว รวมถึงจัดหาในรูปแบบตลาดจร (Spot LNG) เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม หรือภาคธุรกิจอื่นๆ (3) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแล และกำหนดหลักเกณฑ์ให้มีการจัดหา LNG ตามปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ทั้งนี้ ราคาการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด และ (4) มอบหมายให้ ปตท. ทำหน้าที่แยกก๊าซธรรมชาติที่มาจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่อ่าวไทย ผ่านโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) โดยก๊าซธรรมชาติที่ออกจาก GSP ให้ถือเป็นส่วนหนึ่งของ Old Supply ส่วนที่ 2 ธุรกิจกลางน้ำ (1) ให้ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่จัดหาได้ให้กับ Pool Manager เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ และซื้อก๊าซธรรมชาติออกจาก Pool Gas ตามปริมาณที่จัดหาและนำเข้า Pool Gas (2) มอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของประเทศ (Pool Manager) โดยให้จัดตั้งเป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. มีการจัดทำกระบวนการแบ่งขอบเขตงาน ที่ชัดเจน (Ring Fenced) และมีบทบาทหน้าที่ ดังนี้ 1) ทำสัญญาเพื่อรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ในราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาโดย Shipper นั้นๆ รวมถึงอัตราค่าผ่านท่อในทะเลสำหรับกรณีก๊าซอ่าวไทย อัตราค่าผ่านท่อเพื่อนำส่งก๊าซมายังประเทศไทยสำหรับกรณีการนำเข้าก๊าซจากเมียนมา และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าและค่าบริการสถานี LNG สำหรับกรณีการจัดหาในรูปแบบ LNG 2) ทำการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยของกลุ่ม Regulated Market (ราคา Pool Gas) และ 3) ทำสัญญาเพื่อขายก๊าซธรรมชาติให้กับ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน (ราคา Pool Gas) ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper นั้นๆ จัดหาและนำเข้า Pool Gas (3) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper ในกลุ่ม Regulated Market กับ Pool Manager (4) กำหนดให้ LNG Receiving Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธาน (บนบก) จะต้องเปิดให้บุคคลที่ 3 สามารถมาใช้และเชื่อมต่อได้ (5) มอบหมายให้ กกพ. เร่งดำเนินการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ ใน TPA Regime/TPA Code/TSO Framework/TSO Code ของ LNG Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2566 และ (6) ให้จัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลใหม่ โดยให้มีหน้าที่รวมไปถึงการบริหารจัดการการจัดส่งก๊าซธรรมชาติ บริการจัดการและรักษาสมดุลของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Balancing) และควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. โดยในกรณีที่มีความจำเป็นต้องใช้ Bypass Gas ในการควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ให้ TSO ปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด ทั้งนี้ ให้ดำเนินการจัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลใหม่ให้แล้วเสร็จภายในปี 2566 และส่วนที่ 3 ธุรกิจปลายน้ำ (1) ให้ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Pool Manager ในราคา Pool Gas ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่ Shipper นั้นๆ จัดหาและนำเข้า เพื่อนำไปจำหน่ายให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ (2) Shipper ในกลุ่ม Partially Regulated Market ให้ขาย LNG ให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติได้โดยตรง และ (3) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ที่เป็นโรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPPs SPPs และ VSPPs รวมถึง NGV ให้จัดอยู่ในกลุ่ม Regulated Market ส่วนผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มอื่นๆ สามารถเลือกที่จะอยู่ในกลุ่ม Regulated หรือ Partially Regulated Market ก็ได้
3.2 ให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่พิจารณาการดำเนินการให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
3.3 การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติ เก่า/ใหม่ (Old/New Supply /Demand) ประกอบด้วย (1) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้ Old Supply คือ ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ (ทั้งจากแหล่งก๊าซธรรมชาติอ่าวไทยและบนบก) ก๊าซจากเมียนมา และการนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี รวม 4 สัญญา ได้แก่ สัญญากับ Qatar (2 ล้านตันต่อปี) Shell (1 ล้านตันต่อปี) BP (1 ล้านตันต่อปี) และ Petronas (1.2 ล้านตันต่อปี) ซึ่งได้ทำสัญญาไว้กับ supplier ก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 และ New Supply คือ ปริมาณ LNG นำเข้าที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Old Supply ซึ่งรวมถึงการนำเข้า LNG ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี ของ ปตท. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2565 และ (2) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจากความต้องการก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้ Old Demand คือ ความต้องการใช้ของโรงแยกก๊าซ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีสัญญาผูกพันรูปแบบ Firm กับ ปตท. และโรงไฟฟ้าที่มีสัญญากับ ปตท. อยู่ในปัจจุบัน และเริ่มมีการใช้ก๊าซธรรมชาติตามสัญญาแล้วก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้แก่ IPPs SPPs และ VSPPs รวมถึงภาคอุตสาหกรรมและ NGV ซึ่งมีสัญญาผูกพันแล้ว และ SPP Replacement ในส่วนที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ และใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas และ New Demand ได้แก่ ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้า และภาคอุตสาหกรรมที่จะลงนามสัญญาใหม่ และที่มีการลงนามสัญญาอยู่ในปัจจุบันแต่ยังไม่มีการเริ่มใช้ ก๊าซธรรมชาติก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 รวมถึงสัญญาที่มีการเริ่มใช้ก๊าซธรรมชาติไปแล้วแต่เป็นปริมาณ ความต้องการใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ในส่วน Old Supply ของ PTT Shipper ทั้งนี้ ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยสามารถซื้อก๊าซจาก Shipper รายใดก็ได้ภายใต้การกำกับของ กกพ.
3.4 การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ประกอบด้วย (1) ปริมาณการนำเข้า LNG โดย 1) ให้ ปตท. กฟผ. และ Shipper ทุกรายจัดส่งข้อมูล Demand และ Supply รวมถึงภาระ Take or Pay ตลอดอายุสัญญาของสัญญาทั้งหมดของตนเอง อย่างชัดเจน โปร่งใส และสามารถตรวจสอบได้ ให้แก่ กกพ. ตามระเบียบหรือหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ 2) มอบหมายให้ กกพ. สนพ. ชธ. ร่วมกันพิจารณา Demand และ Supply ก๊าซธรรมชาติของประเทศ และนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ของประเทศ รวมถึงปริมาณการนำเข้า LNG ที่ไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล และ (2) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยเพื่อความมั่นคงของระบบพลังงานของประเทศ มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและบริหารจัดการการใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งรวมถึงการกำหนดปริมาณ การเรียกใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่เหมาะสม และปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ต้องทำการสำรองไว้ (Swing Gas) โดยข้อมูลที่เกี่ยวข้องมอบหมายให้ ชธ. รวบรวม ตรวจสอบ และแจ้งให้ กกพ. ทราบ ทั้งนี้ ให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การใช้ Bypass Gas ได้ในกรณีมีความจำเป็น เช่น การทดสอบระบบ การควบคุมคุณภาพ ก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในเกณฑ์ที่กำหนด และกรณีที่อาจกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงาน เป็นต้น
3.5 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติและการกำหนดราคา LNG นำเข้า ประกอบด้วย (1) การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ 1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคา Pool Gas ค่าบริการ ในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก 2) ราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG 3) ราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติในทะเล 4) ราคาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ เพื่อนำส่งมายังประเทศไทย 5) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้าเป็นราคา LNG ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า และค่าบริการสถานี LNG 6) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น (ไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ ในทะเล) และ 7) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) การกำหนดราคา LNG นำเข้า ประกอบด้วย 1) ให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ที่เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ที่ให้ ปตท. ดำเนินการเพื่อจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ 2) การกำหนดหลักเกณฑ์การจัดหา LNG สำหรับทุก Shipper ในกลุ่ม Regulated Market มีดังนี้ 2.1) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (10 ปีขึ้นไป) และ/หรือสัญญาระยะกลาง (5 ปีขึ้นไป แต่ไม่ถึง 10 ปี) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 ให้มีความสอดคล้องกับสภาวะตลาดทุกเดือน และภายหลังจากที่ การเจรจาราคาและเงื่อนไขหลักได้ข้อยุติ ให้นำเสนอต่อ กกพ. พิจารณาก่อนลงนามสัญญาซื้อขาย LNG และ 2.2) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นและสัญญา Spot โดยการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น (ต่ำกว่า 5 ปี) จะต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยค่าคงที่ (X) (JKM ± X) หรือราคาอ้างอิงก๊าซธรรมชาติ (Gas Link) หรืออ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil Link) หรืออ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ (Hybrid) ขึ้นอยู่กับสภาวะตลาด ทั้งนี้ ประมาณการมูลค่านำเข้า LNG ด้วยราคาอ้างอิงที่เสนอโดยรวมตลอดอายุสัญญาจะต้องไม่เกินประมาณการมูลค่านำเข้าด้วยราคา JKM ± X โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาความเหมาะสมของค่าคงที่ (X) และเป็น ผู้กำกับดูแลและพิจารณาความคุ้มค่าที่เป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศต่อไป ด้านการจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot จะต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยค่าคงที่ (X) (JKM ± X) โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณา ความเหมาะสมของค่าคงที่ (X) ทั้งนี้ ให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับปริมาณและช่วงเวลาที่จะสามารถนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นหรือ Spot LNG ได้ หากมีความจำเป็นต้องนำเข้าสัญญาระยะสั้นหรือ Spot LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้างต้น จะต้องได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. เป็นรายครั้งไป และ 3) การจัดหา LNG สำหรับ Partially Regulated Market ให้ Shipper สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมถึงจัดหา Spot LNG ได้ ภายใต้การกำกับดูแลด้านปริมาณและคุณภาพการให้บริการของ กกพ.
3.6 มอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ตามหลักการประสิทธิภาพ (Heat Rate) เพื่อใช้สำหรับโรงไฟฟ้าในส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงและขายไฟเข้าระบบ (Regulated Market)
3.7 มอบหมายให้ ปตท. เสนอแนวทางและรายละเอียดการปรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติ (Changeover Day: C-Day) ต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับให้เกิดความเป็นธรรมต่อไป
3.8 มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการเปิด TPA ให้บุคคลที่ 3 สามารถเข้าใช้และเชื่อมต่อกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลได้ เพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นการลด การผูกขาด สร้างแรงจูงใจในการเพิ่มประสิทธิภาพในการดำเนินการของผู้ประกอบการ และเปิดโอกาสให้ผู้ใช้พลังงานมีความสามารถในการเข้าถึงทรัพยากรของประเทศได้อย่างเท่าเทียมกันต่อไปในอนาคต
3.9 ให้บรรดาคำสั่ง มติ ประกาศและการปฏิบัติงานทั้งหลายที่ดำเนินการภายใต้แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่มีผล ใช้บังคับอยู่ในวันที่ข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใช้บังคับ ยังคงมีผลใช้บังคับต่อไปจนกว่าจะได้มีคำสั่ง มติ หรือประกาศใดๆ ที่ออกบังคับใช้แทน
4. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาและมีมติเห็นชอบการทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมมีข้อสังเกตดังนี้ (1) ขอให้พิจารณาการดำเนินการตามข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ในประเด็นการให้ Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่จัดหาได้เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ ต้องมีการกำกับดูแลไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต้นทุนของผู้ประกอบการกลุ่มอุตสาหกรรม และ (2) ให้สำนักงาน กกพ. ไปหารือกับฝ่ายเลขานุการฯ เกี่ยวกับ การปรับปรุงข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ เพื่อให้สามารถนำไปปฏิบัติได้จริง รวมทั้ง กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาเรื่องการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 แล้วไม่ขัดข้องต่อการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 แต่มีความเห็นเพิ่มเติม ดังนี้ (1) การจัดตั้ง Pool Manager ในระยะเริ่มต้นเห็นควรให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการไปก่อน โดยให้ กกพ. กำกับให้มีการแบ่งขอบเขตของกิจการที่ชัดเจน (Ring-fencing) รวมทั้งศึกษาถึงความเหมาะสมของความเป็นหน่วยงานอิสระ (Independent Pool Manager) เสนอต่อ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) การเปิด Third Party Access ให้บุคคลที่ 3 สามารถเข้าใช้และเชื่อมต่อระบบส่งท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลได้ เห็นควรให้เป็นนโยบายของภาครัฐ เพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นการลดการผูกขาด สร้างแรงจูงใจในการเพิ่มประสิทธิภาพ ในการดำเนินการของผู้ประกอบการ โดยมอบให้ กกพ.เป็นผู้กำกับดูแลการเข้าถึงและการเข้าใช้หรือเชื่อมต่อระบบโครงข่ายพลังงาน (Access & Use) ตามที่กำหนดไว้ในมาตรา 79 – 86 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ 2550 ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยให้นำความเห็นของที่ประชุมฯ ไปประกอบการพิจารณาต่อไป
2. มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้ติดตามการดำเนินการ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สามารถปฏิบัติได้ เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวได้ ให้ กบง. จัดทำข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใหม่ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีกครั้ง
เรื่องที่ 7 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤติพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 รวมทั้ง ขอความร่วมมือจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 มาช่วยสนับสนุนในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้ ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือนโดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป และ ส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง ต่อมา เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น และได้เห็นชอบแนวทางการจัดสรรเงินสนับสนุนของ ปตท. เป็นส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติให้กับ กฟผ. ในวงเงินรวมไม่ต่ำกว่า 4,300 ล้านบาท โดยสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ทั้งนี้ มอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของ กกพ. เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2566 ปตท. ได้มีหนังสือ ถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือ แก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 300 หน่วยต่อเดือน ประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566
2. แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤตพลังงาน มีการปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเมษายน 2566 ในรูปแบบความร่วมมือ ดังนี้ รูปแบบที่ 1 จัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ที่ไม่ผ่านกระบวนการแยกก๊าซของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Bypass Gas) ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 เพื่อทดแทนการใช้น้ำมันดีเซลหรือเชื้อเพลิงอื่นที่มีราคาสูงกว่าในการผลิตไฟฟ้า โดยให้คำนวณผลประหยัด (Saving) ที่เกิดขึ้นจากส่วนต่างราคาเชื้อเพลิงสูงสุดที่ Bypass Gas ทดแทน กับราคาก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทย ตามสูตรคำนวณดังนี้ ผลประหยัดที่เกิดขึ้นจากการเพิ่ม Bypass Gas
3. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤตพลังงาน และมีมติเห็นชอบปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงวิกฤตพลังงาน ตามรูปแบบที่ 1 และรูปแบบที่ 2 รวมทั้ง การจัดสรรวงเงินช่วยเหลือประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยมอบหมายให้ กกพ. ดูแลการดำเนินการต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมมีข้อสังเกตว่า จำนวนเงินที่เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอของ ปตท. จะต้อง ไม่ซ้ำซ้อนกับการให้ส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติที่เกิดจากมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานที่ กบง. ได้เห็นชอบไว้เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 และขอให้นำเงิน จำนวน 4,300 ล้านบาท ไปช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในการให้ความช่วยเหลือเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงวิกฤตพลังงาน วงเงินช่วยเหลือประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสามารถนำต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลงดังกล่าว ไปใช้ในการลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกำกับดูแลการดำเนินการต่อไป