Super User
กบง.ครั้งที่ 7/2564 (ครั้งที่ 29) วันอังคารที่ 27 กรกฎาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2564 (ครั้งที่ 29)
วันอังคารที่ 27 กรกฎาคม พ.ศ. 2564
2. การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
3. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 กรอบแผนพลังงานชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนพลังงานทั้ง 4 แผน ดังนี้ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) (3) แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และ (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 กระทรวงพลังงานรับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้งพิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว ต่อมาเมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2564 กระทรวงพลังงานได้จัดทำกรอบแนวทางของแผนพลังงานชาติ เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยมีเป้าหมายมุ่งสู่พลังงานสะอาดลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ โดยกรอบแผนพลังงานชาติจะครอบคลุมการขับเคลื่อนด้านพลังงานทั้งด้านไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน โดยมีแนวทางดำเนินการตามนโยบาย 4D1E ได้แก่ (1) Decarbonization คือการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคพลังงาน(2) Digitalization คือการนำเทคโนโลยีดิจิทัลมาใช้ในการบริหารจัดการระบบพลังงาน (3) Decentralization คือการกระจายศูนย์การผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐาน (4) Deregulation คือการปรับปรุงกฎระเบียบเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงด้านนโยบายพลังงานสมัยใหม่ และ (5) Electrification คือการเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้า ทั้งนี้ กบง. ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ (National Energy Plan) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบกระทรวงพลังงานจัดทำรายละเอียดต่อไป
2. กระทรวงพลังงานได้ศึกษานโยบายพลังงานของต่างประเทศ พบว่าประเทศต่างๆทั่วโลกมีการทยอยปรับเปลี่ยนยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว (Long Term Strategy; LTS) โดยมู่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ โดยมีปัจจัยขับเคลื่อนหลักมาจากข้อตกลงปารีส (Paris Agreement) ที่เกิดขึ้นจากที่ประชุมภาคีแห่งอนุสัญญาว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงของสภาพภูมิอากาศครั้งที่ 21 (COP 21) วันที่ 12 ธันวาคม 2558 ซึ่งเป็นตราสารกฎหมายที่รับรองภายใต้กรอบอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ หรือ United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) ฉบับล่าสุด ต่อจากพิธีสารเกียวโตและข้อแก้ไขโดฮา โดยเป้าหมายของข้อตกลงปารีสในการควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส เมื่อเทียบกับยุคก่อนอุตสาหกรรม (ค.ศ. 1900) และมุ่งพยายามควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิไม่ให้เกิน 1.5 องศาเซลเซียส เมื่อเทียบกับยุคก่อนอุตสาหกรรม ส่งผลให้ประเทศต่างๆ ทั่วโลก จำเป็นต้องร่วมดำเนินมาตรการในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้เหลือศูนย์ในปี ค.ศ. 2100 สำหรับกรณีควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส และลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้เหลือศูนย์ภายในปี ค.ศ. 2070 สำหรับกรณีควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 1.5 องศาเซลเซียส ซึ่งจากปัจจัยขับเคลื่อนที่เกิดขึ้นส่งผลให้ประเทศต่างๆ ทำการทบทวนการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally determined contributions: NDC) ที่ได้เสนอไว้แก่ UNFCCC ให้มีระดับการดำเนินการที่สอดคล้องกับแนวทางการควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 1.5 - 2.0 องศาเซลเซียสเพิ่มมากขึ้น โดยเป้าหมายการดำเนินการของกลุ่มประเทศที่สำคัญ มีดังนี้ กลุ่มประเทศพัฒนาแล้ว (1) สหราชอาณาจักร เป้าหมาย Net Zero GHG emission ในปี ค.ศ. 2050 (2) เยอรมนี เป้าหมาย GHG Neutrality ในปี ค.ศ. 2050 (3) ญี่ปุ่น เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2050 (4) สหรัฐอเมริกา เป้าหมายประกาศนโยบาย Net Zero Emission ไม่เกินกว่า ปี ค.ศ. 2050 (5) จีน เป้าหมาย Carbon Free ภายในปี ค.ศ. 2060 (1.5oC Pathway) (6) สวีเดน เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2045 และ (7) ฟินแลนด์ เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2035 สำหรับกลุ่มประเทศกำลังพัฒนา มีดังนี้ (1) เกาหลีใต้ เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2050 (2) อินเดีย เป้าหมายควบคุมการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่อประชากรไม่เกินกว่าระดับประเทศพัฒนาแล้ว (3) สิงคโปร์ เป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกร้อยละ 36 ภายในปี ค.ศ. 2050 และ Net Zero เร็วที่สุดเท่าที่ทำได้ภายในช่วงครึ่งหลังของศตวรรษที่ 21 และ (4) อินโดนีเซีย เป้าหมาย Net Zero Emission ไม่เกินกว่าปี ค.ศ. 2070
3. ประเทศไทยมีความเสี่ยงสูงต่อการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศในระยะยาว เนื่องจากเป็นประเทศกำลังพัฒนาที่พึ่งพาการใช้พลังงานจากเชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นหลักและมีการขยายตัวของพื้นที่เมืองอย่างรวดเร็วและต่อเนื่อง ได้เข้าร่วมในฐานะภาคีกรอบอนุสัญญา UNFCCC ตั้งแต่ปี ค.ศ. 1994 และจัดส่งข้อเสนอการมีส่วนร่วมของประเทศในการลดก๊าซเรือนกระจกและการดําเนินงานด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (Intended Nationally Determined Contributions: INDCs) ไปยังสํานักเลขาธิการอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศในปี 2558 โดยประกาศเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกที่ร้อยละ 20 จากกรณีปกติ (business-as-usual: BAU) หรือร้อยละ 25 ถ้าได้รับการสนับสนุนจากต่างประเทศ ภายในปี ค.ศ. 2030 ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้นำพันธกิจดังกล่าวมาใช้เป็นกรอบในการวางแผนนโยบายพลังงานของประเทศ โดยตั้งเป้าให้มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 34.23 ภายในปี 2580 ซึ่ง ณ สิ้นปี 2563 อยู่ที่ร้อยละ 17.4 ปัจจุบันประเทศไทยยังไม่ได้มีการกำหนดยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกในระยะยาว ที่แสดงให้เห็นถึงความพร้อมในการปรับเปลี่ยนประเทศให้รองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านระบบเศรษฐกิจสู่ neutral-carbon economy อันจะนำไปสู่การเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันและโอกาสในการดึงดูดการลงทุนจากต่างประเทศ โดยเฉพาะในช่วงฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังวิกฤติการณ์ COVID-19 ที่ต้องเร่งสร้างความเชื่อมั่นและความมั่นใจจากนักลงทุน ดังนั้น จึงมีความจำเป็นอย่างเร่งด่วนที่จะต้องกำหนดกรอบนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่สอดคล้องกับเป้าหมายของประชาคมโลก และนำไปสู่การปฏิบัติของภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยเฉพาะในภาคพลังงานที่ต้องมุ่งเน้นการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อเป็นกลไกหลักสำคัญในการขับเคลื่อนและผลักดันการแก้ไขปัญหาการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศให้เกิดผลสัมฤทธิ์ ทั้งนี้ การขับเคลื่อนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำยังมีส่วนสนับสนุนนโยบายการขับเคลื่อนทางเศรษฐกิจ ดังนี้ (1) การสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจและลดการลงทุนในสินทรัพย์ที่มีประสิทธิภาพต่ำ (2) การเพิ่มศักยภาพการแข่งขันของผู้ประกอบการของไทย (3) การเพิ่มสัดส่วนของพลังงานสะอาด เป็นการเพิ่มการลงทุนและการจ้างงานในระบบเศรษฐกิจประเทศ (4) การฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังสถานการณ์วิกฤต COVID-19 (5) บรรเทาปัญหามลพิษ PM2.5
4. กระทรวงพลังงานได้นำกรอบแผนพลังงานชาติที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. มาเป็นแนวทางในการจัดทำรายละเอียด และกำหนดแนวนโยบายภาคพลังงาน โดยมีเป้าหมายสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถมุ่งสู่พลังงานสะอาด และลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065 - 2070 เพื่อเสริมสร้างศักยภาพการแข่งขันและการลงทุนของผู้ประกอบการของไทยให้สามารถปรับตัวเข้าสู่การลงทุนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลก ตลอดจนการใช้ประโยชน์จากการลงทุนในนวัตกรรมสมัยใหม่เพื่อสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจ สอดคล้องกับยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว ทั้งนี้จะต้องอาศัยความมือร่วมและได้รับการสนับสนุนจากกระทรวงและหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การขับเคลื่อนในภาคพลังงานเป็นไปตามแผนที่กำหนดไว้
4.1 แนวนโยบายของแผนพลังงานชาติ เพื่อขับเคลื่อนให้ภาคพลังงานสามารถบรรลุเป้าหมายการมุ่งสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ ตั้งแต่ระดับฐานรากไปจนสู่ระดับประเทศ โดยการส่งเสริมการลงทุนพลังงานสีเขียวในภาคพลังงาน ดังนี้ (1) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าใหม่โดยมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ให้สอดคล้องกับแนวโน้มต้นทุนพลังงานหมุนเวียนที่ต่ำลงอย่างมาก โดยต้องพิจารณาร่วมกับต้นทุนระบบกักเก็บพลังงานระยะยาว และไม่ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวสูงขึ้น (2) ปรับเปลี่ยนการใช้พลังงานภาคขนส่งเป็นพลังงานไฟฟ้าสีเขียว ผ่านเทคโนโลยียานยนต์ไฟฟ้าตามนโยบาย 30@30 (3) ปรับเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน มากกว่าร้อยละ 30 (4) ปรับโครงสร้างกิจการพลังงานรองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านพลังงาน (Energy Transition) ตามแนวทาง 4D1E ซึ่งในช่วงการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานของโลก ประเทศไทยจะต้องเผชิญกับความท้าทายในการปรับโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานที่มุ่งสู่พลังงานสะอาด ให้สามารถรองรับการเปลี่ยนผ่านที่จะเกิดขึ้นจากการปรับเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานในอนาคตเพื่อความมั่นคงและยั่งยืน รวมถึงเป็นการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันทางด้านพลังงานให้ทัดเทียมกับนานาประเทศ ดังนั้น จึงจำเป็นอย่างยิ่งที่จะต้องมีการวางแผนการขับเคลื่อนทุกด้านไปพร้อมกัน
4.2 กรอบการจัดทําแผนพลังงานชาติสู่การเปลี่ยนผ่านตามแนวทาง 4D1E เพื่อให้สามารถนำไปปฏิบัติได้อย่างเป็นรูปธรรม และเกิดประสิทธิผล ดังนี้ (1) ด้านไฟฟ้า การขับเคลื่อนพลังงานด้านไฟฟ้าถือว่าเป็นปัจจัยสำคัญในการผลักดันการพัฒนาเศรษฐกิจ เทคโนโลยี และอุตสาหกรรมของประเทศไทยเพื่อรองรับปรับตัวเข้าสู่เศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลกภายใต้เป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 ซึ่งประเทศไทยจำเป็นต้องบริหารจัดการการพัฒนานโยบายและส่งเสริมเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าคาร์บอนต่ำอย่างมีประสิทธิภาพ (2) ด้านก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงสะอาดที่ปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกน้อยกว่าเชื้อเพลิงฟอสซิลชนิดอื่น เช่น ถ่านหิน น้ำมัน และเป็นเชื้อเพลิงที่สามารถจัดหาได้จากหลายแหล่งทั่วโลกในรูปก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ทำให้ประเทศต่างๆ พิจารณาเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนผ่านไปสู่พลังงานของสะอาดที่ยังคงสามารถรักษาความมั่นคงของระบบที่มีปริมาณพลังงานหมุนเวียนเพิ่มสูงขึ้นได้ (3) ด้านน้ำมัน การขับเคลื่อนพลังงานด้านน้ำมันซึ่งเป็นเชื้อเพลิงพื้นฐานที่มีความสำคัญต่อการขับเคลื่อนเศรษฐกิจประเทศ และถูกใช้เป็นเชื้อเพลิงหลักในภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม ให้ปรับตัวมุ่งสู่เศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลกนั้น กระทรวงพลังงานจะต้องผลักดันให้เกิดการเพิ่มขีดความสามารถในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้ได้ตามเป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ.2065-2070 ซึ่งจะเป็นส่วนหนึ่งในการแก้ไขปัญหาสภาพอากาศจากภาวะฝุ่นละออง PM 2.5 (4) ด้านพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ในปัจจุบันหลายประเทศทั่วโลกให้ความสำคัญกับการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกเป็นอย่างมาก เนื่องจากมีแนวโน้มต้นทุนที่ต่ำลงอย่างมีนัยสำคัญ สามารถนำมาใช้ทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างมีประสิทธิภาพทั้งด้านเทคนิคและราคา การส่งเสริมการลงทุนในพลังงานทดแทนจะเป็นหนึ่งในปัจจัยหลักที่ช่วยขับเคลื่อนให้เศรษฐกิจของประเทศไทยเติบโตอย่างยั่งยืน และมีศักยภาพในการแข่งขันทัดเทียมนานาประเทศ จากแนวนโยบายของแผนพลังงานชาติที่กำหนดเป้าหมายในการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าใหม่จากพลังงานหมุนเวียนเป็นไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ให้สอดคล้องกับแนวโน้มต้นทุนพลังงานหมุนเวียนที่ลดต่ำลงอย่างมาก โดยจะต้องพิจารณาร่วมกับต้นทุนระบบกักเก็บพลังงานระยะยาวและไม่ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวสูงขึ้นนั้น เพื่อให้สอดคล้องกับการเปลี่ยนผ่านทางด้านพลังงานตามแนวทาง 4D1E (5) ด้านการอนุรักษ์พลังงานการขับเคลื่อนด้านการอนุรักษ์พลังงานและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานเป็นแนวทางในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ต้องดำเนินการเป็นลำดับต้น ตามแนวทาง 4D1E ด้วยการส่งเสริมการดำเนินการผ่านเทคโนโลยีดิจิทัลและนวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานสมัยใหม่ โดยจะช่วยให้เกิดการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาพรวมของภาคพลังงานอย่างมีนัยสำคัญ และช่วยประหยัดค่าใช้จ่ายในการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่และการลงทุนอื่นๆ ที่ต้องมีขึ้นเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคต อีกทั้งยังเป็นการกระตุ้นให้เกิดการลงทุนในธุรกิจและบริการที่เกี่ยวข้องจากทั้งภาครัฐและเอกชน เช่น บริษัทจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) สร้างงานสร้างอาชีพให้กับหลายภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง และเป็นการเปิดโอกาสให้มีการขยายตัวทางการค้าและการลงทุนเพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันเชิงเศรษฐกิจ ซึ่งการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานให้มีประสิทธิภาพสูงสุด จำเป็นต้องนำเทคโนโลยีสมัยใหม่มาประยุกต์ใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ทั้งในรูปแบบอุปกรณ์ เครื่องใช้ เครื่องจักร กระบวนการผลิตและระบบควบคุม โดยดำเนินการในสาขาเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม ธุรกิจการค้า บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และการขนส่ง ทั้งนี้ เพื่อให้การกำหนดทิศทางการพัฒนาพลังงานของประเทศเป็นไปตามเป้าหมาย มีความมั่นคง สมดุล และมุ่งสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำอย่างยั่งยืน
4.3 การจัดทำแผนพลังงานชาติจะต้องดำเนินการเป็นลำดับขั้นตอนอย่างครบถ้วน เริ่มจากนำเสนอกรอบแผนพลังงานชาติเพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. แล้วนำเข้ากระบวนการรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง ทั้งภาคประชาชน ภาคเอกชน ภาครัฐ นักวิชาการ และผู้ที่สนใจทั่วไป เพื่อนำข้อคิดเห็นดังกล่าวไปใช้ประกอบการบูรณาการจัดทำแผนย่อย 5 แผนภายใต้แผนพลังงานชาติ ได้แก่ ด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน แล้วจึงนำมาใช้ประกอบรวมกันเป็นร่างแผนพลังงานชาติ ซึ่งจะต้องมีการรับฟังความคิดเห็นอีกครั้ง ก่อนที่จะนำเสนอเพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. ต่อไป กระบวนการจัดทำแผนพลังงานชาติคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในปี 2565 เพื่อให้ประเทศไทยสามารถขับเคลื่อนเศรษฐกิจและสังคมได้ตามทิศทางนโยบายพลังงานให้เป็นไปตามเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ.2065-2070 ได้อย่างต่อเนื่องโดยไม่หยุดชะงัก กระทรวงพลังงานเห็นควรดำเนินการระยะเร่งด่วน ดังนี้ (1) จัดทำแผนพลังงานชาติ ภายใต้กรอบนโยบายที่ทำให้ภาคพลังงานขับเคลื่อนภาคเศรษฐกิจให้สามารถรองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านสู่ระบบเศรษฐกิจ ได้ในระยะยาว ครอบคลุมการขับเคลื่อนพลังงานทั้งด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน (2) พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และปรับลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 rev.1) ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (พ.ศ. 2564 – 2573) ตามความเหมาะสม เพื่อปรับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้า ให้มีการผูกพันเชื้อเพลิงฟอสซิลเท่าที่จำเป็นและสามารถรองรับการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าพลังงานสะอาดได้ในระยะยาวโดยคำนึงถึงต้นทุนและความก้าวหน้าเทคโนโลยีเป็นสำคัญ ทั้งนี้ การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าภายใต้นโยบายการขับเคลื่อนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำที่มีพลังงานหมุนเวียนซึ่งมีความผันผวนสูงกว่าเชื้อเพลิงฟอสซิลในระบบปริมาณมากนั้น จะต้องนำหลักการวางแผนเชิงความน่าจะเป็น ได้แก่ โอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) มาใช้เป็นเกณฑ์ แทนกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ซึ่งไม่สามารถวิเคราะห์ผลจากความไม่แน่นอนของพลังงานหมุนเวียน เพื่อให้การประเมินและวางแผนความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้น (3) ปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้มีความยืดหยุ่นมีประสิทธิภาพ และครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบต่างๆ เพื่อรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มมากขึ้นในอนาคต และสามารถตอบสนองต่อการผลิตไฟฟ้านั้นได้อย่างทันท่วงทีโดยไม่กระทบกับความมั่นคงของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ โดยให้นำข้อสังเกตของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ไปประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
2. เห็นชอบมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาในประเด็นดังต่อไปนี้
2.1 มอบหมายให้ กบง. บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ
2.2 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับ 3 การไฟฟ้า เพื่อติดตามความคืบหน้าในการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าของประเทศ เพื่อรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มมากขึ้นในช่วงการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบเศรษฐกิจ neutral-carbon economy ได้ในระยะยาว โดยไม่ให้มีผลกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ
2.3 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อศึกษาและดำเนินการออกมาตรการที่ช่วยบรรเทาการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สำหรับโรงไฟฟ้าหรือโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงถ่านหิน เช่น การปลูกป่าทดแทน การติดตั้งเครื่องการดักจับและการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage: CCS) เป็นต้น เพื่อช่วยขับเคลื่อนให้บรรลุเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065 - 2070 ทั้งนี้ ต้องได้รับความช่วยเหลือทางด้านนโยบายการเงินและเทคโนโลยีจากกลุ่มประเทศ G7
2.4 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อกำหนดแนวทางนโยบายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) แทนการใช้รถยนต์ที่ใช้เครื่องยนต์สันดาปภายในและเปลี่ยนแปลงการใช้พลังงานในภาคอุตสาหกรรมจากเชื้อเพลิงถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ
เรื่องที่ 2 การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2564 สำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือถึงรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รอง นรม. และ รมว.พน.) (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) แจ้งว่า นายทองลุน สีสุลิด นายกรัฐมนตรีสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรี (นรม.) (พล.อ ประยุทธ์ จันทร์โอชา) เพื่อขอรับการสนับสนุนจากไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ซึ่ง นรม. ได้มีบัญชาให้ รอง นรม.และ รมว.พน. พิจารณาเรื่องดังกล่าวและเชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประชุมหารือเพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว อย่างเหมาะสมต่อไป ซึ่งต่อมาวันที่ 31 มีนาคม 2564รอง นรม. และ รมว.พน. ได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง (นายอาคม เติมพิทยาไพสิฐ) ปลัดกระทรวงพลังงาน ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ผู้แทนสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ ผู้แทนสำนักงานความร่วมมือพัฒนาเศรษฐกิจกับประเทศเพื่อนบ้าน (องค์การมหาชน) และ ผู้แทนธนาคารเพื่อการส่งออกและนำเข้าแห่งประเทศไทย ประชุมหารือเพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว อย่างเหมาะสม ตามข้อสั่งการของ นรม.
2. เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้แจ้งความประสงค์จะเสนอขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจำนวน 5 โครงการ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 4,200 เมกะวัตต์ โดย สปป. ลาว ได้กำหนดรายชื่อโครงการที่มีลำดับความสำคัญ 5 โครงการ ดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 (2) โครงการหลวงพระบาง (3) โครงการปากแบง (4) โครงการปากลาย และ (5) โครงการเซนาคาม อย่างไรก็ตาม เนื่องจากปริมาณไฟฟ้าของทั้ง 5 โครงการเกินกว่าข้อตกลงปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) ที่เหลืออยู่ สปป. ลาวจึงมีความประสงค์ขอให้ไทยขยายกรอบ MOU จากเดิมอีก 4,200 เมกะวัตต์ ให้ครอบคลุมปริมาณไฟฟ้าเพื่อรองรับ 5 โครงการดังกล่าว
3. เมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2564 รอง นรม. และ รมว.พน. ได้ประชุมหารือทวิภาคีร่วมกับนายดาววง พอนแก้ว รัฐมนตรีกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว โดยฝ่าย สปป. ลาว ได้ชี้แจงว่าปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวมของทั้ง 5 โครงการ เกินกว่ากรอบ MOU ระหว่างไทย-สปป. ลาว 9,000 เมกะวัตต์ที่ได้ลงนามไว้เมื่อปี 2559 ดังนั้น สปป. ลาว จึงมีความประสงค์จะขอขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เป็น 11,000 เมกะวัตต์ เพื่อให้สามารถรองรับการขายไฟฟ้าจากทั้ง 5 โครงการดังกล่าว และโครงการโรงไฟฟ้าอื่นๆ ในอนาคต ซึ่ง รอง นรม. และ รมว.พน. ได้มอบหมายให้ปลัดกระทรวงพลังงานตั้งคณะทำงานเพื่อหารือร่วมกับปลัดกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว พิจารณาถึงปริมาณที่เหมาะสมในการขยายกรอบ MOUและพิจารณาร่าง MOU (ฉบับใหม่) ทั้งนี้จะได้นำผลการหารือเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
4. รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป. ลาว ได้มีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้า ผ่านการดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าที่พัฒนาขึ้นใน สปป. ลาว และเชื่อมโยงผ่านระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยในปัจจุบันมีกรอบปริมาณความร่วมมือการซื้อขายไฟฟ้าจำนวน 9,000 เมกะวัตต์ และมีสถานภาพการซื้อขายไฟฟ้า ดังนี้ โครงการที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว 5,421 เมกะวัตต์ และโครงการที่ลงนาม PPA แล้วและอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 514 เมกะวัตต์ รวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน 5,935 เมกะวัตต์ และคงเหลือปริมาณไฟฟ้าที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ได้อีกประมาณ 3,065 เมกะวัตต์
5. นโยบายและหลักการพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อเป็นทางเลือกในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศไทย ในกรณีที่ไม่สามารถสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่มเติมในประเทศได้และช่วยแบ่งเบาภาระการจัดหาไฟฟ้าในประเทศได้ในระยะยาวภายใต้ราคารับซื้อไฟฟ้าคงที่ตลอดระยะเวลาที่ทำการตกลงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยราคารับซื้อไฟฟ้าจะต้องไม่สูงกว่าราคาที่ผลิตได้เองในประเทศอีกทั้งเป็นการเสริมสร้างความสัมพันธ์อันดีระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งจากการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทยของ กฟผ. พบว่าการกระจายการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศจะทำให้เกิดความเสี่ยงลดลง ส่งผลให้สัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศมีปริมาณมากกว่าการรับซื้อไฟฟ้าจากเพียงประเทศเดียว โดยได้กำหนดหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ดังนี้ (1) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ สัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด(2) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 2 ประเทศ สัดส่วนไม่เกินร้อยละ 25 ของกำลังผลิตทั้งหมด (3) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 3 ประเทศ สัดส่วนไม่เกินร้อยละ 33 ของกำลังผลิตทั้งหมด (4) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 4 ประเทศสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 38 ของกำลังผลิตทั้งหมด
6. เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้พิจารณาข้อเสนอการขายไฟฟ้าและสัดส่วนปริมาณรับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมกับ สปป. ลาว เพื่อนำไปประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU ตามที่ สปป. ลาว เสนอ โดยได้พิจารณาถึงเงื่อนไขตามการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทย ซึ่งกำหนดหากมีการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ 1 ประเทศ สัดส่วนปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่ควรเกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และได้มีมติรับทราบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจากกรอบ MOU เดิมในปริมาณ 1,137 เมกะวัตต์ ที่ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงระบบไฟฟ้าและสอดคล้องกับปริมาณข้อเสนอขายไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ทั้งนี้ เพื่อให้การเจรจาเป็นไปอย่างราบรื่น จึงควรกำหนดการขยายกรอบ MOUให้เป็นจำนวนเต็มที่ปริมาณ 10,200 เมกะวัตต์ และเห็นควรให้นำปริมาณดังกล่าว ไปใช้ประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU กับ สปป. ลาว ต่อไป
7. กระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (ฝ่ายไทย) (คณะทำงานฯ) โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้แทนหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย กรมสนธิสัญญาและกฎหมาย กระทรวงการต่างประเทศ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นคณะทำงาน และผู้อำนวยการกองการต่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นเลขานุการคณะทำงานฯ เพื่อหารือร่วมกับคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (ฝ่าย สปป. ลาว) ให้ได้ข้อสรุปในรายละเอียดการขยายกรอบ MOU โดยเมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2564 คณะทำงานฯ ได้เห็นชอบให้การตอบรับการขยายปริมาณการรับซื้อฟ้าภายใต้กรอบ MOU จากเดิม 9,000 เมกะวัตต์ เพิ่มอีก 1,137 เมกะวัตต์ รวมเป็น 10,137 เมกะวัตต์โดยปรับให้เป็นจำนวนเต็มประมาณ 10,200 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2564 ที่ประชุมหารือทวิภาคีระหว่างคณะทำงานฯ และคณะผู้แทนฝ่าย สปป.ลาว ได้เห็นชอบให้ระบุปริมาณรับซื้อไฟฟ้าใน MOU ฉบับใหม่เป็น 10,200 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2564 คณะทำงานฯ ได้มีมติยืนยันผลักดันแนวทางการส่งเสริมการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก รวมทั้งการปรับแก้ถ้อยคำเพื่อเป็นการเปิดโอกาสให้มีการพัฒนาความร่วมมือที่เกี่ยวกับกลไกการซื้อขายคาร์บอนระหว่างไทยและ สปป.ลาว ในอนาคตด้วยเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้แจ้งขอให้ฝ่ายไทยพิจารณาเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในร่าง MOU เพิ่มเติมจากที่ได้ประชุมหารือทวิภาคีเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2564 อีก 300 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับโครงการเซกอง 4A กำลังการผลิต 175 เมกะวัตต์และโครงการเซกอง 4B กำลังการผลิต 180 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้มีหนังสือขอให้พิจารณาเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในร่าง MOU จาก 10,200เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ หรือ 11,000 เมกะวัตต์ รวมทั้งรับทราบและเห็นด้วยกับหลักการการพิจารณาโครงการของฝ่ายไทย
8. เมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยให้นำข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการประสานฯ เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ประกอบการพิจารณาการขยายกรอบ MOU ดังนี้ (1) การพิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จะต้องพิจารณาผลกระทบต่อความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้าในการรับซื้อจาก 1 ประเทศ ซึ่งกำหนดสัดส่วนไม่ให้เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) การพิจารณาโครงการตามข้อเสนอของ สปป.ลาว ฝ่ายไทยจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการซึ่งโครงการจะต้องสอดคล้องและเป็นไปตามหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ รวมทั้งจะต้องคำนึงถึงผลกระทบด้านสังคม เขตแดน และสิ่งแวดล้อม (3) โครงการที่ สปป.ลาว เสนอมาส่วนใหญ่เป็นโครงการrun of river ที่ตั้งอยู่บนลำน้ำโขงสายประธาน หากเกิดปัญหาภัยแล้ง ลำน้ำโขงไม่มีน้ำ หรือประเทศจีนกักเก็บน้ำอาจส่งผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าของโครงการที่อยู่บนลำน้ำโขงทั้งหมด รวมทั้งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าประเทศไทยได้ จึงควรเสนอให้ สปป.ลาว มีแผนบริการจัดการน้ำในช่วงฤดูแล้งเพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ประเทศไทยได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ (4) ใน MOU มีถ้อยคำและบริบทที่ก่อให้เกิดพันธกรณีภายใต้ข้อบังคับของกฎหมายระหว่างประเทศ ดังนั้น MOU ดังกล่าวจึงถือเป็นสนธิสัญญาตามกฎหมายระหว่างประเทศและหนังสือสัญญาตามมาตรา 178 ของรัฐธรรมนูญไทย ที่จะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีก่อนลงนาม
9. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าการขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ เป็นปริมาณที่สามารถดำเนินการได้ เนื่องจากไม่เกินเกณฑ์ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ และการขยายกรอบ MOU เป็นการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานน้ำจาก สปป.ลาว สอดคล้องกับทิศทางด้านพลังงานโลกที่มุ่งเน้นพลังงานสะอาดลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ของประเทศเพื่อมุ่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนเศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ ทั้งนี้ โครงการที่ สปป. ลาว เสนอมาส่วนใหญ่เป็นโครงการ run of river ที่ตั้งอยู่บนลำน้ำโขงสายประธานหากเกิดปัญหาภัยแล้งลำน้ำโขงน้ำไม่เพียงพอ อาจส่งผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าของโครงการที่อยู่บนลำน้ำโขงทุกโครงการ รวมทั้งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นด้านพลังงานไฟฟ้าประเทศไทยได้ จึงควรเสนอให้สปป. ลาว มีแผนบริการจัดการน้ำในช่วงฤดูแล้งเพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ประเทศไทยได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรมอบหมายให้คณะทำงานฯ นำความเห็นดังกล่าวไปเจรจากับ สปป.ลาว เพื่อบรรจุไว้ใน MOU ต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด รวมทั้ง มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ดังนี้ โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตามแนวทางที่ กบง. และ กพช. กำหนด (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply และ Shipper ที่จัดหา LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และกลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) โดยให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลปริมาณและคุณภาพการให้บริการ และกำหนดหลักการสำหรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ (2) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น โดยไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (3) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการกำหนดและทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. เห็นชอบการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาตการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 4 ประเภท และการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติตามที่ กกพ. เสนอ ดังนี้ Wy = WH + S+ T โดยที่ Wy คือราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า โดย y คือ กลุ่มลูกค้า เช่น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) Natural Gas for Vehicle (NGV) Gas Separation Plant (GSP) และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น WH คือ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งคำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซฯ ที่ผู้รับใบอนุญาตจัดหาก๊าซและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย (มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู) ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ ปตท. เป็นผู้จัดหา (Gulf Gas ปตท.) ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และก๊าซธรรมชาติเหลวที่จัดหาโดย ปตท. (LNG ปตท.) ซึ่งรวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซของสถานี LNG แล้ว S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งกำหนดอัตราตามกลุ่มประเภทของลูกค้า ประกอบด้วย S1 ค่าใช้จ่ายในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ S2 ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซและการส่งก๊าซให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่างผู้ผลิตหรือผู้ค้าก๊าซ(LNG Supplier) กับ Shipper และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับผู้ใช้ก๊าซ รวมถึงค่าความเสี่ยงอื่นๆ T คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติประกอบด้วย อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge (Td) และอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge (Tc)
3. ข้อเสนอโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่ กกพ. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 และวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 ที่สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 มีดังนี้
3.1 โดยโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จำแนกเป็น 3 กลุ่ม ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ขายให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาเฉลี่ยก๊าซฯ อ่าวไทย (Gulf Gas) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และ ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (Zone 1) (2) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ปตท. ขายในกลุ่ม Old Supply ประกอบด้วย ราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยก (รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล) ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา ณ ชายแดน และก๊าซ LNG (รวมค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ) (Pool Gas) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 2-4) ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 5) (3) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ New Shipper ขายไฟฟ้าเข้าระบบใน Regulated Market ประกอบด้วย ราคา LNG ค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 3) โดยการกำกับราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติในแต่ละแหล่งอยู่ภายใต้การดูแลจากภาคนโยบายตามราคาสัมปทานของผู้ผลิตแต่ละแหล่งและการเปลี่ยนแปลงดัชนีอ้างอิงในตลาดโลก สำหรับการกำกับดูแลอัตราค่าบริการค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ เมื่อมีการนำเนื้อก๊าซฯ เข้ามาในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลตามมาตรา มาตรา 64และ 65 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานฯ เพื่อกำกับดูแลสำหรับผู้ใช้พลังงานขั้นสุดท้าย(End Users) ทั้งนี้ เห็นควรเสนอให้มีการทบทวนพื้นที่ (Zone) ในการคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซของผู้ซื้อก๊าซ โดยคำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติพื้นที่ 1 ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด ซึ่งนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) นำมาคำนวณรวมในอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ด้วย เนื่องจากก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยสามารถไหลได้ทุกทิศทางในโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล และเมื่อก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยแหล่งใดแหล่งหนึ่งหมดก็จะมีการนำก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยจากแหล่งอื่นๆ เข้ามาทดแทน ซึ่งเป็นไปตามแนวทางที่ กกพ. ได้นำเสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 โดยค่า Td และค่า Tc สำหรับพื้นที่ Zone 2-4 สำหรับกลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ รวมทั้ง หากมีการเปลี่ยนแปลงการแบ่งพื้นที่สำหรับการคิดอัตราค่าบริการฯ ในภายหลังให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด
3.2 โครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า (Wy) จำแนกตามกลุ่มลูกค้าได้ 3 กลุ่ม ดังนี้ (1) กลุ่มโรงแยกก๊าซ การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซ Wโรงแยกก๊าซ = Gulf Gas + [S1,โรงแยกก๊าซ + S2,โรงแยกก๊าซ] + [Tdzone 1 + Tczone 1] (2) กลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ ของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply (2.1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ./ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในพื้นที่ Zone 3 Wกฟผ/IPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,กฟผ/IPP + S2,กฟผ/IPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2.2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในพื้นที่ Zone 3 WSPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,SPP + S2,SPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2.3) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ที่ อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราชWขนอม = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ขนอม + S2,ขนอม] + [Tdzone 2 + Tczone 2] (2.4) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา Wจะนะ = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,จะนะ + S2,จะนะ]+ [Tdzone 4 + Tczone 4] (2.5) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่ อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่นWน้ำพอง = (WHตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน) + [S1,น้ำพอง + S2,น้ำพอง] + [Tdzone 5 + Tczone 5] (2.6) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ค้า NGV WNGV = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,NGV + S2,NGV] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2.7) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ Zone 3 Wผู้ค้าปลีก = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ผู้ค้าปลีก + S2,ผู้ค้าปลีก] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้ กำหนดเป็นราคาเฉลี่ยของค่าบริการที่ กกพ. กำหนดตามปริมาณ LNG ส่งเข้า Pool Gas ต่อปริมาณก๊าซธรรมชาติทั้งหมดที่รวมอยู่ใน Pool Gas และส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซ โดยค่า Td และค่า Tc สำหรับกลุ่มนี้ สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ (3) กลุ่มลูกค้าของ Shipper รายใหม่ สำหรับ New Supply ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ (3.1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ กฟผ./ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในพื้นที่ Zone 3 Wกฟผ/IPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,กฟผ/IPP,Shipper + S2,กฟผ/IPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (3.2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในพื้นที่ Zone 3 WSPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,SPP,Shipper + S2,SPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้ เป็นไปตามอัตราค่าบริการที่ กกพ. กำหนดโดยราคานำเข้า LNGShipper (LNG Benchmark) ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. และ กพช.ให้ความเห็นชอบ ภายใต้การกำกับดูแลโดย กกพ. ทั้งนี้ สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Shipper แล้ว มีความประสงค์จะใช้ Pool Gas ในบางช่วงเวลา ให้ กกพ. สามารถกำหนดราคา Premium จาก Pool Gas สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มดังกล่าว เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ
3.3 กรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน มีดังนี้ เห็นควรกำหนดให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่ โดยมีผลบังคับใช้ภายใน 1 ปีนับจากวันที่ กพช. มีมติ และในระหว่างการพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่ง (S) และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ (T) ตามโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่ เห็นควรกำหนดแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน ดังนี้ (1) กำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ (%Margin) คำนวณจากราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย(Pool Gas) ตามวิธีปัจจุบัน และให้ ปตท. Shipper เร่งทำความเข้าใจในการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติกับผู้ใช้ก๊าซฯ ให้รองรับการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติดังกล่าวแล้วเสร็จภายในกรอบระยะเวลาที่กำหนด (2) กำหนดอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ สำหรับ Shipper รายใหม่ เท่ากับ อัตราค่าผ่านท่อบนบก (Zone 3) ประกอบด้วย Td Zone 3 และ Tc Zone 3
3.4 ผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติจากการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 จากผลการคำนวณการประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติระหว่าง ราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ Pool Gas แบบเดิม กับ ราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ Pool Gas แบบใหม่ตามโครงสร้างราคาธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่กำหนดให้รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด (zone1) รวมถึงค่าผ่านท่อ TTM ในไว้ในราคา Pool Gas โดยเป็นค่าประมาณการที่อ้างอิงข้อมูลความต้องการใช้ก๊าซฯ (Demand) ข้อมูลปริมาณจัดหาก๊าซฯ (Supply) ราคาก๊าซธรรมชาติ เดือนมกราคม 2564 และประมาณการรายได้ของระบบท่อในทะเลของพื้นที่ Zone 2 ปัจจุบัน ไปอยู่ Zone 1 ตามสัดส่วนสินทรัพย์ของระบบท่อเส้นที่ 2 ที่อยู่ในทะเลในอัตราร้อยละ 66 โดยคิดจากอัตราผลตอบแทนเงินลงทุน (Allowed Revenue) ตามวิธีการเดิมที่ยังไม่รวมเงินลงทุนใหม่ จากนั้นนำราคาก๊าซธรรมชาติที่ได้มาเปรียบเทียบกันเพื่อหาผลกระทบที่เกิดขึ้นกับลูกค้าแต่ละรายโดยผลกระทบต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติต่อการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อคิดค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของ ปตท. ด้วยปริมาณที่ถูกต้อง คือ ปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทั้งหมด จากปัจจุบันซึ่งคำนวณจากปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยรวมก๊าซฯ พม่า และ LNG และนำค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด (รวม TTM) ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นประมาณ 3.2976 บาทต่อล้านบีทียู และทำให้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติจะเพิ่มขึ้นประมาณ 95 ล้านบาทต่อเดือน (2) เมื่อนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลทั้งหมดตามสัดส่วนปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณราคา Pool Gas จะส่งผลกระทบต่อราคาก๊าซธรรมชาติตามกลุ่มผู้ใช้ก๊าซฯ ดังนี้ ราคาก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP NGV และอุตสาหกรรมลดลงประมาณ 1.0682 บาทต่อล้านบีทียู ราคาก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าขนอม ลดลงประมาณ 1.8620 บาทต่อล้านบีทียู ราคาก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าจะนะเพิ่มขึ้นประมาณ 3.5292 บาทต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ จะส่งผลทำให้ค่าไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศลดลงประมาณ 56 ล้านบาทต่อเดือน หรือคิดเป็นค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ลดลงประมาณ 0.39 สตางค์ต่อหน่วย
4. เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2564 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาเรื่อง โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมีมติเห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 รวมทั้งกรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะการเงินของการไฟฟ้าด้วย ต่อมาเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 และ เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2564 กบง.ได้เห็นชอบให้มีการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็ก ดังนี้ (1) สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือนมีนาคม 2564 ใช้งบประมาณรวม 8,202 ล้านบาท ซึ่งครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ)รวม 23.70 ล้านราย โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาแหล่งงบประมาณจากนำเงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าซึ่งมีรายได้มากกว่าที่ควรได้รับปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ประมาณ 3,000 ล้านบาท สนับสนุนการดำเนินงาน และให้สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พิจารณาแนวทางการจัดสรรงบประมาณเพื่อสนับสนุนการดำเนินมาตรการในส่วนที่เหลือต่อไป ทั้งนี้ สศช. ได้นำเสนอ คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 รับทราบและเห็นชอบในหลักการมาตรการดังกล่าวเรียบร้อยแล้ว (2) สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ได้รับทราบมาตรการสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าของ กฟน. และ กฟภ. ตามหลักการที่ สศช. เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 โดยให้ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวภายใต้กรอบวงเงินรวมไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ตามขั้นตอนของพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหา เยียวยา และฟื้นฟูเศรษฐกิจและสังคมที่ได้รับผลกระทบจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 พ.ศ. 2563(พระราชกำหนดฯ) และเห็นชอบมาตรการช่วยเหลือสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพื่อให้ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสม และเป็นธรรม โดยให้ กฟผ. พิจารณาให้ส่วนลดกับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในวงเงินประมาณ 15.04 ล้านบาท และรับทราบมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าขั้นต่ำสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามจริง และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง
2. เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 คณะรัฐมนตรี ได้พิจารณามาตรการบรรเทาผลกระทบต่อประชาชน กลุ่มแรงงาน และผู้ประกอบการอันเนื่องมาจากข้อกำหนดตามความในมาตรา 9 แห่งพระราชกำหนดการบริหารราชการในสถานการณ์ฉุกเฉิน พ.ศ. 2548 ฉบับที่ 27 โดยมีมติเห็นชอบในหลักการตามที่ สศช. เสนอ เพื่อลดผลกระทบทางเศรษฐกิจและสังคมของประเทศ อันเนื่องมาจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 โดยมีมาตรการหนึ่งในการให้ความช่วยเหลือในระยะเร่งด่วน คือ มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน ได้แก่ไฟฟ้าและน้ำประปา เป็นระยะเวลา 2 เดือน คือมาตรการด้านไฟฟ้าเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 และเห็นควรให้หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟน. กฟภ. การประปานครหลวง และการประปาส่วนภูมิภาค ดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว โดยขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินมาตรการภายใต้กรอบวงเงินรวมไม่เกิน 12,000 ล้านบาท ตามขั้นตอนของพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหาเศรษฐกิจและสังคมจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 เพิ่มเติม พ.ศ. 2564 ต่อไป
3. การดำเนินมาตรการเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 และมติ กบง. วันที่ 11 มกราคม 2564 ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือที่อยู่ระหว่างตรวจสอบรายงาน พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวมประมาณ 20.78 ล้านราย คิดเป็นงบประมาณรวมทั้งสิ้นประมาณ 7,297.06 ล้านบาท ซึ่งต่ำกว่ากรอบงบประมาณตามแผนที่เสนอคณะรัฐมนตรี 8,202 ล้านบาท เป็นเงินประมาณ 904.94 ล้านบาท เนื่องจากจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือจริงต่ำกว่ากรอบงบประมาณที่คาดการณ์ไว้ ทั้งนี้ การดำเนินงานตามประกาศ กกพ. วันที่ 14 ธันวาคม 2563 ซึ่งได้ยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ให้จ่ายเงินตามค่าไฟฟ้าที่ใช้จริง สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 ตั้งแต่เดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 พบว่ามีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวม 5,280 ราย จำนวนเงินที่ได้รับการยกเว้น 138.22 ล้านบาทและการดำเนินมาตรการเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ที่อยู่ระหว่างรวบรวมรายงาน พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือในเดือนพฤษภาคม 2564 รวมประมาณ 19.95 ล้านราย คิดเป็นงบประมาณ 4,031.45 ล้านบาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างรวบรวมข้อมูลเดือนมิถุนายน 2564 เพื่อนำเสนอรายงานผลการดำเนินงานต่อไป ทั้งนี้ การดำเนินงานตามประกาศ กกพ. ซึ่งได้ยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด ให้จ่ายเงินตามค่าไฟฟ้าที่ใช้จริง สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวม 3,992 ราย จำนวนเงินที่ได้รับการยกเว้น 27.63 ล้านบาท
4. เมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 กกพ. ได้พิจารณาดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 ตลอดจน ข้อมูลประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าจากการระบาดของโรค COVID-19 ที่สำนักงาน กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้นำเสนอต่อกระทรวงพลังงานแล้วเห็นควรรายงาน กบง. เพื่อรับทราบและพิจารณา ดังนี้ (1) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) มาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กของ กฟน. และ กฟภ. ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ เป็นระยะเวลา 2 เดือน คือ เดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 คาดว่าจะใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 11,799.88 ล้านบาท และมาตรการยกเว้นค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 คาดว่าจะส่งผลต่อรายได้ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่ลดลงประมาณ 280.66 ล้านบาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 12,080.54 ล้านบาท มีแนวทางการดำเนินงาน เห็นควรให้ กฟน. และ กฟภ. ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามมติคณะรัฐมนตรีในวงเงินประมาณ 11,799.88 ล้านบาท และให้ กกพ. นำผลกระทบต่อรายได้ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่คาดว่าจะลดลงจากมาตรการยกเว้นค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) 6 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 ประมาณ 280.66 ล้านบาท ไปพิจารณาฐานะการเงินที่เกิดขึ้นจริงในปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ต่อไป โดย กกพ. จะกำกับดูแลให้ กฟน. และ กฟภ. ดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว (2) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่า เพื่อให้มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าจากการระบาดของโรค COVID – 19 ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 เป็นไปอย่างครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศให้ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกับมติคณะรัฐมนตรีวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 เช่นเดียวกับมาตรการการดำเนินงานในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือน มีนาคม 2564 และเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ตามมติคณะรัฐมนตรีที่ผ่านมา จึงได้จัดทำประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าจากการระบาดของโรค COVID-19 เพื่อให้ครอบคลุมลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพิ่มเติมเพื่อ ประกอบการพิจารณาของ กบง. โดยคาดว่าจะใช้วงเงินประมาณ 12.60 ล้านบาท มีแนวทางการดำเนินงาน: เห็นควรเสนอ กบง. พิจารณากำหนดมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม โดยให้ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ให้ส่วนลดค่าไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด (3) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 3 กิจการขนาดกลาง ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ ประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง ประเภทที่ 6 องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร และประเภทที่ 7 สูบน้ำเพื่อการเกษตร กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2564 ได้พิจารณาเห็นชอบมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามที่ใช้จริง เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 ในเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 เป็นระยะเวลา 6 เดือน เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันที่มีการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 ในระลอกเดือนกรกฎาคม 2564 ซึ่งภาครัฐได้มีข้อกำหนดให้ปิดสถานบริการบางประเภท และกำหนดระยะเวลาเปิด-ปิดสถานบริการบางประเภท เพื่อควบคุมการระบาดของโรคฯ ตามประกาศ ศบค. ตั้งแต่วันที่ 12 กรกฎาคม 2564เป็นต้นไป โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 68 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เรียบร้อยแล้ว จึงเห็นควรรายงาน กบง. รับทราบการดำเนินมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ดังกล่าว ซึ่งเมื่อวันที่25 ธันวาคม 2563 กพช. มอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรนำเสนอ กบง. เพื่อรับทราบและเห็นชอบนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน ตามมาตรา 64 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ตามข้อ 3.1 เพื่อดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในเดือนมกราคม ถึงเดือนพฤษภาคม 2564 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ
2. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564โดยให้ กฟน. และ กฟภ. ดำเนินการขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามมติคณะรัฐมนตรี ในวงเงินประมาณ 11,799.88 ล้านบาท ต่อไป
3. เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศ ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 โดยให้ กฟผ. พิจารณาให้ส่วนลดกับลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในวงเงินประมาณ 12.60 ล้านบาท
4. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ซึ่ง กกพ. ได้ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีในการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามจริง เป็นระยะเวลา 6 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป