Super User
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา ประกวดราคาซื้อโครงการจัดซื้อครุภัณฑ์คอมพิวเตอร์และอุปกรณ์พร้อมติดตั้ง จำนวน 7 รายการ ประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ด้วยวิธีประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์ (e-bidding)
ITA 2565
การประเมินคุณธรรมและความโปร่งใส่ในการดำเนินงาน
ของหน่วยงานภาครัฐ
(Integrity and Transparency Assessment: ITA)
01 โครงสร้างหน่วยงาน
02 ข้อมูลผู้บริหาร
03 อำนาจหน้าที่
04 แผนยุทธศาสตร์หรือแผนพัฒนาหน่วยงาน
05 ข้อมูลการติดต่อหน่วยงาน
06 กฎหมายที่เกี่ยวข้อง
07 ข่าวประชาสัมพันธ์
08 Q&A
09 Social Network
010 แผนดำเนินงานและการใช้งบประมาณประจำปี
011 รายงานการกำกับติดตามการดำเนินงานประจำปี รอบ 6 เดือน
012 รายงานผลการดำเนินงานประจำปี
013 คู่มือหรือมาตรฐานการปฏิบัติงาน
014 คู่มือหรือมาตรฐานการให้บริการ
015 ข้อมูลเชิงสถิติการให้บริการ
016 รายงานผลการสำรวจความพึงพอใจการให้บริการ
017 E-Service
018 แผนการใช้จ่ายงบประมาณประจำปี
019 รายงานการกำกับติดตามการใช่จ่ายงบประมาณประจำปี รอบ 6 เดือน
020 รายงานผลการใช้จ่ายงบประมาณประจำปี
021 แผนการจัดซื้อจัดจ้างหรือแผนการจัดหาพัสดุ
022 ประกาศต่างๆ เกี่ยวกับการจัดซื้อจัดจ้างหรือการจัดหาพัสดุ
023 สรุปผลการจัดซื้อจัดจ้างหรือการจัดหาพัสดุรายเดือน
024 รายงานผลการจัดซื้อจัดจ้างหรือการจัดหาพัสดุประจำปี
025 นโยบายการบริหารทรัพยากรบุคคล
026 การดำนินการตามนโยบายการบริหารทรัพยากรบุคคล
027 หลักเกณฑ์การบริหารและพัฒนาทรัพยากรบุคคล
028 รายงานผลการบริหารและพัฒนาทรัพยากรบุคคล
029 แนวปฏิบัติการจัดการเรื่องร้องเรียนการทุจริตและประพฤติมิชอบ
030 ช่องทางแจ้งเรื่องร้องเรียนการทุจริตและประพฤติมิชอบ
031 ข้อมูลเชิงสถิติเรื่องร้องเรียนการทุจริตและประพฤติมิชอบประจำปี
032 ช่องทางการรับฟังความคิดเห็น
033 การเปิดโอกาสให้เกิดการมีส่วนร่วม
034 เจตจำนงสุจริตของผู้บริหาร
035 กาารมีส่วนร่วมของผู้บริหาร
036 การประเมินความเสี่ยงการทุจริตประจำปี
037 การดำเนินการเพื่อจัดการความเสี่ยงการทุจริต
038 การเสริมสร้างวัฒนธรรมองค์กร
039 แผนปฏิบัติการป้องกันการทุจริต
040 รายงานการกำกับติดตามการดำเนินการป้องกันการทุจริตประจำปี รอบ 6 เดือน
041 รายงานผลการดำเนินการป้องกันการทุจริตประจำปี
042 มาตรการส่งเสริมคุณธรรมและความโปร่งใสภายในหน่วยงาน
043 การดำเนินการตามมาตรการส่งเสริมคุณธรรมและความโปร่งใสภายในหน่วยงาน
กพช. ครั้งที่ 150 วันพฤหัสบดีที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2563 (ครั้งที่ 150)
วันพฤหัสบดีที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 13.30 น.
1. รายงานการปรับอัตราเงินสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว
2. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2560 - 2561
3. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)
4. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1)
5.ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)
6. ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)
7. แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Charging Station Mapping)
8. การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
9. โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (ERC Sandbox)>
10. แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
11. การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
12. ขอปรับปรุงหลักการและรายละเอียด โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรีพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานการปรับอัตราเงินสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) มีหน้าที่และอำนาจในการกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหรือได้รับเงินชดเชย และกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุน และอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนน้ำมัน และรายงานผลการดำเนินการต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ
2.ตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 กบน. ได้มีมติให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของน้ำมัน จำนวน 5 ครั้ง เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิง บรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และเพื่อเป็นการส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และเมื่อวันที่ 7 ตุลาคม 2562 กบน. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุนและอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนสำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว และอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย และอัตราเงินคืนจากกองทุนสำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว ได้ออกประกาศตามหลักเกณฑ์การคำนวณดังกล่าว ทุก 2 สัปดาห์ ตั้งแต่วันที่ 24 กันยายน 2562 ถึงวันที่ 12 มีนาคม 2563 รวมทั้งสิ้น 12 ฉบับ ทั้งนี้ จากผล การดำเนินการ ทำให้ในเดือนมีนาคม 2563 สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ จะมีเงินไหลเข้าเดือนละ 352 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิมีเงิน 36,251 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นกลุ่มน้ำมัน 41,747 ล้านบาท และ กลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 5,496 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซิน และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ไปดำเนินการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซินต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันอังคารที่ 12 มีนาคม 2562 คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ได้มีมติเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2560 และ 2561 ต่อมารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2562 และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบต่อไป
2. ในปีงบประมาณ 2560 - 2561 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนฯ ตามวัตถุประสงค์และแผนการใช้จ่ายเงินฯ โดยให้ความสำคัญกับทุนการศึกษาและฝึกอบรมแก่หน่วยงานในสังกัดกระทรวงพลังงาน โดยในปี 2560 และ 2561 ได้อนุมัติเงินในวงเงินรวม 21,585,721 และ 20,791,767 บาท ตามลำดับ แบ่งเป็น (1) หมวดการค้นคว้า วิจัย และการศึกษา ปี 2561 จำนวน 1 โครงการ ในวงเงิน 4,000,000 บาท (2) หมวดเงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม อนุมัติทุนการศึกษาและทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ ปี 2560 วงเงิน 11,109,000 บาท ใช้จ่ายไป 6,803,900 บาท และปี 2561 วงเงิน 9,571,210.00 บาท ใช้จ่ายไป 8,980,410 บาท (3) หมวด การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา ปี 2560 จำนวน 11 หลักสูตร/โครงการ วงเงิน 9,996,721 บาท ใช้จ่ายไป 4,503,661 บาท และปี 2561 จำนวน 9 หลักสูตร/โครงการ วงเงิน 6,452,500 บาท ใช้จ่ายไป 6,397,500 บาท และ (4) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ปี 2560 และ 2561 ปีละ 480,000 บาท ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2560 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 431.177 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.546 ล้านบาท ทุนของกองทุนอยู่ที่ 430.630 ล้านบาท และสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2561 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 426.707 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.144 ล้านบาท ทุนของกองทุนอยู่ที่ 426.563 ล้านบาท ผลการดำเนินงานในปี 2560 กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินงาน 7.483 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 10.969 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ รายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 3.486 ล้านบาท ส่วนปี 2561 กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินงาน 7.922 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 11.989 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ รายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 4.067 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ ต่อมากรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำ ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 2561 - 2580 (AEDP2018) เพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทนให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 และได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผน AEDP2018 ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 7 ครั้ง และ เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 พพ. จึงได้ปรับปรุงร่างแผน AEDP2018 ให้สอดคล้องกับ มติ กพช. ดังกล่าว และเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 กระทรวงพลังงาน ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น ต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) จำนวน 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 และเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผน AEDP2018 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. เหตุผลในการปรับปรุงแผน AEDP สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยยังคงเป้าหมายรวมไว้เท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย การเพิ่มโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ให้สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 โดยจะเปิดรับซื้อตั้งแต่ปี 2563 - 2567 มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวม 1,933 เมกะวัตต์ ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสำหรับโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมของภาครัฐเดิมให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จากเดิมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบปี 2564 - 2565 ปีละ 60 เมกะวัตต์ เป็น ปี 2565 - 2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ลงจากโครงการโซลาร์ภาคประชาชนที่จากเดิมตั้งเป้าหมายปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นปีละ 50 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปี ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเข้ามาในแผน จำนวน 24 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 69 เมกะวัตต์ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) จาก 363 เมกะวัตต์ เป็น 1,000 เมกะวัตต์ และปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าจากพลังงานลมให้เร็วขึ้น จากรับซื้อปี 2577 เป็นปี 2565 ค่าเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนในร่าง AEDP2018 จะกำหนดเป็นกำลังการผลิตตามสัญญา (Contract capacity) ของโรงไฟฟ้าที่จะเกิดขึ้นใหม่ รวมกับกำลังการการผลิตตามสัญญาที่มีพันธะผูกพันกับภาครัฐแล้วในปัจจุบัน ได้แก่ โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าแล้ว โครงการที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และโครงการที่มีการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว ซึ่งจะทำให้สัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ ณ ปี 2580 เป็นร้อยละ 34.23 ซึ่งมากกว่าแผน AEDP2015 ที่ค่าเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนกำหนดเป็นกำลังการผลิตติดตั้ง (Installed capacity) ของโรงไฟฟ้า โดยมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าทั้งประเทศ ณ ปี 2579 เป็นร้อยละ 20.11 (2) ปรับเป้าหมายการผลิตความร้อนจากพลังงานหมุนเวียนบางประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตความร้อนจากเชื้อเพลิงชีวมวลที่เพิ่มขึ้นจากการขยายโรงงานน้ำตาลในช่วงที่ผ่านมาทำให้คาดการณ์ว่าจะมีความต้องการใช้ชีวมวลเพิ่มสูงขึ้น ปรับลดเป้าหมายการผลิตความร้อนจากพลังงานแสงอาทิตย์ลงจาก AEDP2015 ที่ประเมินศักยภาพการติดตั้งระบบน้ำร้อนแสงอาทิตย์ (Solar collector) จากพื้นที่หลังคาอาคาร ซึ่งในปัจจุบันพื้นที่หลังคาอาคารส่วนใหญ่นิยมติดตั้งโซล่าร์เซลล์สำหรับผลิตพลังงานไฟฟ้าแล้วเพราะมีต้นทุนการติดตั้งและการบำรุงรักษาต่ำกว่าระบบน้ำร้อนแสงอาทิตย์ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตความร้อนจากไบโอมีเทนโดยเปลี่ยนกลุ่มเป้าหมายมาเป็นภาคอุตสาหกรรมเพื่อทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติเหลวหรือ LNG เป็นเชื้อเพลิง ในกระบวนการผลิต ส่งผลให้สัดส่วนการผลิตความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้พลังงานความร้อนทั้งประเทศ ณ ปี 2580 เป็นร้อยละ 41.61 ซึ่งมากกว่าแผน AEDP2015 ที่มีสัดส่วนการผลิตความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อความต้องการใช้พลังงานความร้อนทั้งประเทศ ณ ปี 2579 เป็นร้อยละ 36.67 และ (3) ปรับเป้าหมายการผลิตเชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากพลังงานหมุนเวียน ได้แก่ ปรับลดเป้าหมายการผลิตเอทานอลลงจากการส่งเสริมให้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี20 เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงหลัก โดยปรับลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและลดการชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพซึ่งจะทำให้ปริมาณการใช้แก๊สโซฮอล์ อี85 ลดลง ปรับลดเป้าหมายการผลิตไบโอดีเซลจากการส่งเสริมให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลมาตรฐานของประเทศเพื่อให้สมดุลกับปริมาณผลผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์ม และลดการชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพซึ่งจะทำให้ปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ลดลง และปรับลดเป้าหมายการผลิตไบโอมีเทนอัดลงจากการคาดการณ์การใช้ก๊าซธรรมชาติ ในยานยนต์ที่มีแนวโน้มลดลง ส่งผลให้ สัดส่วนการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพต่อความต้องการใช้เชื้อเพลิงในภาคขนส่ง ณ ปี 2580 เป็นร้อยละ 9.99 ซึ่งน้อยกว่าแผน AEDP2015 ที่มีสัดส่วนการผลิตเชื้อเพลิงชีวภาพต่อความต้องการใช้เชื้อเพลิงในภาคขนส่ง ณ ปี 2579 เป็นร้อยละ 25.04
3. สรุปร่าง AEDP2018 เพื่อรักษาเป้าหมายรวมในการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (ไฟฟ้า ความร้อน และเชื้อเพลิงชีวภาพ) ต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายที่ร้อยละ 30 ตามแผน AEDP2015 โดยปรับกรอบระยะเวลาให้สอดคล้องกับแผนยุทธศาสตร์ชาติระยะ 20 ปี (พ.ศ. 2561 – 2580) สรุปได้ดังนี้ (1) เป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 10 ประเภทเชื้อเพลิง กำลังการผลิตติดตั้งรวม 18,696 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้ 52,894 ล้านหน่วย ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ 9,290 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์ลอยน้ำ 2,725 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,500 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,485 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 183 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) 1,000 เมกะวัตต์ ขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ ขยะอุตสาหกรรม 44 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 69 เมกะวัตต์ สัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.55 (2) เป้าหมายการผลิตพลังงานความร้อนจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง พลังงานความร้อนที่ต้องการ 64,657 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ ชีวมวล 23,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ก๊าซชีวภาพ 1,283 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ขยะ 495 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ พลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ 100 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และไบโอมีเทน 2,023 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ สัดส่วนความร้อนจากพลังงานทดแทน ต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 19.15 (3) เป้าหมายการผลิตเชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง ความต้องการเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง 40,890 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล 7.5 ล้านลิตรต่อวัน (1,396 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) ไบโอดีเซล 8.00 ล้านลิตรต่อวัน (2,517 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และน้ำมันไพโรไลซิส 0.53 ล้านลิตรต่อวัน (171 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) สัดส่วนเชื้อเพลิงชีวภาพต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.22 และ (4) เปรียบเทียบเป้าหมายสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของแผน AEDP2015 และ AEDP2018 อยู่ที่ร้อยละ 30.07 และ 30.18 ตามลำดับ แบ่งเป็น พลังงานไฟฟ้าอยู่ที่ร้อยละ 4.27 และ ร้อยละ 5.75 ตามลำดับ พลังงานความร้อนอยู่ที่ร้อยละ 19.15 และร้อยละ 21.20 ตามลำดับ และการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพอยู่ที่ร้อยละ 6.65 และร้อยละ 3.22 ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (Alternative Energy Development Plan 2018 : AEDP2018) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ สรุปได้ ดังนี้ (1) มีการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ โดยในปี 2580 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้ารวม 77,211 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ 56,431 เมกะวัตต์ (2) ระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า มีความมั่นคงรายพื้นที่ สร้างสมดุลระบบไฟฟ้าตามรายภูมิภาค (3) ปลายแผนมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลร้อยละ 65 ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติร้อยละ 53 ถ่านหินและลิกไนต์ร้อยละ 12 การผลิตไฟฟ้าที่ไม่ได้มาจากเชื้อเพลิงฟอสซิล มีสัดส่วนร้อยละ 35 ประกอบด้วย พลังน้ำต่างประเทศ ร้อยละ 9 พลังงานหมุนเวียนร้อยละ 20 และการอนุรักษ์พลังงานร้อยละ 6 (4) ในการจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักประเภทฟอสซิลใหม่ ได้คำนึงถึงการลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินลงจากแผน PDP ฉบับเดิม (PDP2015) เพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ให้สอดคล้องกับข้อตกลงของ COP21 และลดความขัดแย้งของประชาชนในพื้นที่ โดยการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งปัจจุบันมีราคาลดลงมาก เพื่อทำให้ราคาค่าไฟฟ้าของประเทศอยู่ในระดับเหมาะสมสามารถแข่งขันได้ (5) มีโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปี รวม 1,000 เมกะวัตต์ โดยจะเริ่มดำเนินโครงการตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป และ (6) ให้ทบทวนแผน PDP ใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบ ต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ และให้ศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาครวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) ต่อไป
2.เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi - Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา และ (4) เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. พิจารณาลงนามต่อไป ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากได้รับการแต่งตั้งแล้วเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2563
3.กระทรวงพลังงาน ได้ทบทวนและปรับปรุง PDP2018 โดยปรับเป้าหมายและแผนการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 รวมถึงปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้เหมาะสมมากขึ้น โดยเมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียต่อร่างแผนดังกล่าว และให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 สนพ. ได้จัดรับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ฉบับใหม่ 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกพ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561– 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ณ กรุงเทพมหานคร โดยมีผู้เข้าร่วมสัมมนารวมทั้งสิ้น 457 คน และเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4.ร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยยังคงเป้าหมายรวมไว้เท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ (2) เพิ่มโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากให้สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ประกอบไปด้วย โรงไฟฟ้าที่ผลิตด้วยเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน รวมทั้งพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) กับชีวมวล และหรือ ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสียและ/หรือ ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน โดยจะเปิดรับซื้อตั้งแต่ปี 2563 - 2567 มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวม 1,933 เมกะวัตต์ (3) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสำหรับโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมของภาครัฐเดิมให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จากเดิมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบปี 2564 – 2565 ปีละ 60 เมกะวัตต์ เป็นปี 2565 – 2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ (4) ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ลง (5) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เข้ามาในแผน จำนวน 24 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 69 เมกะวัตต์ (6) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) (7) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าจากพลังงานลมให้เร็วขึ้น จากเดิมเริ่มรับซื้อปี 2577 เป็นปี 2565 และมีการปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้มีความเหมาะสมมากขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) กำลังผลิต ตามสัญญารวม 540 เมกะวัตต์ เปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเดือนพฤศจิกายน 2570 เพิ่มความมั่นคงในระบบไฟฟ้าของพื้นที่ภาคเหนือตอนบน ด้วยการยืดอายุโรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 9 กำลังผลิตไฟฟ้าตามสัญญา 270 เมกะวัตต์ ออกไปอีก 3 ปี จากกำหนดเดิมปลดปี 2565 เลื่อนกำหนดปลดเป็นปี 2568 ลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศด้วยการยืดอายุโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนต่ำ ได้แก่ โรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 12-13 ซึ่งเดิมมีกำหนดปลดในปี 2568 เลื่อนออกไปอีก 1 ปี เป็นปลดในปี 2569
5.เปรียบเทียบ PDP2018 กับ PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ในช่วงปี 2561 - 2580 คงเดิม (2) ภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2561 - 2580 คงเดิมที่ 77,211 เมกะวัตต์ (3) สรุปกำลังผลิตโครงการโรงไฟฟ้าใหม่ในช่วงปี พ.ศ. 2561 - 2580 แยกตามประเภทโรงไฟฟ้า เฉพาะที่เปลี่ยนแปลง ได้แก่ โรงไฟฟ้าความร้อนร่วมเพิ่มขึ้นจาก 13,156 เป็น 15,096 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าถ่านหิน/ลิกไนต์ ลดลงจาก 1,740 เป็น 1,200เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าใหม่/ทดแทนลดลงจาก 8,300 เป็น 6,900 เมกะวัตต์ (4) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใหม่ ตามแผน AEDP ในช่วงปี 2561 – 2580 ภาพรวมคงเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ แบ่งเป็น โครงการโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมภาครัฐ (โรงไฟฟ้าขยะชุมชน โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ และโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก) เพิ่มขึ้นจาก 520 เป็น 2,453 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าตามแผน AEDP ใหม่ (แสงอาทิตย์ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ แสงอาทิตย์ทุ่นลอยน้ำ+พลังน้ำ ลม ขยะอุตสาหกรรม และพลังน้ำขนาดเล็กของ กฟผ.) ลดลงจาก 18,176 เป็น 16,243 เมกะวัตต์ (5) สัดส่วนการผลิตพลังงานไฟฟ้าแยกตามประเภทเชื้อเพลิง เฉพาะที่เปลี่ยนแปลงไป ได้แก่ เชื้อเพลิงถ่านหินและลิกไนต์ลดลงจากร้อยละ 12 เป็นร้อยละ 11 และพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นจากร้อยละ 20 เป็นร้อยละ 21 (6) การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ปี 2580 ลดลงจาก 0.283 เป็น 0.271 กิโลกรัมคาร์บอนไดออกไซด์ต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง หรือลดลงจาก 103,845 เป็น 99,712 พันตัน และ (7) ประมาณการค่าไฟฟ้าขายปลีกปี 2580 เพิ่มขึ้นจาก 3.61 เป็น 3.72 บาทต่อหน่วย
6.ความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานต่อร่าง PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) การปรับแผนการจัดหาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนไม่กระทบต่อความมั่นคง (2) การปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากจำนวน 1,933 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2563 - 2567 จะมีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยรวมอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ ดังนั้น การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนควรพิจารณาด้านปริมาณ ราคา และระยะเวลาที่เหมาะสม (3) ควรมีการพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศให้เท่าทันและสอดคล้องกับเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่มีการปรับเปลี่ยนไป รวมทั้งการปฏิบัติตามมาตรการทางการค้าด้านสิ่งแวดล้อมที่เข้มข้นขึ้นของประเทศคู่ค้าด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (Power Development Plan 2018 Revision 1 : PDP 2018 Rev.1) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
2. เห็นชอบให้ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ในปริมาณ 700 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานทำการประเมินผลการดำเนินงาน ในเรื่องของผลประโยชน์ต่อเศรษฐกิจฐานราก และความยั่งยืนของโครงการฯ ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบด้วย
เรื่องที่ 5 ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP2015) ที่กำหนดเป้าหมายจะลดความเข้มของการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมภายในประเทศ (GDP) ในปี 2579 ร้อยละ 30 เมื่อเทียบกับปี 2553 ต่อมาเมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) ซึ่งมีการกำหนดเป้าหมายกำลังการผลิตไฟฟ้าจากมาตรการอนุรักษ์พลังงาน 4,000 เมกะวัตต์ และการประชุมหารือแนวทางการจัดทำแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) เมื่อวันที่ 29 มกราคม 2562 มีมติให้ปรับปรุงแผน TIEB ได้แก่ (1) แผนอนุรักษ์พลังงาน (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (3) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และ (4) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องตามแผน PDP2018
2. แนวทางการจัดทำร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) มีดังนี้ (1) ปรับสมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต กำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 1-2 ปี ระยะกลาง 10 ปี และระยะยาว 20 ปี ปรับสมมุติฐาน GDP อัตราการเพิ่มของประชากร และค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 รวมทั้งรักษาระดับเป้าหมายโดยการลด EI ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 โดยมีเป้าหมายในการลดการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ให้ได้ทั้งสิ้น 49,064 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (2) ทบทวนกรอบการอนุรักษ์พลังงาน แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 คือ ลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ ณ ปี พ.ศ. 2580 จากระดับ 181,238 ktoe ในกรณีปกติ (Business as usual: BAU) ลดลงไปอยู่ที่ระดับ 126,867 ktoe หรือคิดเป็นเป้าหมายผลการประหยัดพลังงานเท่ากับ 54,371 ktoe ผลการดำเนินงานในช่วงปี พ.ศ. 2554 - 2560 คิดเป็นพลังงานที่ประหยัดได้สะสมประมาณ 5,307 ktoe และสามารถลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงได้ร้อยละ 7.63 ทั้งนี้ เพื่อให้บรรลุเป้าหมายการลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 จึงจะต้องมีเป้าหมายลดการใช้พลังงานจากมาตรการอนุรักษ์พลังงานต่างๆ ในช่วงปี พ.ศ. 2561 – 2580 อีกประมาณ 49,064 ktoe โดยแบ่งการดำเนินการเป็น 3 กลยุทธ์ 5 กลุ่มเป้าหมาย และเป้าหมายลด Peak 4,000 เมกะวัตต์ ซึ่งถูกกำหนดเป็นเป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) (3) ปรับกลยุทธ์การขับเคลื่อนแผนฯ โดยมุ่งเน้นไปที่เป้าหมาย 5 สาขาเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม ธุรกิจการค้า บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และขนส่ง แบ่งเป็น 3 กลยุทธ์ คือ กลยุทธ์ภาคบังคับ มีการกำกับดูแลให้ผู้ใช้พลังงานรายใหญ่ในภาคส่วนต่างๆ ต้องมีการใช้พลังงานเป็นไปตาม มาตรฐาน มาตรการ/วิธีการที่กำหนดขึ้นอย่างเหมาะสม กลยุทธ์ภาคส่งเสริม มีมาตรการสนับสนุนทางด้านการเงิน เพื่อเร่งรัดให้มีการตัดสินใจลงทุนเปลี่ยนอุปกรณ์ หรือดำเนินมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงาน การส่งเสริมการนำเทคโนโลยีและนวัตกรรมต่างๆ เข้ามาประยุกต์ใช้เพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน โดยกลยุทธ์ภาคส่งเสริมจะลดความต้องการใช้พลังงานลงร้อยละ 62 คิดเป็นไฟฟ้า 8,862 ktoe คิดเป็นความร้อน 21,786 ktoe และกลยุทธ์ภาคสนับสนุน ช่วยเสริมกลยุทธ์ภาคบังคับและกลยุทธ์ภาคส่งเสริมให้เกิดผลประหยัดด้านพลังงาน
3. ผลที่คาดว่าจะได้รับจาก EEP2018 หากดำเนินการได้ตามเป้าหมายคาดว่าจะก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานของประเทศในช่วงปี พ.ศ. 2561 – 2580 รวม 54,371 ktoe คิดเป็นมูลค่าเงินที่จะประหยัดได้ราว 815,571 ล้านบาท ช่วยลดภาระในการจัดหาโรงไฟฟ้าได้ประมาณ 4,000 เมกะวัตต์ และยังทำให้เกิดการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ได้ประมาณ 170 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (Mt-CO2) ทั้งนี้ ภายหลังจัดทำร่างแผน EEP2018 พพ. ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผนฯ ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 4 ครั้ง ในกรุงเทพมหานคร เชียงใหม่ ขอนแก่น และสุราษฎร์ธานี และต่อมาเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561–2580 (Energy Efficiency Plan 2018 : EEP2018) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
เรื่องที่ 6 ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ต่อมากระทรวงพลังงานได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ โดย กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบ Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ซึ่งได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2562 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 เนื่องจาก Gas Plan 2015 เป็นการวางแผนโดยบูรณาการตาม PDP2015 ประกอบกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ที่เกิดขึ้นจริงในปี 2561 และ 2562 ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ รวมถึงการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่องภายหลังการประมูลสัมปทานในระบบแบ่งปันผลผลิต (PSC) ส่งผลให้สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยได้อย่างต่อเนื่องอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
2. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง ได้ร่วมกันทบทวน Gas Plan 2015 และจัดทำร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 -2580 (Gas Plan 2018) โดยบูรณาการให้สอดคล้องกับ PDP2018 และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ได้รับทราบแนวทางการจัดทำ Gas Plan 2018 และให้ สนพ. นำไปรับฟังความคิดเห็นกับผู้ที่มีส่วนเกี่ยวข้องและนำเสนอ กบง. ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 กระทรวงพลังงานได้จัดรับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ฉบับใหม่ ซึ่งประกอบด้วย แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 rev.1) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) รวมทั้ง แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) และแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) ซึ่งทั้ง 4 แผนดังกล่าว ได้ผ่านความเห็นชอบจาก กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563
3. การจัดทำ Gas Plan 2018 สรุปได้ดังนี้ (1) กรอบแนวคิดและเป้าหมายของ Gas Plan 2018 ได้แก่ ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เพื่อลดปัญหามลพิษทางอากาศ เร่งรัดการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปิโตรเลียมภายในประเทศ พื้นที่พัฒนาร่วมและพื้นที่ทับซ้อน พัฒนาและใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานอย่างมีประสิทธิภาพ และส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) สมมติฐานความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ ภาคการผลิตไฟฟ้า ประมาณการตาม PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ใช้ก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซ (ใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับผลิต LPG และปิโตรเคมี) ประมาณการตามปริมาณ ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ภาคอุตสาหกรรม ประมาณการตามการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) ซึ่งการคาดการณ์ GDP ปี 2561 - 2580 ขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 3.8 ต่อปี และคำนึงถึงแผนการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ภาคขนส่งประมาณการตามแนวโน้มจำนวนรถ NGV (3) ประมาณการความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี คาดว่าในปี 2580 จะอยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แบ่งเป็นการผลิตไฟฟ้าร้อยละ 67 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 21 โรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 11 และภาคขนส่งร้อยละ 1 (4) ประมาณการการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติในประเทศ (อ่าวไทยและพื้นที่บนบก) ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมา LNG สัญญาปัจจุบัน และก๊าซธรรมชาติหรือ LNG ที่ต้องจัดหาเพิ่ม โดยตั้งแต่ปี 2563 จำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติหรือ LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ และจากการคาดการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติในอนาคตมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากประมาณ 4,676 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2561 เป็นประมาณ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 โดยการผลิตจากแหล่งภายในประเทศมีแนวโน้มลดลงอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 การจัดหา LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ พบว่าในปี 2580 ความต้องการ LNG ทั้งหมดอยู่ที่ประมาณ 26 ล้านตันต่อปี (โครงข่ายท่อบนบกประมาณ 22 ล้านตันต่อปี และภาคใต้ประมาณ 4 ล้านตันต่อปี) โดยการจัดหาเพื่อรองรับความต้องการในภาคใต้ ประกอบด้วย การจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ ตามแผน PDP2018 rev.1 มีความจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติในรูปแบบ LNG ประมาณ 1.5 - 3.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2570 และการจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ซึ่งปัจจุบันจัดหาจากแหล่ง JDA โดยจะเร่งรัดการเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA เพิ่มเติม หรือจัดหาในรูปแบบ LNG ประมาณ 0.7 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2572 (5) แผนโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติ ปัจจุบันมีท่าเรือและ LNG Terminal ที่รองรับการนำเข้า LNG ได้ 11.5 ล้านตันต่อปี ขณะที่การใช้งานตามสัญญาสูงสุดของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีเพียง 5.2 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ หากรวมโครงการ LNG Terminal ที่ได้รับอนุมัติแล้ว ได้แก่ โครงการ LNG Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง (บ้านหนองแฟบ) [T-2] ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 มาบตาพุดระยะที่ 3 (EEC) จังหวัดระยอง 10.8 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2570 ดังนั้น ในปี 2570 จะมี LNG Terminal ที่สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้ปริมาณรวมทั้งสิ้น 34.8 ล้านตันต่อปี และสามารถขยายเพื่อรองรับ LNG ได้ถึง 47.5 ล้านตันต่อปี LNG Terminal ส่วนที่เหลือจากความต้องการใช้ในประเทศ ต้องมีมาตรการส่งเสริมให้เกิดการใช้งานอย่างเต็มศักยภาพต่อไป อาทิ มาตรการส่งเสริมให้ประเทศไทยเป็น LNG Regional Hub
4. แนวโน้มความต้องการโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ภาคใต้ มีดังนี้ (1) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 ซึ่งจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยนำเข้า LNG เนื่องจากนโยบายในการส่งเสริมให้ส่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยขึ้นไปยัง โรงแยกก๊าซที่จังหวัดระยองทั้งหมดเพื่อเพิ่มมูลค่า ส่งผลให้จำเป็นต้องมีการก่อสร้าง LNG Terminal ขนาด 5 ล้านตันต่อปี และท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก LNG Terminal ถึงโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2569 เพื่อรองรับความต้องการใช้ในโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีที่จะเข้าระบบในปี 2570 (2) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ในกรณีที่ไม่สามารถเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA ได้ อาจมีความจำเป็นต้องก่อสร้าง FSRU ขนาด 2 ล้านตันต่อปี ในพื้นที่เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2571 ส่วนความต้องการโครงสร้างพื้นฐานในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ จากการพิจารณาแนวโน้มความต้องการใช้ เปรียบเทียบกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในภูมิภาค (แหล่งสินภูฮ่อมและแหล่งน้ำพอง) พบว่าการจัดหาจะเพียงพอกับความต้องการใช้ถึงปี 2572 โดยต้องเตรียมการสำรวจและผลิตหรือจัดหาเพิ่มเติมผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติใหม่จาก จังหวัดนครราชสีมาไปโรงไฟฟ้าน้ำพองและโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 โดยก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในปี 2572 เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือที่จะเข้าระบบในปี 2573
5. เปรียบเทียบ Gas Plan 2015 และ (ร่าง) Gas Plan 2018 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติภาพรวม อยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี สูงกว่า Gas Plan 2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 5,062 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2579 โดยเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.1 ต่อปี นอกจากนี้ ในส่วนของการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับความต้องการใช้จากเดิมคาดว่าจะมีความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นสูง ปัจจุบันสถานการณ์เปลี่ยนแปลงไป โดยก๊าซธรรมชาติในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่อง (ภายหลังจากการประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกชและเอราวัณในรูปแบบการแบ่งปันผลผลิต (PSC)) ส่งผลให้ความต้องการ LNG ในส่วนที่ต้องจัดหาเพิ่มตาม (ร่าง) Gas Plan 2018 อยู่ที่ระดับ 26 ล้านตันต่อปี ในปี 2580 น้อยกว่าใน Gas Plan 2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 34 ล้านตันต่อปี ในปี 2579 ทั้งนี้ ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจาก Gas Plan 2018 ได้แก่ (1) สร้างความมั่นคงจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าให้มีเสถียรภาพและทำให้ประชาชนมีไฟฟ้าใช้อย่างทั่วถึง ชุมชนมีโอกาสในการใช้วัตถุดิบเหลือใช้ทางการเกษตรผลิตเป็นไบโอมีเทนอัดมาใช้ทดแทนการนำเข้า LNG (2) สร้างความมั่งคั่ง มีการขยายตัวของอุตสาหกรรมในแนวท่อซึ่งจะเสริมสร้างเศรษฐกิจในพื้นที่ อุตสาหกรรมปิโตรเคมีช่วยเพิ่มมูลค่าของก๊าซธรรมชาติ การเกิด LNG Regional Hub มีประโยชน์ต่อเศรษฐกิจของประเทศ คิดเป็นมูลค่าประมาณ 165 พันล้านบาทใน 10 ปี และเกิดการจ้างงาน 16,000 คนต่อปี การใช้โครงสร้างพื้นฐานอย่างเต็มศักยภาพจะส่งผลให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติลดลง ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง และ (3) สร้างความยั่งยืน จากการลดการปล่อยมลพิษจากการผลิตไฟฟ้า มีการบริหารจัดการเปลี่ยนของเสียให้เป็นพลังงาน (Waste to Energy)
6. เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ มีมติเห็นชอบร่าง Gas Plan 2018 โดยมีความเห็นว่าควรเพิ่มเติมแผนโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติใน Gas Plan และ ควรวางแผนบริหารจัดการการใช้งานโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติในส่วนของ LNG Terminal ที่มีปริมาณค่อนข้างสูงเพื่อให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด ส่วนการรับฟังความเห็น เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 สรุปได้ดังนี้ คือ (1) LNG Terminal มีค่อนข้างสูงกว่าความต้องการ โดยเฉพาะโครงการมาบตาพุดระยะ 3 ควรคำนึงถึงการใช้ให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุด และขอให้ทบทวนโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] โดยอาจมีทางเลือกอื่น เช่น การสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้าบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ซึ่งมีค่าใช้จ่ายในการลงทุนต่ำกว่า (2) ควรคำนึงถึงปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่มีศักยภาพสามารถเพิ่มระดับการผลิตได้อีก 200 – 300 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ (3) ควรมีการกำกับดูแลเกี่ยวกับการนำก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยไปใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบร่าง Gas Plan 2018 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป รวมทั้งมอบหมายให้ สนพ. จัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเกิดประสิทธิภาพสูงสุด
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเกิดประสิทธิภาพสูงสุด และนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 7 แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Charging Station Mapping)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ซึ่งได้มีการบรรจุมาตรการการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าเป็นมาตรการหนึ่งของการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยตั้งเป้าหมายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าภายในปี 2579 รวมทั้งสิ้น 1.2 ล้านคัน และจากปัญหามลพิษฝุ่นละอองขนาดเล็กสูงเกินกว่าค่ามาตรฐานในพื้นที่กรุงเทพมหานครและปริมณฑลตั้งแต่ช่วงปลายปี 2561 คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2562 ให้การแก้ไขปัญหามลภาวะด้านฝุ่นละอองเป็นวาระแห่งชาติ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติได้มีมติเห็นชอบแผนปฏิบัติการขับเคลื่อนวาระแห่งชาติ เรื่อง การแก้ไขปัญหามลพิษด้านฝุ่นละออง โดยมีมาตรการด้านพลังงานที่เกี่ยวข้องคือ การใช้มาตรการจูงใจเพื่อสนับสนุนส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่จะต้องมีแนวทางการดำเนินการภายในปี 2562 - 2564 โดยในส่วนของกระทรวงพลังงานจะมีการกำหนดกรอบแนวทางการสนับสนุนสถานีอัดประจุไฟฟ้า การทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมเปลี่ยนผ่านไปสู่การส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า
2. ข้อมูลการจดทะเบียนยานยนต์ไฟฟ้าของกรมการขนส่งทางบก ปี 2562 พบว่าการจดทะเบียนของยานยนต์ไฟฟ้าในช่วง 5 ปี ที่ผ่านมาเพิ่มขึ้นจาก 9,585 คัน ในปี 2557 เป็น 20,484 คันในปี 2561 และเพิ่มเป็นจำนวน 32,127 คัน ในปี 2562 โดยในจำนวนนี้รวมยานยนต์ไฟฟ้าที่เป็นรถจักรยานยนต์ส่วนบุคคล รถยนต์นั่งส่วนบุคคลไม่เกิน 7 คน และรถโดยสาร ทั้งนี้ ในการจดทะเบียนของกรมการขนส่งทางบกได้รวมรถไฟฟ้าประเภทไฮบริด (PHEV) และรถยนต์ไฮบริดทั่วไป (HEV) จึงทำให้ไม่สามารถอ้างอิงจำนวนรถ PHEV จากข้อมูลการจดทะเบียนได้ (เฉพาะรถประเภท PHEV และ BEV เท่านั้นที่สามารถอัดประจุไฟฟ้าจากโครงข่ายไฟฟ้าได้) จากข้อมูลของสมาคมยานยนต์ไฟฟ้าไทย (EVAT) ปัจจุบันมีจำนวนสถานีอัดประจุไฟฟ้าที่เป็นการดำเนินงานของทั้งภาครัฐและเอกชนรวมกัน จำนวน 520 แห่งทั่วประเทศ มีจำนวนหัวจ่ายรวม 805 หัวจ่าย แยกเป็นประเภทหัวจ่ายแบบธรรมดา (Normal Charge) จำนวน 736 หัวจ่าย และหัวจ่ายแบบเร่งด่วน (Quick Charge) จำนวน 69 หัวจ่าย การกระจายตัวของสถานีอัดประจุไฟฟ้าพบว่ายังคงกระจุกตัวอยู่ในบริเวณพื้นที่ภาคกลาง โดยเฉพาะกรุงเทพมหานคร และอยู่ในพื้นที่ชุมชนเมืองเป็นส่วนใหญ่ ยังขาดการกระจายตัวในถนนสายหลักระหว่างเมืองที่ต้องรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่เดินทางมาจากเมืองอื่น ตลอดจนผู้ใช้ยานยนต์ที่มาพักผ่อนเพื่อเดินทางต่อไปยังจุดหมายปลายทางอื่น
3. แนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า ประกอบด้วย
3.1 วัตถุประสงค์ (1) เพื่อการแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม/เพิ่มทางเลือกในการใช้พลังงาน/ลดการพึ่งพาน้ำมันเชื้อเพลิงที่จะต้องนำเข้าจากต่างประเทศ/เพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน (2) เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าในพื้นที่อย่างทั่วถึง อันเป็นการอำนวยความสะดวกแก่ผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (3) เพื่อสร้างแรงกระตุ้นให้ผู้บริโภคหันมาใช้ยานยนต์ไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้น (4) เพื่อสร้างการมีส่วนร่วมกับภาคธุรกิจการให้บริการ อาทิ โรงแรม ห้างสรรพสินค้า อาคารธุรกิจอื่นๆ ในการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า
3.2 กรอบแนวทางการดำเนินงาน (1) พื้นที่เป้าหมาย ได้แก่ พื้นที่ชุมชน ส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าทั้งในสถานีบริการน้ำมันห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน โดยเฉพาะในพื้นที่ของสถานีบริการน้ำมัน ซึ่งมีการลงทุนพัฒนาสิ่งอำนวยความสะดวกอยู่แล้ว การติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าบนถนนสายหลักระหว่างเมืองเพื่อรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่อาศัยอยู่ในพื้นที่นั้นหรือรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่เดินทางมาจากเมืองอื่น (2) ประเภทของสถานีอัดประจุ แบ่งเป็น สถานีอัดประจุไฟฟ้ากระแสตรงแบบเร่งด่วน (Quick Charge) ในเขตชุมชนเมืองชั้นในระหว่างเส้นทางหลวงสายหลักของประเทศไทย และสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบปกติ (Normal Charge) ในห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน ที่มีศักยภาพและความพร้อม (3) งบประมาณสนับสนุน เปิดให้มีการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในการสนับสนุนการลงทุนเพื่อติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า (4) ขั้นตอนการดำเนินงาน โดยจัดทำรายละเอียดหลักเกณฑ์และแนวทางในการสนับสนุนการลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า กำหนดคุณสมบัติของผู้มีสิทธิ์ขอรับการสนับสนุน โดยแนวทางในการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าจะพิจารณาจากปัจจัยต่างๆ เช่น ความหนาแน่นของประชากร ความหนาแน่นของการจราจร/การเดินทาง ระยะทางระหว่างกริดแรงดันไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ประโยชน์ของพื้นที่ (Land use) จากนั้นดำเนินการประกาศรับสมัครหน่วยงานภาครัฐและเอกชน ที่มีคุณสมบัติตามหลักเกณฑ์ แนวทางฯ เพื่อขอรับการสนับสนุนเงินลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า และเริ่มดำเนินการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามขั้นตอนที่กำหนดในแผนงาน (5) วิธีการดำเนินงาน มอบสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นหน่วยงานหลักในการบริหารงานส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า โดยจัดทำข้อเสนอโครงการส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า เพื่อขอรับการสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยร่วมกับกรมธุรกิจพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง3 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และ การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) เพื่อดำเนินการกำหนดพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping) ให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าโดยให้มีระยะห่างของแต่ละ สถานีภายในรัศมีไม่เกิน 50 - 70 กิโลเมตร และจัดทำแนวทางการกำกับดูแลความปลอดภัยของการติดตั้งสถานอัดประจุไฟฟ้าในสถานีบริการน้ำมัน และพื้นที่อื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งประสานความร่วมมือระหว่างหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องให้เกิดการดำเนินงานอย่างพร้อมเพรียงและเป็นไปในทิศทางเดียวกัน นอกจากนี้มอบสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณากำหนดแนวทางในการจัดสรรเงินสนับสนุนการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งมอบการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (กฟผ./กฟภ./กฟน.) พิจารณาเตรียมความพร้อมการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับและเชื่อมต่อกับสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในอนาคต
4. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามวิธีการดำเนินงาน และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 8 การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2.การดำเนินงานของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน มีดังนี้ (1) การศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ศึกษาต้นทุนค่าไฟฟ้า เทียบกับต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการของระบบขนส่งสาธารณะทางราง พบว่าเป็นสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 4 นอกจากนั้นพบว่า ค่าไฟฟ้าของระบบขนส่งสาธารณะทางรางอยู่ในระดับที่ใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดใหญ่ (2) การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า สำนักงาน กกพ. ได้ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและแนวทางการจัดการระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย โดยอ้างอิงกรณีศึกษาจากต่างประเทศ ซึ่งพบว่ามีมาตรการจูงใจทางด้านภาษี (Tax Incentive) ในการนำเข้ารถยนต์ และอุปกรณ์ต่างๆ รวมถึงการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้าที่ไม่มีการคิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) เพื่อเป็นการส่งเสริมอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้า
3.เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 กกพ. ได้พิจารณาข้อเสนอแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีฯ เพื่อใช้เป็นอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป โดยมีข้อเสนอ 2 แนวทาง ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) ซึ่งมีอัตราค่าไฟฟ้าในช่วงเวลา Peak เท่ากับ 5.7982 บาทต่อหน่วย และช่วงเวลา Off Peak เท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ กำหนดขนาดกำลังติดตั้งของสถานีอัดประจุไฟฟ้าสูงสุดต้องไม่เกินขนาดหม้อแปลง 250 kVA (2) อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือเท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ การใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง (Low Priority) เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ ต่อมาเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า ตามแนวทางที่ 2 โดยให้ใช้เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานการศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ และศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
2. เห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือ เท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยอัตราดังกล่าวต้องใช้กับเงื่อนไขการบริหารจัดการแบบ Low Priority หรือการใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้า ฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ และใช้เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่
เรื่องที่ 9 โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (ERC Sandbox)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้เสนอแนวทางดำเนินการปฏิรูปด้านพลังงานไฟฟ้า ในประเด็นที่ 5 เรื่องการส่งเสริมกิจการไฟฟ้าเพื่อเพิ่มการแข่งขัน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จึงดำเนินโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการ ด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox: ERC Sandbox) เพื่อพัฒนาและทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงานในพื้นที่ที่กำกับดูแลเป็นการเฉพาะ โดยอาจ ผ่อนปรนหลักเกณฑ์การกำกับดูแลบางประการที่มีอยู่เดิมตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 จนกว่าจะพร้อมเข้าสู่ขั้นตอนเพื่อใช้งานในวงกว้าง โดยประโยชน์จากการดำเนินโครงการฯ (1) การพัฒนารูปแบบธุรกิจการให้บริการทางด้านพลังงานแบบใหม่ ที่จะนำไปสู่การเพิ่มทางเลือกและช่องทางการเข้าถึงบริการด้านพลังงาน ช่วยลดมลพิษจากการผลิตไฟฟ้าในอนาคต (2) ได้ข้อมูลการซื้อขายไฟฟ้า ที่เกิดขึ้นภายในโครงการ ซึ่งจะเป็นประโยชน์ต่อการกำหนดหลักเกณฑ์และวิเคราะห์การกำหนดค่าธรรมเนียมการใช้โครงข่ายของบุคคลที่สาม (Third Party Access and Wheeling Charge) การคิดค่า Backup หรือ การกำหนด Ancillary Service ที่เหมาะสม (3) ได้ข้อมูลผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าจากการให้บริการพลังงานรูปแบบใหม่ ทั้งนี้ ผู้มีสิทธิ์เข้าร่วมโครงการฯ เป็นหน่วยงานของรัฐหรือ นิติบุคคลที่จดทะเบียนในประเทศไทย หรือสถาบันการศึกษา ที่ประสงค์จะเสนอผลิตภัณฑ์ที่เป็นนวัตกรรมทางด้านพลังงานที่ไม่เคยมีหรือไม่เหมือน กับที่มีอยู่แล้วในประเทศไทย หรือนำเทคโนโลยีใหม่มาใช้เพิ่มประสิทธิภาพ และต้องการนำนวัตกรรมนี้ มาเสนอ ให้ใช้ในวงกว้างหลังผ่านการทดสอบใน ERC Sandbox แล้ว
2.กิจกรรมและนวัตกรรมที่ดำเนินการทดสอบภายใต้โครงการฯ ประกอบด้วย (1) Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading โดย Peer-to-Peer Energy Trading คือ นวัตกรรมการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ผลิต (Producer) และผู้ใช้ไฟฟ้า (Consumer) มีการกำหนดราคาและปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ซื้อขายชัดเจน และมีกำหนดการส่งมอบพลังงานไฟฟ้าที่ชัดเจนล่วงหน้า (2) Micro grid คือ นวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานในพื้นที่เล็ก ๆ แบบครบวงจรประกอบด้วยระบบผลิตพลังงาน ระบบกักเก็บพลังงาน และระบบบริหารจัดการพลังงาน (3) Battery Storage คือ นวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า โดยการอัดประจุไฟฟ้า กักเก็บใน Energy Storage และจ่ายประจุไฟฟ้าเพื่อใช้ในงานในช่วงเวลาอื่นที่ต้องการ (4) โครงสร้างอัตราค่าบริการใหม่ คือ นวัตกรรมการเสนออัตราค่าบริการรูปแบบใหม่ที่ยังไม่มีในปัจจุบัน หรือการศึกษาเพื่อเสนอให้มีการทบทวนอัตราที่มีอยู่เดิมให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น (5) รูปแบบธุรกิจใหม่ คือ นวัตกรรมการศึกษารูปธุรกิจใหม่ ๆ ในอุตสาหกรรมพลังงาน (6) ก๊าซธรรมชาติ คือ นวัตกรรมรูปแบบธุรกิจการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติแบบใหม่ (7) นวัตกรรมด้านพลังงานอื่นๆ โดยมีประเด็นข้อจำกัดในการดำเนินโครงการฯ ทั้งนี้ พบว่าการดำเนินการของกลุ่ม (peer to peer) ขัดกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าปัจจุบันในรูปแบบ Enhanced Single Buyer (ESB) จึงจำเป็นต้องขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อขอผ่อนปรนในประเด็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชน ผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าตามกลุ่มประเภทกิจกรรม ดังนี้ Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading, Microgrid และ รูปแบบธุรกิจใหม่
3.คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เห็นควรเสนอ กพช. รับทราบการดำเนินโครงการ ERC Sandbox ของสำนักงาน กกพ.และขอความเห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าบริการตามที่ กกพ. กำหนด ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมเพื่อใช้ ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการต้องไม่ได้รับผลกำไรในเชิงการค้าจากการดำเนินโครงการ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาในเรื่องดังกล่าวข้างต้น และได้มีมติเห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าตามที่ กกพ. เสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการดำเนินโครงการ ERC Sandbox ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
2. เห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่าย ของการไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าบริการตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนด ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมเพื่อใช้ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการต้องไม่ได้รับผลกำไรในเชิงการค้าจากการดำเนินโครงการ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า
เรื่องที่ 10 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (1) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ ต่อมาเมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้พิจารณาและได้มีมติเห็นชอบแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 แผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปี พ.ศ. 2563 - 2565 รวมทั้งเห็นชอบประกาศ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพจัดทำแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
2.แผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้ (1) วิสัยทัศน์ (Vision) เป็นกองทุนที่รักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ที่มีประสิทธิภาพ และธรรมาภิบาล (2) พันธกิจ (Mission) มี 5 พันธกิจสำคัญ ประกอบด้วย รักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงและป้องกันแก้ไขภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง บริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ อย่างมีประสิทธิภาพ โปร่งใส ตรวจสอบได้ ติดตามและประเมินผลการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการระบบสารสนเทศของกองทุนน้ำมันฯอย่างมีประสิทธิภาพ และเผยแพร่ข้อมูลการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ ต่อสาธารณะ ส่วนแผนยุทธศาสตร์ มุ่งเน้นไปที่ 3 ยุทธศาสตร์ที่สำคัญ คือ (1) การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในกรณีที่เกิดวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (2) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และ (3) การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามหลักธรรมาภิบาล
3.ยุทธศาสตร์ที่ 1 การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในกรณีที่เกิดวิกฤตการณ์ด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยสรุปสาระสำคัญของแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 - 2567 ได้ดังนี้
3.1แนวทางการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดำเนินการโดยจัดทำฐานะกองทุนน้ำมันฯ ให้แยกบัญชีตามกลุ่มน้ำมันเชื้อเพลิง มีกรอบความต่างของราคา (Band Width) ระหว่างราคาเชื้อเพลิงหลักของกลุ่มน้ำมันดีเซล และกลุ่มน้ำมันเบนซิน ในกรณีเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงเท่ากับความต่างของราคาในสถานการณ์ปกติ หากเกิดวิกฤตฯ ที่คาดว่าจะยาวนาน ให้พิจารณาอุดหนุนราคาน้ำมันดีเซลชนิดเดียว การชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเมื่อเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ในช่วงระยะเวลาสั้นๆ เก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในช่วงที่ราคาลง เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่อง และทบทวนแนวทางการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันฯ อย่างน้อยปีละ 1 ครั้ง
3.2หลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ได้แก่ (1) เป็นไปตามมาตรา 5 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ (2) กำหนดนิยามคำว่าวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง หมายความว่า สถานการณ์ที่ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงมีการปรับราคาขึ้นอย่างรวดเร็ว หรือผันผวนอันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน หรือสถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ในประเทศ สามารถใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงได้ โดยกำหนดเป็น 3 สถานการณ์ ได้แก่ สถานการณ์ที่ 1 ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปรับขึ้นเกินระดับที่มีผลกระทบต่อความเป็นอยู่ของประชาชน สำหรับกลุ่มน้ำมันดีเซลคือมากกว่า 30 บาทต่อลิตร สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวคือ ต้นทุนการจัดหาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติสูงกว่าราคานำเข้า หรือราคาขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงเกินกว่าระดับราคาที่เหมาะสมสำหรับถัง 15 กิโลกรัม มากกว่า 363 บาท สถานการณ์ที่ 2 ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปรับตัวสูงขึ้นมากอย่างรุนแรง สำหรับกลุ่มน้ำมันดีเซล คือราคาซื้อขายน้ำมันดิบตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นอย่างรวดเร็วใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 5 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และส่งผลให้ราคาขายปลีกในประเทศปรับตัวสูงขึ้นใน 1 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อลิตร สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว คือราคาตลาดโลกเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ เฉลี่ยมากกว่า 35 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือราคาขายปลีกในประเทศเปลี่ยนแปลงใน 2 สัปดาห์ รวมกันมากกว่า 1 บาทต่อกิโลกรัม และสถานการณ์ที่ 3 สถานการณ์ที่น้ำมันเชื้อเพลิงอาจขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ อันอาจเกิดผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน (3) การรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม มีกรอบและวินัยในการใช้จ่ายเงินเพื่อชดเชย ได้แก่ เป็นการบรรเทาผลกระทบต่อการดำรงชีพของประชาชน และหรือชะลอการขาดแคลนและไม่เพียงพอต่อการใช้ภายในประเทศ เป็นมาตรการระยะสั้นและสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการกระทบต่อกลไกลตลาดเสรีคำนึงถึงภาวะความผันผวนของราคาต้นทุนที่แท้จริง แนวโน้มตลาดโลก หลีกเลี่ยงการชดเชยเพื่อช่วยเหลือกลุ่มใดกลุ่มหนึ่ง ไม่ควรอุดหนุนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม (Cross Subsidies) (4) การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันฯ ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้จำนวนไม่เกิน 20,000 ล้านบาทแล้ว ต้องไม่เกิน 40,000 ล้านบาท และให้จ่ายได้เพื่อการรักษาเสถียรภาพระดับราคาน้ำมันเชื้อเพลิง เป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานหรือบริหารกองทุนน้ำมันฯ และกิจการอื่นที่เกี่ยวกับการจัดการกิจการของกองทุนน้ำมันฯ (5) เมื่อเกิดวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ตามแนวทางดังนี้ กรณีบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นบวก ให้ใช้อุดหนุนเท่ากับอัตราที่จะทำให้ราคาขายปลีกไม่เกินระดับที่มีผลกระทบต่อความเป็นอยู่ของประชาชน กรณีบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นบวก และคาดว่าอีก 1 เดือนจะติดลบ ใช้เงินอุดหนุนเท่ากับอัตราที่ไม่ให้เกิดวิกฤติฯ และเริ่มหารือกับกรมสรรพสามิตในการปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิต กรณีบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงใดเริ่มติดลบ ให้ยืมเงินจากบัญชีน้ำมันเชื้อเพลิงชนิดอื่น และหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต กรณีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ใกล้ติดลบ หากราคายังอยู่ในระดับวิกฤติฯ จนส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ ให้เริ่มกลยุทธ์การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) โดยปรับลดการช่วยเหลือลงครึ่งหนึ่ง และยังคงหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต เพื่อให้ระดับราคาไม่ปรับตัวสูงขึ้นมาก และเริ่มกู้เงิน เพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ ไม่ขาดสภาพคล่อง และกรณีฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ 20,000 ล้านบาท ให้หยุดการชดเชย และ (6) กบน. จะอนุมัติการจ่ายเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อดำเนินการตามสถานการณ์วิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเป็นไปตามหลักเกณฑ์และวิธีการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมาตรา 27 มาตรา 29 มาตรา 31 และมาตรา 32 โดยจะออกเป็นระเบียบ ข้อบังคับ หรือประกาศกำหนด
4.ยุทธศาสตร์ที่ 2 การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ โดย สกนช. ได้จัดทำแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ ในช่วงปี พ.ศ. 2563 - 2565 สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
4.1 หลักเกณฑ์การดำเนินการ ประกอบด้วย (1) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ เป็นไปตามมาตรา 55 และในกรณีที่มีความจำเป็นต้องจ่ายเงินชดเชยต่อไป ให้คณะรัฐมนตรีโดยคำแนะนำของ กพช. มีอำนาจขยายเวลาได้อีกไม่เกิน 2 ครั้ง ครั้งละไม่เกิน 2 ปี (2) น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ หมายถึง น้ำมันเบนซินที่มีการผสมเอทานอล และน้ำมันดีเซลที่มีการผสมไบโอดีเซล B100 ในสัดส่วนต่างๆ (3) เมื่อไม่มีการจ่ายเงินชดเชยให้น้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ สกนช. จะกำหนดอัตราเงินกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละชนิด เพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงตามนโยบายภาครัฐ โดยมีกรอบในการดำเนินงานคือ กำหนดอัตราเงินแต่ละชนิดให้เหมาะสม เป็นธรรม และไม่ควรใช้เพื่ออุดหนุนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงข้ามกลุ่ม ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นไปตามหลักการสะท้อนมูลค่าที่แท้จริง หลีกเลี่ยงการแทรกแซงที่มีผลกระทบต่อกลไกตลาดเสรี คำนึงถึงภาวะความผันผวนของต้นทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละชนิด สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก และมาตรการส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพอื่นๆ ของภาครัฐในช่วงนั้นๆ และ (4) การลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพ และการกำหนดอัตราเงินกองทุนจะต้องทำให้กองทุนมีเงินเพียงพอใช้บริหารจัดการและไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท (รวมเงินกู้ไม่เกิน 20,000 ล้านบาท) ตามมาตรา 26 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ
4.2 วิธีการดำเนินงาน มีดังนี้ (1) กบน. จัดทำประกาศกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการเพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพภายในระยะเวลา 3 ปี นำเสนอ กพช. เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และมอบให้ กบน. จัดทำแผนการลดการจ่ายเงินชดเชยฯ รายปี และสามารถปรับแผนระหว่างปีได้ (2) กบน. จะอนุมัติอัตราเงินกองทุนตามแผนการลดการจ่ายชดเชยฯ ที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรี โดยเป็นไปตามหลักเกณฑ์ตามมาตรา 27 มาตรา 29 มาตรา 31 และมาตรา 32 โดยจะออกเป็นระเบียบ ข้อบังคับ หรือประกาศกำหนด (3) สกนช. ออกประกาศกำหนดอัตราเงินกองทุน ตามมติ กบน. รวมทั้งติดตามการดำเนินการให้เป็นไปตามแผน
4.3 มาตรการลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพในช่วงปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 – 2565 ประกอบด้วย (1) กลุ่มน้ำมันเบนซิน ให้ทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยให้แก่น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และ E85 ลงร้อยละ 50 เทียบกับปีก่อน จนไม่มีการชดเชยหลังจากปีที่ 3 และหากจำเป็นต้องขยายกรอบระยะเวลา จะดำเนินการตามมาตรา 55 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ และรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนที่เหมาะสม และ (2) กลุ่มน้ำมันดีเซล ให้ทยอยลดการจ่ายเงินชดเชยลงร้อยละ 50 เทียบกับปีก่อน จนไม่มีการชดเชยหลังจากปีที่ 3 และหากจำเป็นต้องขยายกรอบระยะเวลา จะดำเนินการตามมาตรา 55 แห่ง พ.ร.บ. กองทุนน้ำมันฯ และรักษาส่วนต่างราคาขายปลีกที่จูงใจให้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B10 โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนที่เหมาะสมให้เป็นน้ำมันมาตรฐานทดแทนฺน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B7 โดยมีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 เป็นทางเลือก ทั้งนี้ สกนช. ได้จัดทำร่างประกาศ กบน. เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไข และมาตรการ เพื่อลดการจ่ายเงินชดเชยน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพเพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีเห็นชอบ
5.ยุทธศาสตร์ที่ 3 การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงตามหลักธรรมาภิบาล โยใช้หลักการบริหารกิจการบ้านเมืองที่ดี ประกอบด้วย หลักนิติธรรม หลักคุณธรรม หลักความโปร่งใส หลักการมีส่วนร่วม หลักความรับผิดชอบ และหลักความคุ้มค่า ทั้งนี้ มีการติดตามและประเมินผลการปฏิบัติงานตามแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันฯ โดยใช้แนวคิดเรื่องการบริหารงานแบบมุ่งผลสัมฤทธิ์
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาตินำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 11 การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 4 กำหนดให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีอำนาจหน้าที่กําหนดชนิดของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ไมตองสงเงินเขากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และกำหนดการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงโดยให้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาเพื่อให้มีผลบังคับใช้ ต่อมาเมื่อวันที่ 18 เมษายน 2561 ได้มีประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2561 และประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 โดยได้ปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ลง 0.15 บาทต่อลิตร เหลือ 0.10 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 2 ปี ทั้งนี้ ไม่รวมถึงน้ำมันเบนซินที่จะนำไปผสมเอทานอลแปลงสภาพเพื่อผลิตเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่จะนำไปผสมกับไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน เพื่อผลิตเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ซึ่งประกาศ กพช. ดังกล่าวข้างต้น จะครบกำหนดในวันที่ 21 เมษายน 2563
2. สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) ได้ประมาณการกระแส เงินสดจากการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตรา 0.1000 บาทต่อลิตร เพื่อให้กองทุนฯ มีสภาพคล่อง 2 ปี ในปีงบประมาณ 2563 - 2564 พบว่าสถานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2562 จำนวน 24,072 ล้านบาท ประมาณการรายรับจากผู้ผลิตและผู้นำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิง รวม 2 ปี เป็นจำนวนเงิน 7,775 ล้านบาท ประมาณการรายรับจากเงินเหลือจ่ายจากการปิด/ยกเลิกโครงการ และรายรับอื่น เช่น ดอกเบี้ยเงินฝากธนาคารและค่าปรับ รวม 2 ปี จำนวนเงิน 3,140 ล้านบาท ดังนั้น ประมาณการรายรับภายใน 2 ปี เป็นจำนวน 34,987 ล้านบาท ประมาณการรายจ่ายตามกรอบบวงเงินที่อนุมัติให้จัดสรรปีละ 10,000 ล้านบาท ภายในวงเงินรวม 50,000 ล้านบาท และรายจ่ายผูกพันก่อนปีงบประมาณ 2563 จำนวน 10,191 ล้านบาท ประมาณการรายจ่ายภายใน 2 ปี เป็นจำนวน 30,191 ล้านบาท ดังนั้น สรุปได้ว่าการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนในอัตรา 0.1000 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 2 ปี สถานะการเงินของกองทุนฯ มีสภาพคล่องเพียงพอกับกรอบวงเงินจัดสรรปีละ 10,000 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2563 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบให้เสนอการกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ในอัตราคงเดิมที่ 0.1000 บาทต่อลิตร ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี เพื่อเป็นการแบ่งเบาภาระประชาชน เกษตรกร ผู้ประกอบการต่างๆ ในเรื่องต้นทุนรายจ่ายด้านพลังงาน และเห็นชอบร่างประกาศ กพช. เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2563 (2) มอบหมายให้เลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ นำเสนอ กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนช้า ที่อัตราคงเดิม 0.1000 บาทต่อลิตร ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 2 ปี เพื่อเป็นการแบ่งเบาภาระประชาชน เกษตรกร ผู้ประกอบการต่างๆ ในเรื่องต้นทุนรายจ่ายด้านพลังงาน โดยพิจารณาระดับฐานะการเงินที่ไม่กระทบภารกิจของกองทุนฯ ในการสนับสนุนการดำเนินโครงการเพื่อขับเคลื่อนนโยบายพลังงาน
2.เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และน้ำมันเชื้อเพลิงที่นำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร พ.ศ. 2563 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติลงนามต่อไป
เรื่องที่ 12 ขอปรับปรุงหลักการและรายละเอียด โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบชอบกรอบนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก โดยให้นำความเห็นของ กพช. ไปพิจารณาประกอบการจัดทำรายละเอียดโครงการตามกรอบนโยบายฯ ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนควรที่จะสามารถผลิตไฟฟ้าให้ชุมชนได้อย่างมีเสถียรภาพ และไม่เป็นภาระต่อระบบ โดยอาจดำเนินการในรูปแบบโรงไฟฟ้าแบบผสมผสานหลายเชื้อเพลิง (Hybrid) และพิจารณาการนำระบบกักเก็บพลังงานเข้ามาช่วยเสริมความมั่นคงของระบบ (2) โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม (3) ควรพิจารณากรอบวัตถุประสงค์และกฎระเบียบการใช้เงินจากกองทุนต่าง ๆ ที่จะนำมาใช้สนับสนุนในโครงการให้เหมาะสม เพื่อให้การใช้จ่ายของกองทุนเป็นไปตามวัตถุประสงค์และสนับสนุนโครงการให้บรรลุวัตถุประสงค์ได้อย่างมีประสิทธิภาพ (4) ควรพิจารณาการนำวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรมาใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อลดปัญหาการเผาและลดปัญหามลพิษ PM 2.5 (5) ควรกำหนดขั้นตอนและหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการให้ชัดเจน โปร่งใส และเป็นธรรม โดยเฉพาะขั้นตอนการคัดเลือกผู้เข้าร่วมโครงการ และควรคำนึงถึงความคุ้มค่าและประโยชน์สูงสุด ที่เกิดขึ้นต่อชุมชนและประเทศ และ (6) ควรกำหนดแนวทางและมาตรการเชิงรุกในการป้องกันและบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นจากการดำเนินโครงการเพื่อป้องกันปัญหาที่อาจเกิดขึ้นต่อชุมชนรอบโครงการ นอกจากนี้ มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จัดทำรายละเอียดโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนตามกรอบนโยบายฯ และเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าแบบ VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้ กบง. พิจารณา และเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก
2. จากการดำเนินการตามมติ กพช. ดังกล่าวและการรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนต่อหลักเกณฑ์และเงื่อนไขของโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (โครงการ Quick win) พบว่ามีอุปสรรคในทางปฏิบัติไม่สามารถดำเนินการได้ ซึ่งเห็นควรปรับปรุงหลักการและรายละเอียดของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ดังนี้ (1) ประเด็นที่ 1 โรงไฟฟ้าชุมชนควรเน้นผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองในชุมชนให้มากที่สุดเป็นอันดับแรกและให้มีไฟฟ้าส่วนเกินเหลือขายเข้าระบบน้อยที่สุด โดยจะต้องมีอัตราการรับซื้อที่เหมาะสมไม่กระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าโดยรวม ขอแก้ไขเป็นโรงไฟฟ้าชุมชนให้เน้นผลิตไฟฟ้าตามศักยภาพของเชื้อเพลิงที่มีในพื้นที่ มีขนาดเหมาะสมทางด้านวิศวกรรมและความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบไฟฟ้า และมีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์ โดยจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม และกระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าในระดับที่รับได้เมื่อเทียบกับผลประโยชน์ที่เศรษฐกิจฐานรากได้รับ โดยมีเหตุผลคือ เนื่องจากประชาชนซื้อไฟฟ้าจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย การผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าชุมชน เพื่อใช้เองในชุมชน (แตกต่างจากการติดตั้งโซล่าร์บนหลังคา) จึงยังไม่สามารถนำมาปฏิบัติได้จริงในเวลานี้ โรงไฟฟ้าชุมชนที่จะมีความคุ้มค่าในการก่อสร้างจะมีขนาดระดับเมกะวัตต์ ไม่สามารถนำไฟฟ้ามาใช้เฉพาะในชุมชนได้ ควรจำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้าและการไฟฟ้านำไปจำหน่ายให้ผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป (2) ประเด็นที่ 2 โรงไฟฟ้าชุมชนจะมีส่วนแบ่งจากรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับกองทุนหมู่บ้านที่อยู่ในพื้นที่พัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่น ขอแก้ไขเป็น โรงไฟฟ้าชุมชนจะมีส่วนแบ่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับกองทุนโรงไฟฟ้าชุมชน ซึ่งจะจัดตั้งและกำหนดระเบียบการใช้จ่ายเงินขึ้นมาใหม่ เหตุผลคือ กองทุนหมู่บ้านมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นแหล่งเงินทุนหมุนเวียน สำหรับการลงทุนช่วยพัฒนาอาชีพของประชาชน สร้างงาน สร้างรายได้ หรือ เพิ่มรายได้ต่อตนเองและครอบครัว ซึ่งไม่ตรงกับจุดประสงค์ของโรงไฟฟ้าชุมชนที่ต้องการจะนำเงินส่วนแบ่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าไปเพื่อใช้จ่ายด้านพลังงานให้กับชุมชนและใช้ขับเคลื่อนเศรษฐกิจฐานราก และ (3) ประเด็นที่ 3 โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 ขอแก้ไขเป็น โครงการ Quick win เป็นโครงการที่ให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตั้งแต่ปี 2563 เป็นต้นไป ทั้งนี้ต้องอยู่ภายในระยะเวลา 12 เดือน นับจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เหตุผลคือ จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ทำให้การนำเข้าเครื่องจักรและอุปกรณ์จากต่างประเทศเกิดการเลื่อนการส่งของออกไป ซึ่งจะส่งผลให้โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนจะไม่สามารถแล้วเสร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ภายในปี 2563 จึงเห็นควรปรับปรุงกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ โดยขยายระยะเวลาออกไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ปรับปรุงหลักการและรายละเอียดของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 และวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ดังนี้
1.โรงไฟฟ้าชุมชนให้เน้นผลิตไฟฟ้าตามศักยภาพของเชื้อเพลิงที่มีในพื้นที่ มีขนาดเหมาะสมทางด้านวิศวกรรมและความต้องการใช้ไฟฟ้าของระบบไฟฟ้า และมีความคุ้มค่าทางเศรษฐศาสตร์โดยจำหน่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม และกระทบค่าไฟฟ้าของระบบไฟฟ้าในระดับที่รับได้เมื่อเทียบกับผลประโยชน์ที่เศรษฐกิจฐานรากได้รับ
2.โรงไฟฟ้าชุมชน ให้มีส่วนแบ่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าที่ยังไม่ได้หักค่าใช้จ่ายใด ๆ ให้กับ “กองทุนโรงไฟฟ้าชุมชน” ซึ่งจะมีการจัดตั้งและกำหนดระเบียบการใช้จ่ายเงินขึ้นมาใหม่ โดยให้นำเสนอให้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบ
3.โครงการ Quick win ให้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในปี 2563 และจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายใน 12 เดือน นับจากวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคาซื้อวัสดุคอมพิวเตอร์ จำนวน 11 รายการ
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา ซื้อวัสดุสำนักงาน จำนวน 5 รายการ
กบง.ครั้งที่ 4/2563 (ครั้งที่18) วันพุธที่ 25 มีนาคม พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2563 (ครั้งที่ 18)
วันพุธที่ 25 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.
1. มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเพื่อบรรเทาผลกระทบจาก COVID-19
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 . มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเพื่อบรรเทาผลกระทบจาก COVID-19
สรุปสาระสำคัญ
1. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ ประกอบกับกรมการขนส่งทางบกได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานทบทวนนโยบายการช่วยเหลืออุดหนุนราคาเชื้อเพลิงสำหรับรถสาธารณะ เนื่องจากมีปริมาณผู้โดยสารลดน้อยลงอย่างมาก ส่งผลให้ผู้ประกอบการอาจเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิงที่เป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจ ต่อมาเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติรับทราบ ความช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขตกรุงเทพมหานครและปริมณฑล สำหรับรถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. และในต่างจังหวัดสำหรับ รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) โดยขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ให้คงราคาขายปลีก NGV ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563) และเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถทั่วไป ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 5 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2363)
2.ปัจจุบันภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อ COVID-19 ยังคงมีแนวโน้มจะทวีความรุนแรง ส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจและค่าครองชีพของประชาชน ตลอดจนผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะ กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรมีมาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถโดยสารสาธารณะเพื่อบรรเทาผลกระทบดังกล่าว โดยขอความร่วมมือ ปตท. ให้เข้ามาช่วยเหลือในการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ลดลง 3 บาทต่อกิโลกรัมเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ NGV จากเดิมที่ กบง. ให้คงราคาไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ลดลงเหลือ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ กำหนดระยะเวลาการช่วยเหลือ 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 11 เมษายน ถึงวันที่ 10 กรกฎาคม 2563
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ลดลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัมเป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน – 30 มิถุนายน 2563
2.ขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะฯ เพื่อคงราคาขายปลีกที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน
3.ให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงคมนาคม และ ปตท. หารือร่วมกันเพื่อทบทวนโครงสร้างราคา NGV และมาตรการช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะฯ ในระยะยาวที่เหมาะสม และนำเสนอ กบง. พิจารณาก่อนวันที่ 30 มิถุนายน 2563
กบง.ครั้งที่ 3/2563 (ครั้งที่17) วันจันทร์ที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2563 (ครั้งที่ 17)
วันพฤหัสบดีที่ 19 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและรถทั่วไป
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การอ้างอิงราคาก๊าซ LPG นำเข้าจากเดิมที่อ้างอิงด้วยราคา CP ที่ประกาศรายเดือนเป็นอ้างอิงด้วยราคา LPG cargo จากข้อมูล Spot Cargo ( FOB Arab Gulf ) ของ Platts เฉลี่ยรายสัปดาห์แทน โดยที่ LPG cargo คือ ราคา LPG cargo FOB Arab Gulf ของสัปดาห์ก่อนหน้าเฉลี่ย โดยอ้างอิงข้อมูลจาก Platts ด้วยสัดส่วนระหว่างโพรเพนและบิวเทน 50:50 ค่า X คือ ค่าใช้จ่ายในการนำเข้า ได้แก่ (1) ค่าขนส่ง (Freight) คือ ค่าใช้จ่ายในการขนส่งก๊าซ LPG ของสัปดาห์ก่อนหน้าเฉลี่ยจากราสทานูรา ประเทศซาอุดีอาระเบียมายังอำเภอศรีราชา ประเทศไทย (2) ค่าประกันภัย (Insurance) เท่ากับร้อยละ 0.005 ของ Cost and Freight (CFR) (3) ค่าการสูญเสีย (Loss) เท่ากับ ร้อยละ 0.5 ของ Cost, Insurance and Freight (CIF) (4) ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ เช่น Demurrage, Import Duty และค่าใช้จ่ายอื่น เป็นต้น และอัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้กับลูกค้าธนาคารทั่วไปที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย ของสัปดาห์ก่อนหน้าเฉลี่ยการเผยแพร่ข้อมูลโครงสร้างราคาก๊าซ LPG อ้างอิงจะเปลี่ยนแปลงจากเดิมที่เป็นข้อมูลรายเดือนเป็นข้อมูลรายสัปดาห์ที่เปลี่ยนแปลงทุกวันจันทร์ (หรือวันทำการวันแรกของสัปดาห์) นอกจากนี้ เห็นชอบปรับกลไกการอ้างอิงราคาก๊าซ LPG จากเดิมที่ใช้ราคาขายปลีกจากการคำนวณด้วยโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ LPGเป็นการใช้ราคาขายปลีกของผู้ค้าแทน
2.เมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการในการกำหนดอัตราเงินชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง เพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม และมอบหมายให้ สนพ. ออกประกาศ กบง. ให้มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 28 พฤษภาคม 2561 เป็นต้นไป ต่อมาเมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2561 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้คงหลักเกณฑ์โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ตามที่ กบง. เห็นชอบเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 โดยให้ใช้ต่อไปในเดือนมิถุนายน ถึงเดือนกรกฎาคม 2561 และเห็นชอบให้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงด้วยระบบ Managed Float โดยกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 363 บาท โดยใช้หลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนและอัตราเงินชดเชย สำหรับก๊าซ LPG ที่จำหน่ายเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ไม่รวมถึงก๊าซที่ซื้อหรือได้มาจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติของบริษัท ปตท.สผ.สยาม จำกัด อำเภอลานกระบือ จังหวัดกำแพงเพชร เท่ากับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นลบด้วยภาษีสรรพสามิต ภาษีเพื่อราชการส่วนท้องถิ่น อัตราเงินกองทุนอนุรักษ์ และราคา ณ โรงกลั่น ทั้งนี้การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซ LPG ปัจจุบันกำหนดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มเท่ากับ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ 21.87 บาทต่อกิโลกรัม เมื่อรวมกับค่าใช้จ่ายในการดำเนินการอื่นๆ แล้ว จะทำให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่กรอบเป้าหมาย 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม
3. ปัจจุบันได้เกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวม ประกอบกับว่าราคา LPG ตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่องโดยในเดือนมกราคม 2563 ถึงเดือนมีนาคม 2563 ราคาตลาดโลกลดลงประมาณ 205.82 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือลดลงร้อยละ 38 จาก 535.17 สู่ระดับ 329.35 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน จากสถานการณ์ดังกล่าวคาดว่าจะทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศลดลงต่ำกว่า 363 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม จึงเป็นโอกาสที่เหมาะสมในการลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามที่ กบง. ได้เคยมีมติไว้เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 โดยไม่กระทบต่อผู้ใช้ทุกภาคส่วน และในอนาคตหากราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกมีการปรับตัวสูงขึ้นจนทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในประเทศสูงกว่า 363 บาทต่อถังขนาด 15 กิโลกรัม กระทรวงพลังงานสามารถบริหารจัดการโดยใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ ช่วยรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกในประเทศได้ จึงขอเสนอให้ยกเลิกการกำหนดราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มสำหรับการซื้อขายก๊าซ LPG ที่ปัจจุบันกำหนดให้เท่ากับ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งจะมีผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG เป็นไปตามกลไกตลาด โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัมเป็นระยะเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 เป็นต้นไป
2.เห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 318 บาท ต่อไป
เรื่องที่ 2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและรถทั่วไป
สรุปสาระสำคัญ
1. การกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV มีการเปลี่ยนแปลงตามสถานการณ์เศรษฐกิจของประเทศในช่วงเวลานั้นๆ โดยมีมติ กบง. ที่สำคัญ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 เห็นชอบให้ลอยตัวราคาขายปลีกก๊าซ NGV ภายในรัศมี 50 กิโลเมตร ตั้งแต่วันที่ 16 กรกฎาคม 2559 เป็นต้นไป ให้ปรับราคาก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไปให้สะท้อนต้นทุนโดยให้ค่าดำเนินการที่ 3.4367 บาทต่อกิโลกรัม และให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนราคาเฉลี่ย Pool Gas ของเดือนที่ผ่านมาในทุกวันที่ 16 ของแต่ละเดือน ขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีก NGV ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถโดยสารสาธารณะต่อไป และปรับเพิ่มวงเงินช่วยเหลือฯ จากเดิม 9,000 บาทต่อเดือน เป็น 10,000 บาทต่อเดือนและกลุ่มที่ได้รับ 35,000 บาทต่อเดือนเป็น 40,000 บาทต่อเดือน โดยให้ช่วยเหลือรถโดยสารสาธารณะไปจนกว่าจะมีกลไกถาวรอื่นมาดูแลแทน ในส่วนค่าขนส่งก๊าซ NGV นอกรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีหลักตามระยะทางจริง ขอความร่วมมือ ปตท. คิดค่าขนส่งที่ 0.0150 บาทต่อกิโลกรัมต่อกิโลเมตร แต่ไม่เกิน 4 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่ 21 มกราคม 2559 (2) เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ จากเดิมอยู่ที่ 10.00 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และขอความร่วมมือ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขตกรุงเทพฯ/ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 1 ปี ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2561 และเมื่อครบ 1 ปีแล้วให้ปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน (3) เมื่อวันที่ 16 มกราคม 2562 ขอความร่วมมือ ปตท. ขยายเวลาการให้ส่วนลดราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะออกไปจนถึงวันที่ 15 พฤษภาคม 2562 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2561 และให้ปลัดกระทรวงพลังงาน จัดตั้งคณะทำงานร่วมเพื่อพิจารณาแนวทางการช่วยเหลือต่อไป (4) เมื่อวันที่19 เมษายน 2562 เห็นชอบให้ปรับราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะเพิ่มขึ้น 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.62 บาทต่อกิโลกรัม โดยให้ทยอยปรับราคาเพิ่มขึ้นครั้งละ 1 บาท ทุก 4 เดือน เริ่มตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป และขอความร่วมมือ ปตท. ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะในระหว่างที่ทยอยปรับขึ้นราคาเพื่อคงราคาขายปลีกที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม
2. กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะและราคาขายปลีก LPG ภาคครัวเรือน เฉพาะกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร (คณะทำงานฯ) โดยมี ปพน. เป็นประธาน คณะทำงานประกอบด้วยผู้แทนกรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงคมนาคม กระทรวงการคลัง กรมการค้าภายใน และ ปตท. โดยมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการ ต่อมาเมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2562 คณะทำงานฯ ได้เห็นชอบแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ โดยมีมติให้ ปตท. ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุนในระยะ 6 เดือน โดยปรับราคาประมาณเดือนละ 1.04 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่วันที่ 16 พฤษภาคม 2562 เป็นต้นไป ให้ ปตท. ช่วยเหลือส่วนต่างราคาปลีก NGV ในระหว่างที่ทยอยปรับราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนต้นทุน และให้ ปตท. และ สนพ. ไปหารือคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม เกี่ยวกับแนวทางการให้ความช่วยเหลือกลุ่มผู้มีรายได้น้อยสำหรับการใช้บริการรถโดยสารสาธารณะผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐและนำมาเสนอในที่ประชุม ทั้งนี้ ปตท. และสนพ. ได้หารือคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ กรมบัญชีกลาง และกรมการขนส่งทางบก โดยจะเปลี่ยนรูปแบบการช่วยเหลือราคา NGV กลุ่มรถโดยสารสาธารณะ จากบัตรส่วนลดราคา NGV รถโดยสารสาธารณะ ซึ่ง ปตท. ใช้มาตั้งแต่ปี 2555 เป็นการช่วยเหลือค่าเดินทางแก่กลุ่มผู้มีรายได้น้อยโดยตรงผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ก่อนจะปรับลอยตัวราคาขายปลีก NGV รถโดยสารสาธารณะให้สะท้อนราคาขายปลีก โดยคงราคา NGV ไว้ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม จะเพิ่มขึ้นประมาณ 2 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15-16 บาทต่อกิโลกรัม
3. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2563 คณะทำงานฯ รับทราบแนวทางและขั้นตอนการปรับเปลี่ยนรูปแบบการช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV จากโครงการบัตรส่วนลด NGV ช่วยเหลือผู้ให้บริการ เป็นการช่วยเหลือค่าโดยสารผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐช่วยเหลือผู้รับบริการ ตามที่ ปตท. เสนอ แต่ด้วยปัจจุบันได้เกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ประกอบกับกระทรวงพลังงานได้รับหนังสือขอให้ปรับลดราคาขายปลีก NGV จากกลุ่ม Taxi และกรมการขนส่งทางบกได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานทบทวนนโยบายการช่วยเหลืออุดหนุนราคาเชื้อเพลิงสำหรับรถสาธารณะ เนื่องจากมีปริมาณผู้โดยสารลดน้อยลงมาก อาจเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิง คณะทำงานฯ จึงมีมติให้นำเสนอ กบง. เพื่อขอความร่วมมือ ปตท. ให้คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถว ร่วม ขสมก. รถโดยสาร/รถตู้ ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิมที่ ปตท. สนับสนุนส่วนลดสำหรับรถโดยสารสาธารณะ ปี 2563 ระหว่างวันที่ 1 มกราคม ถึงวันที่ 30 เมษายน 2563 ภายในกรอบวงเงิน 360 ล้านบาท (ณ วันที่ 16 มีนาคม 2563 ส่วนลดสำหรับรถโดยสารสาธารณะเท่ากับ 1.69 บาทต่อกิโลกรัม) ขอขยายต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563) และมอบหมายให้ สนพ. และ ปตท. ศึกษาแนวทางการช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อยที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ใช้บริการรถโดยสารสาธารณะขนาดใหญ่ที่ติดตั้งเครื่อง Electronic Data Capture: EDC นอกจากนี้ ได้มอบให้ สนพ. ร่วมกับ ปตท. จัดตั้งคณะทำงานพิจารณาอัตราค่าโดยสารรถโดยสารสาธารณะที่เป็นธรรม
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นสอดคล้องกับคณะทำงานฯ โดยขอความร่วมมือ ปตท. คงราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะฯ ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2563 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563) และเห็นว่าราคาขายปลีก NGV รถยนต์ทั่วไป ที่เริ่มใช้ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 เมษายน 2563 ควรจะปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.36 บาทต่อกิโลกรัม เมื่อเทียบกับเดือนก่อนหน้า แต่ ปตท. ยังคงจำหน่ายราคาขายปลีก NGV รถยนต์ทั่วไปที่ราคา 15.31 บาทต่อกิโลกรัม และเมื่อพิจารณาแนวโน้มราคาขายปลีก NGV ตามสัญญาการซื้อขายก๊าซฯ ที่ ปตท. ประมาณการไว้ตั้งแต่วันที่ 16 มกราคม 2563 ถึงวันที่ 16 ธันวาคม 2563 ซึ่งจะอยู่ในค่าเฉลี่ย 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ตั้งแต่เดือนเมษายนถึงเดือนสิงหาคม 2563 ก่อนที่จะปรับตัวลดลงไปอยู่ที่ระดับ 14.49 บาทต่อกิโลกรัม ขณะที่แนวโน้มราคาน้ำมัน และ LPG ลดลงตามราคาตลาดโลก ซึ่งสวนทางกับราคา NGV เพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV สำหรับรถยนต์ทั่วไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก NGV ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 5 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563)
มติของที่ประชุม
1.รับทราบแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะตามความเห็นของคณะทำงานพิจารณาแนวทางการให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
2.เห็นชอบให้คงราคาขายปลีกราคาก๊าซ NGV รถทั่วไปที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563
กบง.ครั้งที่ 2/2563 (ครั้งที่16) วันจันทร์ที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2563 (ครั้งที่ 16)
วันจันทร์ที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2563 เวลา 14.00 น.
1. โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน(ERC Sandbox)
2. การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 . โครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน(ERC Sandbox)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้เสนอแนวทางดำเนินการปฏิรูปด้านพลังงานไฟฟ้า ในประเด็นที่ 5 เรื่องการส่งเสริมกิจการไฟฟ้าเพื่อเพิ่มการแข่งขัน สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จึงดำเนินโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน (Energy Regulatory Commission Sandbox: ERC Sandbox) เพื่อพัฒนาและทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงานในพื้นที่ที่กำกับดูแลเป็นการเฉพาะ โดยอาจผ่อนปรนหลักเกณฑ์การกำกับดูแลบางประการที่มีอยู่เดิมตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 จนกว่าจะพร้อมเข้าสู่ขั้นตอนเพื่อใช้งานในวงกว้าง โดยประโยชน์จากการดำเนินโครงการฯ(1) การพัฒนารูปแบบธุรกิจการให้บริการทางด้านพลังงานแบบใหม่ ที่จะนำไปสู่การเพิ่มทางเลือกและช่องทางการเข้าถึงบริการด้านพลังงาน ช่วยลดมลพิษจากการผลิตไฟฟ้าในอนาคต (2) ได้ข้อมูลการซื้อขายไฟฟ้าที่เกิดขึ้นภายในโครงการ ซึ่งจะเป็นประโยชน์ต่อการกำหนดหลักเกณฑ์และวิเคราะห์การกำหนดค่าธรรมเนียมการใช้โครงข่ายของบุคคลที่สาม (Third Party Access and Wheeling Charge) การคิดค่า Backup หรือการกำหนด Ancillary Service ที่เหมาะสม (3) ได้ข้อมูลผลกระทบต่อระบบไฟฟ้าจากการให้บริการพลังงานรูปแบบใหม่ ทั้งนี้ ผู้มีสิทธิ์เข้าร่วมโครงการฯ เป็นหน่วยงานของรัฐหรือ นิติบุคคลที่จดทะเบียนในประเทศไทย หรือสถาบันการศึกษา ที่ประสงค์จะเสนอผลิตภัณฑ์ที่เป็นนวัตกรรมทางด้านพลังงานที่ไม่เคยมีหรือไม่เหมือนกับที่มีอยู่แล้วในประเทศไทย หรือนำเทคโนโลยีใหม่มาใช้เพิ่มประสิทธิภาพ และต้องการนำนวัตกรรมนี้ มาเสนอให้ใช้ในวงกว้างหลังผ่านการทดสอบใน ERC Sandbox แล้ว
2.กิจกรรมและนวัตกรรมที่ดำเนินการทดสอบภายใต้โครงการฯ ประกอบด้วย (1) Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading โดย Peer-to-Peer Energy Trading คือ นวัตกรรมการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างผู้ผลิต (Producer) และผู้ใช้ไฟฟ้า (Consumer) มีการกำหนดราคาและปริมาณพลังงานไฟฟ้า ที่ซื้อขายชัดเจน และมีกำหนดการส่งมอบพลังงานไฟฟ้าที่ชัดเจนล่วงหน้า (2) Micro grid คือ นวัตกรรม การบริหารจัดการพลังงานในพื้นที่เล็ก ๆ แบบครบวงจรประกอบด้วยระบบผลิตพลังงาน ระบบกักเก็บพลังงาน และระบบบริหารจัดการพลังงาน (3) Battery Storage คือ นวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานไฟฟ้า โดยการอัดประจุไฟฟ้า กักเก็บใน Energy Storage และจ่ายประจุไฟฟ้าเพื่อใช้ในงานในช่วงเวลาอื่นที่ต้องการ (4) โครงสร้างอัตราค่าบริการใหม่ คือ นวัตกรรมการเสนออัตราค่าบริการรูปแบบใหม่ที่ยังไม่มีในปัจจุบัน หรือการศึกษาเพื่อเสนอให้มีการทบทวนอัตราที่มีอยู่เดิมให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น (5) รูปแบบธุรกิจใหม่ คือ นวัตกรรมการศึกษารูปธุรกิจใหม่ ๆ ในอุตสาหกรรมพลังงาน (6) ก๊าซธรรมชาติ คือ นวัตกรรมรูปแบบธุรกิจการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติแบบใหม่ (7) นวัตกรรมด้านพลังงานอื่นๆ โดยมีประเด็นข้อจำกัดในการดำเนินโครงการฯ ทั้งนี้ พบว่าการดำเนินการของกลุ่ม (peer to peer) ขัดกับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าปัจจุบันในรูปแบบ Enhanced Single Buyer (ESB) จึงจำเป็นต้องขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อขอผ่อนปรนในประเด็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชน ผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้าตามกลุ่มประเภทกิจกรรม ดังนี้ Peer-to-Peer Energy Trading & Bilateral Trading, Microgrid และ รูปแบบธุรกิจใหม่
3. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เห็นควรเสนอ กพช. รับทราบการดำเนินโครงการ ERC Sandbox ของสำนักงาน กกพ.และขอความเห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่ายของการไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าบริการตามที่ กกพ. กำหนด ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวมเพื่อใช้ ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการต้องไม่ได้รับผลกำไรในเชิงการค้าจากการดำเนินโครงการ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า
มติของที่ประชุม
1.รับทราบการดำเนินโครงการ ERC Sandbox ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
2.เห็นชอบในหลักการให้ผ่อนปรนให้มีการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างเอกชนกับเอกชนผ่านโครงข่าย ของการไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าบริการตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำหนด ภายใต้การกำกับของ กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งในพื้นที่การดำเนินโครงการ ERC Sandbox โดยมีกำลังผลิตติดตั้งรวม เพื่อใช้ในการทดสอบนวัตกรรมไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ ระยะเวลาแต่ละโครงการไม่เกิน 2 ปี ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการต้องไม่ได้รับผลกำไรในเชิงการค้าจากการดำเนินโครงการ โดยให้คำนึงถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และเพื่อให้เป็นไปตามเจตนารมณ์ของคณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการไฟฟ้า ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2. การปรับปรุงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีการพิจารณากำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง (2) เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2561 เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยปรับปรุงค่า X จากเดิม “ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน” เป็น “ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราเฉลี่ยของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน” (3) เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2562 เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยให้ใช้ MOPS Gasoil 10 ppm และ MOPS Gasoil 500 ppm ในการคำนวณราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย (4) เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมที่ 1.85 บาทต่อลิตร โดยเป็นค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมัน 0.89 บาทต่อลิตร ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้ามาตรา 7 (ม.7) 0.47 บาทต่อลิตร และค่าลงทุนสถานีบริการ 0.49 บาทต่อลิตร (5) เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 เห็นชอบ ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมของกลุ่มดีเซลหมุนเร็วรายผลิตภันฑ์ เพื่อส่งเสริมให้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้น โดยค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และ บี20 อยู่ที่ 1.50 บาทต่อลิตร 1.85 บาทต่อลิตร และ 1.55 บาทต่อลิตร ตามลำดับ โดยยังคงค่าการตลาดเฉลี่ยของทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ระดับ 1.85 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. วันที่ 20 เมษายน 2561 และเมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2562 กลุ่มผีเสื้อกระพือปีกและเครือข่ายได้เรียกร้องขอให้รัฐบาลแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันและค่าพลังงานที่สูงกว่าประเทศ เพื่อนบ้าน ต่อมาเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2562 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงาน เพื่อพลังงานที่เป็นธรรมโดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้แทนภาคประชาชน ผู้ทรงคุณวุฒิ หน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้อง และภาคเอกชน ร่วมเป็นคณะทำงานฯ เพื่อศึกษาวิเคราะห์ ทบทวน และเสนอแนะแนวทางการกำหนดโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงให้มีความเหมาะสม
2. คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม ได้ตั้งคณะทำงานย่อยเพื่อศึกษารายละเอียดของราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ผลการดำเนินการโดยสรุป ณ วันที่ 4 มีนาคม 2563 มีดังนี้
2.1 การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง หลักเกณฑ์ที่ใช้อยู่ในปัจจุบันเป็นวิธี Import Parity ซึ่งเทียบเคียงราคานำเข้าน้ำมันสำเร็จรูปจากประเทศสิงคโปร์ซึ่งเป็นศูนย์กลางการซื้อขายน้ำมันของตลาดภูมิภาคเอเชีย (ราคา Mean of Platts Singapore : MOPS) ราคานำเข้าอ้างอิง จะบวกค่าใช้จ่ายเกี่ยวกับการขนส่ง ได้แก่ ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย (Freight : F) ค่าประกันภัย (Insurance: I) และค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่ง (Loss: L) ค่าปรับคุณภาพน้ำมันค่าปรับอุณหภูมิ ค่าผสมเชื้อเพลิงชีวภาพ ให้ตรงตามมาตรฐานคุณลักษณะน้ำมันเบนซินของประเทศไทยตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง และค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง)
2.2 ข้อเสนอในการปรับปรุงหลักเกณฑ์ มีดังนี้ (1) ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย (FOB) ในส่วนของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ปัจจุบันใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก 2 วันย้อนหลัง โดยอ้างอิง MOPS ของเบนซิน 95 ข้อเสนอคือ ให้ใช้ราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก 2 วันย้อนหลัง โดยเบนซิน 95 อ้างอิง MOPS ของเบนซิน 95 ส่วนกลุ่มแก๊สโซฮอล์ อ้างอิง MOPS เบนซิน 91 Non-Oxy ส่วนของน้ำมันดีเซลคงเดิม (2) ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน ในส่วนของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ปัจจุบันเบนซิน 95 และเบนซิน 91 อยู่ที่ 2.46 และ 0.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ข้อเสนอคือ เบนซิน 95 เท่ากับ 2.05 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 (สำหรับการผลิตแก๊สโซฮอล์ 91 E10, 95 E20, E85) เท่ากับ -0.63 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 2 (สำหรับการผลิตแก๊สโซฮอล์ 95 E10) เท่ากับ 1.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ส่วนของน้ำมันดีเซลไม่มีค่าปรับคุณภาพน้ำมัน (3) ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงจากสิงคโปร์มายังไทย (อ้างอิงอัตรา World Scale) ในส่วนของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ปัจจุบันใช้ AFRA ของเรือบรรทุกน้ำมันสำเร็จรูปขนาด LR1 และคำนวณอัตราค่าขนส่งในแบบ long term charter โดยให้ค่าขนส่งทางเรือสิงคโปร์-ศรีราชา ข้อเสนอคือ ใช้ AFRA ของเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักขนาด VLCC ต่อ LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 ต่อ 40 และคำนวณอัตราค่าขนส่งในแบบ long term charter โดยให้ค่าขนส่งทางเรือสิงคโปร์-ศรีราชา ส่วนของน้ำมันดีเซลปรับตามข้อเสนอของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ (4) ค่าบริการอื่นๆ (ค่าใช้จ่ายคลังและค่าลำเลียง) ในส่วนของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ปัจจุบันคิดค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา-กรุงเทพฯ ตามจริง ข้อเสนอคือ ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา-กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริงที่ค่าการตลาด (0.80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล หรือประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร ณ ไตรมาส 1 ปี 2563) ส่วนของน้ำมันดีเซลปรับตามข้อเสนอของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ (5) ค่าประกันภัย ปัจจุบันใช้อัตราร้อยละ 0.084 ของ C&F ของน้ำมันสำเร็จรูป ข้อเสนอคือปรับเป็นอัตราร้อยละ 0.084 ของ C&Fของน้ำมันดิบ ส่วนของน้ำมันดีเซลปรับตามข้อเสนอของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ (6) ค่าสูญเสียน้ำมันระหว่างการขนส่ง ปัจจุบันใช้อัตราร้อยละ 0.3 ของราคา CIF ของน้ำมันสำเร็จรูป ข้อเสนอคือ ปรับเป็นอัตราร้อยละ 0.3 ของราคา CIF ของน้ำมันดิบ ส่วนของน้ำมันดีเซลปรับตามข้อเสนอของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ (7) ค่าใช้จ่ายสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง คงเดิมที่ 0.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) ส่วนของน้ำมันดีเซลคงเดิม (8) ค่าปรับอุณหภูมิเป็น 86 องศาฟาเรนไฮน์ น้ำมันเบนซิน 95 และ 91 อยู่ที่ 0.9814 และ 0.9810 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนของน้ำมันดีเซลคงเดิมและ (9) ค่าใช้จ่ายการผสมเอทานอลและไบโอดีเซล คงเดิมคือ ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงไปและนำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ให้เป็นศูนย์จนกว่าผู้ค้าจะส่งข้อมูลมายืนยัน ส่วนของน้ำมันดีเซลคงเดิม
2.3 กรณีที่มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์ฯ ตามข้อเสนอ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้มีการปรับองค์ประกอบโครงสร้างราคา ณ โรงกลั่นฯ ได้แก่ น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 91 E20 E85 เบนซินออกเทน 95 เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 และชนิดที่ 2 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย น้ำมันเตา 600 (2%S) และ1500 (2%S) ผลจากการปรับปรุงหลักเกณฑ์ฯ จะทำให้ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลง โดยลดลง 0.14 ถึง 0.51 บาทต่อลิตร
2.4 จากข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเสนอให้ย้ายค่าขนส่งน้ำมันทางท่อจากศรีราชา - กรุงเทพฯ ให้เป็นค่าใช้จ่ายตามต้นทุนจริงที่ค่าการตลาด (0.80 เหรียญต่อบาร์เรล หรือประมาณ 0.15 บาทต่อลิตร) จึงมีผลต่อหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ทำให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเพิ่มขึ้น 0.15 บาทต่อลิตรโดยเปลี่ยนแปลง จากปัจจุบันที่เฉลี่ย 1.85 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร แบ่งเป็น (1) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของสถานีบริการน้ำมันคงเดิมที่ 0.89 บาทต่อลิตร (2) ค่าใช้จ่ายดำเนินการของผู้ค้ามาตรา 7 เพิ่มขึ้น 1.85 บาทต่อลิตร (จากปัจจุบัน 0.47 บาทต่อลิตร เป็น 0.62 บาทต่อลิตร) และ (3) ค่าลงทุนสถานีบริการคงเดิมเท่ากับ 0.49 บาทต่อลิตร และการปรับปรุงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม รายผลิตภัณฑ์ จากการปรับปรุงหลักเกณฑ์การคำนวณค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ส่งผลให้ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลงเป็นเฉลี่ย 2.00 บาทต่อลิตร ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอปรับปรุงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงรายผลิตภัณฑ์
3. สรุปผลการปรับปรุงตามข้อเสนอฯ การปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นฯ และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงฯ ตามที่คณะทำงานฯ และฝ่ายเลขานุการฯ เสนอตามข้อ 2 ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดลงในช่วง 0.39 - 1.58 บาทต่อลิตร โดยมีเพียงราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 E85 ที่ปรับเพิ่มขึ้น 0.01 บาทต่อลิตร จากการประชุมหารือร่วมกับกลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมันปิโตรเลียม สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย ซึ่งมีความเห็นต่อหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่น ดังนี้ มีราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย ปริมาณการซื้อขายน้ำมันเบนซิน 91Non-Oxy คิดเป็นสัดส่วนน้อยเมื่อเทียบกับปริมาณการซื้อขายน้ำมันเบนซินในภูมิภาคเอเชีย และราคาน้ำมันเบนซิน 91 Non-Oxy ตามที่บริษัท S&P Global Platts รายงานเป็นการประเมินราคา มิได้เป็นการเก็บข้อมูลซื้อขายจริงเช่นเดียวกับน้ำมันเบนซินออกเทน 97 ออกเทน 95 และ ออกเทน 92 และการกำหนดค่าปรับคุณภาพน้ำมันเบนซินควรคำนึงถึงต้นทุนค่าปรับความดันไอ (RVP) ค่าปรับอุณหภูมิการระเหยในอัตราร้อยละ 50 โดยปริมาณ (T50) และค่าปรับ MON (Motor Octane number) นอกเหนือจากต้นทุนในการขจัดสารตะกั่ว กำมะถัน เบนซีน และสารเร่งปฏิกิริยา ตามที่คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรมพิจารณาด้วย
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบแนวทางการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่น ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม (2) ขอความเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงที่เสนอปรับปรุง ได้แก่ น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 91 E20 E85 เบนซินออกเทน 95 เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 และชนิดที่ 2 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย น้ำมันเตา 600 (2%S) และ 1500 (2%S) (3) ขอความเห็นชอบ ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 2.00 บาทต่อลิตร (4) ขอความเห็นชอบให้การดำเนินการตามข้อ (2) และ(3) มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 10 มีนาคม 2563 เป็นต้นไป และ (5) ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและกรมธุรกิจพลังงาน ศึกษาการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชียและการกำหนดค่าปรับปรุงคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง และนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่น ตามข้อเสนอของคณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม
2.เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 = (1-X1) ของ [ราคาเบนซินพื้นฐานชนิดที่ 2 + (Y1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X1) ของราคาเอทานอล
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 = (1-X2) ของ [ราคาเบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 + (Y2 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X2) ของราคาเอทานอล
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 = (1-X3) ของ [ราคาเบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 + (Y3 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + (X3) ของราคาเอทานอล
น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 = (1-X4) ของราคาเบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 + (X4) ของราคาเอทานอล
โดยที่
X1 = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 95 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
Y1 = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 95 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
X2 = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 91 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
Y2 = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E10 ออกเทน 91 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
X3 = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
Y3 = ส่วนต่างระหว่างมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่เติมลงในน้ำมันเบนซินพื้นฐานและมูลค่าน้ำมันองค์ประกอบที่นำออกจากน้ำมันเบนซินพื้นฐาน ซึ่งเมื่อนำไปผสมกับเอทานอลแปลงสภาพแล้วจะได้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ E20 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
X4 = ร้อยละโดยปริมาตรเอทานอลแปลงสภาพอัตราต่ำของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ E85 ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
เอทานอล = ราคาเอทานอลแปลงสภาพ ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ
เบนซินออกเทน 95 = (ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + พรีเมียม) ที่ 60℉ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984
โดยที่
ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย = ราคา Mean of Platts Singapore (MOPS) เบนซิน 95
พรีเมียม = ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน 2.05 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล + ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)
เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 1 = (ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + พรีเมียม) ที่ 60℉ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984
โดยที่
ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย = ราคา Mean of Platts Singapore (MOPS) เบนซิน 91 Non-Oxy
พรีเมียม = ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน -0.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล + ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)
เบนซินพื้นฐานชนิดที่ 2 = (ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + พรีเมียม) ที่ 60℉ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984
โดยที่
ราคาน้ำมันเบนซินอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย = ราคา Mean of Platts Singapore (MOPS) เบนซิน 91 Non-Oxy
พรีเมียม = ค่าปรับคุณภาพน้ำมัน 1.57 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล + ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)
น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว = (1-X) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน
โดยที่
X = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์อัตราเฉลี่ยของน้ำมันดีเซล หมุนเร็ว ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
ไบโอดีเซล = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเห็นชอบ (บาทต่อลิตร)
น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิง = (0.9184 x MOPS Gasoil 10 ppm + 0.0816 x MOPS Gasoil ราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย 500 ppm + พรีเมียม) ที่ 60℉ x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984
โดยที่
พรีเมียม = ค่าขนส่ง World Scale ด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ +ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรอง น้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6)
น้ำมันเตา 600 (2%S)
FO 600 (2%S)t = [(FO 180 (2%)t x 0.836) + MOPS Gasoil 50 ppm) x 0.164] x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984
โดยที่
FO 180 (2%)t = ราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t โดยคำนวณจาก 2 คูณด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-1 บวกด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-2 แล้วหารด้วย 3
FO 180 (2%) = คำนวณจากราคาน้ำมันเตาชนิด FO 180 CST 2.0% (อ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย) ที่ต่ำสุดบวกด้วยราคาที่สูงสุดในวันนั้นๆ แล้วหารด้วย 13.1784
น้ำมันเตา 1500 (2%S)
FO 1500 (2%S)t = FO 180 (2%)t x อัตราแลกเปลี่ยน x 0.9896 /158.984
โดยที่ FO 180 (2%)t = ราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t โดยคำนวณจาก 2 คูณด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-1 บวกด้วยราคา FO 180 (2%) ณ วันที่ t-2 แล้วหารด้วย 3
FO 180 (2%) = คำนวณจากราคาน้ำมันเตาชนิด FO 180 CST 2.0% (อ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย) ที่ต่ำสุดบวกด้วยราคาที่สูงสุดในวันนั้นๆ แล้วหารด้วย 13.1784
3. เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 2.00 บาทต่อลิตร
4. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาระยะเวลาที่เหมาะสมในการบังคับใช้หลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง ตามข้อ 2 และค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมตามข้อ 3 โดยนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
5. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมธุรกิจพลังงาน ศึกษาการกำหนดลักษณะและคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงการกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย และการกำหนดค่าปรับปรุงคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ด้านการบริหารจัดการพลังงาน ประเด็นการปฏิรูปที่ 3 ปฏิรูปการสร้างธรรมาภิบาลในทุกภาคส่วน ได้เสนอให้รัฐบาลกำหนดนโยบายส่งเสริมวิสาหกิจเพื่อสังคมเพื่อยกระดับคุณภาพชีวิตชุมชน ในภาคอุตสาหกรรมและกิจการพลังงานและให้เริ่มนำร่องในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง โดยให้แต่งตั้งคณะกรรมการชุดหนึ่งเพื่อทำหน้าที่ศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมของกลุ่มอุตสาหกรรมด้านพลังงานและปิโตรเคมี และอุตสาหกรรม ที่เกี่ยวเนื่อง ต่อมาสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) ได้มอบหมายให้มูลนิธิเพื่อสถาบันปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย ดำเนินงานโครงการศึกษาการบริหารจัดการและพัฒนาอุตสาหกรรมปิโตรเลียมนำร่องในพื้นที่ มาบตาพุดการดำเนินงานโครงการฯ มีระยะเวลา 10 เดือน ตั้งแต่เดือนเมษายน 2562 - กุมภาพันธ์ 2563 และได้ยกร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคม และการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด โดยมีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานอนุกรรมการ มีผู้แทนสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานและผู้แทนการนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทยเป็นอนุกรรมการและเลขานุการร่วม มีหน้าที่เสนอแนะนโยบาย และศึกษาความเหมาะสม การจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมของกลุ่มอุตสาหกรรมด้านพลังงานและปิโตรเคมี และอุตสาหกรรม ที่เกี่ยวเนื่อง และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2562 ซึ่งได้มอบหมายให้ สป.พน. ปรับปรุงขอบเขตการดำเนินงานให้อยู่ในอุตสาหกรรมด้านพลังงานและปิโตรเคมี ทั้งในและนอกเขตนิคมอุตสาหกรรมและให้นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
2. สป.พน. ได้ปรับปรุงร่างคำสั่งดังกล่าวเรียบร้อยแล้ว จึงขอนำเสนอ กบง. พิจารณาและมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กบง. พิจารณาลงนามต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการศึกษาความเหมาะสมการจัดตั้งบริษัทวิสาหกิจเพื่อสังคมและการขับเคลื่อนการดำเนินการวิสาหกิจเพื่อสังคมในพื้นที่มาบตาพุด และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (นายคมกฤช ตันตระวาณิชย์) ได้แจ้งให้ที่ประชุมฯ ทราบว่า คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้หารือกับภาครัฐในการช่วยเหลือประชาชนเพื่อบรรเทาผลกระทบของประชาชนและภาคธุรกิจจากการแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 และบรรเทาภัยแล้งในเบื้องต้นดังนี้ (1) การคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้า เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายของรัฐบาล โดยคืนเงินประกันให้กับผู้ขอใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1 และ 2 รวมจำนวนประมาณ 21 ล้านราย ซึ่งวางเงินประกันไว้กับการไฟฟ้าตามขนาดมิเตอร์ รวมวงเงินทั้งสิ้นประมาณ 30,000 ล้านบาท คาดว่าจะทยอยคืนได้ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2563 เป็นต้นไป (2) เร่งการเบิกจ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าที่มีครอบคลุมพื้นที่ 72 จังหวัด และในส่วนที่ค้างอยู่จะเร่งลงพื้นที่และอนุญาตให้เปลี่ยนแปลงโครงการได้ เพื่อให้เกิดการใช้จ่ายที่รวดเร็วขึ้น (3) ลดค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) เพื่อให้ค่าไฟฟ้าคงอยู่ที่ 3.50 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563 (4) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง จะอนุญาตให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 5 กิจการประเภทโรงแรม สามารถแจ้งร้องขอเพื่อขยายเวลาการชำระค่าไฟฟ้าได้เป็นระยะเวลา 6 เดือน ทั้งนี้กระทรวงมหาดไทยแจ้งว่าจะลดค่าไฟฟ้าอีกร้อยละ 3 เป็นระยะเวลา 3 เดือน
2.ประธานฯ ได้แจ้งให้ที่ประชุมฯ ทราบว่า มาตรการดังกล่าวจะนำเสนอต่อที่ประชุมคณะรัฐมนตรี ในวันที่ 10 มีนาคม 2563 เพื่อเร่งให้เกิดการกระตุ้นเศรษฐกิจในช่วงนี้
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง.ครั้งที่ 1/2563 (ครั้งที่15) วันศุกร์ที่ 21 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2563 (ครั้งที่ 15)
วันศุกร์ที่ 21 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2563 เวลา 10.00 น.
1. การแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
3. รายงานความก้าวหน้าการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ.
4. ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยพ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1)
5. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)
6. ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)
7. ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)
8. แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping)
10. การเสนอชื่อบุคคลเพื่อรับการคัดเลือกเป็นกรรมการสรรหากรรมการภาคประชาสังคมของกระทรวงพลังงาน
11. แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสนธิรัตน์ สนธิจิรวงศ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การแต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2562 พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ได้มีผลบังคับใช้ โดยได้กำหนดให้มีคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ขึ้น และมีการแบ่งหน้าที่และอำนาจของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ที่เกี่ยวข้องกับกองทุนน้ำมันฯ ไปให้ กบน. ต่อมาเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุงหน้าที่และอำนาจของ กบง. ให้สอดคล้องกับการปฏิบัติงาน ในปัจจุบัน ทั้งนี้ ให้เพิ่มเลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เข้าร่วมเป็นกรรมการ
2เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบเห็นชอบร่างคำสั่ง กพช. ที่ ../2562 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และมอบหมายให้ ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. พิจารณาลงนามต่อไป ซึ่งต่อมานายกรัฐมนตรีในฐานะประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่ง กพช. ที่ 3/2563 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ลงวันที่ 31 มกราคม 2563
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติรับทราบ ในหลักการนโยบายมอบของขวัญปีใหม่ 2563 ให้กับกลุ่มผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 14.6 ล้านราย โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 50 บาทต่อคนต่อเดือน (150 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) เป็นเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2563 แทนการให้การช่วยเหลือเดิม (45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) ต่อมาเมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2562 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงประธานคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม ขอสนับสนุนงบประมาณดำเนินการดังกล่าว โดยให้ยกเลิกสิทธิ์การช่วยเหลือเดิม (45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) เป็นการชั่วคราว และยกเลิกการให้ความช่วยเหลือของ ปตท. แก่กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 100 บาทต่อคนต่อเดือน ซึ่งการช่วยเหลือจะสิ้นสุดวันที่ 31 ธันวาคม 2562 โดยขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม จำนวน 240 ล้านบาทต่อเดือน และ ปตท. บริจาคเข้ากองทุนประชารัฐสวัสดิการฯ จำนวน 10 ล้านบาทต่อเดือน
2. เมื่อวันที่ 19 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการ ปตท. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน เป็นสิ้นสุดวันที่ 31 มีนาคม 2563 ทั้งนี้ หากกรมบัญชีกลางพัฒนาแอปพลิเคชั่น “ถุงเงินประชารัฐ” เสร็จ และร้านค้าก๊าซสามารถรับบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ให้ส่วนลดในการซื้อก๊าซแล้ว ให้ยกเลิกการช่วยเหลือของ ปตท. ต่อมาเมื่อวันที่ 21 มกราคม 2563 กระทรวงพลังงานมีหนังสือถึงประธานคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ ขอเปลี่ยนแปลงระยะเวลานโยบายการมอบของขวัญปีใหม่ฯ เป็นวันที่ 1 เมษายน 2563 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2563 เพื่อให้ต่อเนื่องจากการขยายระยะเวลาการช่วยเหลือของ ปตท. ทั้งนี้ ณ วันที่ 28 มกราคม 2563 มีร้านค้าก๊าซสมัครขอรับการติดตั้งแอปพลิเคชั่น “ถุงเงินประชารัฐ” จำนวน 904 แห่ง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3. รายงานความก้าวหน้าการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ.
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบเห็นชอบแนวทางการทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยให้ กฟผ. ทดลองนำเข้า LNG แบบ Spot จำนวน 2 ลำเรือ (Cargoes) โดย Cargo ละประมาณ 65,000 ตัน ปริมาณรวมไม่เกิน 200,000 ตัน โดยลำเรือที่ 1 นำเข้าในเดือนธันวาคม 2562 และลำเรือที่ 2 นำเข้าในเดือนเมษายน 2563 ภายใต้เงื่อนไขที่กำหนด โดยให้ กฟผ. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รายงานผลการนำเข้า LNG ลำเรือแรกต่อ กบง. เพื่อทราบผลกระทบจากการดำเนินการ รวมถึงเปรียบเทียบต้นทุนค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
2. กฟผ. ได้นำเข้า LNG และนำก๊าซที่แปรสภาพแล้วไปใช้ในโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนด โดยสรุปผลการดำเนินการได้ ดังนี้ (1) ปริมาณการนำเข้า LNG 3,314,420 ล้านบีทียู (2) ระยะเวลาในการใช้ LNG ระหว่างวันที่ 28 ธันวาคม 2562 ถึงวันที่ 21 มกราคม 2563 รวม 25 วัน (3) การจองและใช้ความสามารถของระบบส่งก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าบางปะกง ชุดที่ 5 (BPK-C5) 100 พันล้านบีทียู (Overuse 3 วัน) โรงไฟฟ้าวังน้อย ชุดที่ 4 (WN-C4) 110 พันล้านบีทียู (Overuse 13 วัน) รวม 210 พันล้านบีทียู (4) ความไม่สมดุลของการใช้ก๊าซ (เกินบวก/ลบ ร้อยละ 5) รวม 10 วัน (5) คุณภาพก๊าซในระบบส่งเป็นไปตามมาตรฐานที่ กกพ. ประกาศกำหนด (6) ค่าบริการระบบส่งก๊าซธรรมชาติ รวมเป็นจำนวนเงิน 112,299,856 บาท (7) ค่าบริการสถานี LNG รวมเป็นจำนวนเงิน 62,412,643 บาท (8) ไม่มีค่าปรับจากการใช้ความสามารถของระบบส่งเกินสิทธิ ในช่วงการทดสอบการนำเข้า LNG ของ กฟผ. (9) ไม่มีค่าปรับจากความไม่สมดุล (ในช่วงการทดสอบการนำเข้า LNG ของ กฟผ.)
3. กระบวนการปฏิบัติตามขั้นตอนการนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. (1) การจัดหา LNGโดย กฟผ. ดำเนินการจัดหา LNG แบบ Spot ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 (2) การนำ LNG เข้าสู่สถานี LNG โดยการจองใช้สิทธิความสามารถในการให้บริการของ LNG Terminal มีแนวทางปฏิบัติตาม TPA Code จะต้องดำเนินการตามเงื่อนไขการเสียสิทธิ (Use-It-Or-Lose-It หรือ UIOLI) ของ Shipper รายเดิม (ปตท.) แต่ กฟผ. ได้รับการยกเว้น ตามมติ กบง. เมื่อวันที่21 ตุลาคม 2562 กำหนดให้ PTTLNG แจ้ง Slot ล่วงหน้า 3-5 Slots/Cargo แทนการจองใช้งานแบบ UIOLI เนื่องจาก กฟผ. จะต้องมีความยืดหยุ่นในการเลือกเวลาส่งมอบ (Slot Flexibility) ซึ่งควรพิจารณาความเหมาะสมของเงื่อนไขการเสียสิทธิ UIOLI เพื่อให้รองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต และ Minimum Send-out ด้วยข้อจำกัดของปั๊ม (pump) จะต้องส่งก๊าซขั้นต่ำ (Minimum Send-out) และมีช่วงที่ไม่สามารถส่งได้ (Dead Band) ดังนั้น ในช่วงการทดสอบ Shipper ทั้งสองรายจะต้องช่วยกัน Send-Out ให้ได้ตามข้อจำกัดของสถานี LNG (3) การผสมคุณภาพก๊าซ (Gas Mixing) กำหนดให้เป็นหน้าที่ของ Shipper ในการนำก๊าซที่มีคุณภาพตามมาตรฐานเข้าระบบส่งก๊าซธรรมชาติ โดยต้องไม่ส่งผลกระทบต่อลูกค้ารายที่มีอยู่เดิม ข้อยกเว้นในการทดสอบคือ Shipper ปตท. จะเป็นผู้พิจารณาคุณภาพรวมของก๊าซที่ผสม ข้อเสนอแนะในขั้นตอนนี้คือ ควรศึกษาแนวทางการปรับปรุงคุณภาพของก๊าซ LNG ที่แปรสภาพแล้ว หรือคุณภาพของก๊าซผสมในระบบส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้คำนึงถึงปริมาณก๊าซในอ่าวและปริมาณ LNG ที่มีภาระผูกพันตามสัญญาระยะยาว เพื่อรองรับ LNG ที่จะเข้ามาในอนาคต (4) ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยการจองใช้สิทธิความสามารถในการให้บริการของระบบส่งก๊าซธรรมชาติ มีแนวทางปฏิบัติปกติตาม TPA Code จะต้องดำเนินการภายในกรอบระยะเวลาที่ TSO ประกาศความสามารถคงเหลือในการให้บริการของระบบส่งก๊าซธรรมชาติแต่ละเดือน และ TSO มีหน้าที่ในการบริหารสมดุลและคุณภาพของก๊าซในระบบส่ง TSO จะทำการแจ้งปริมาณรับและส่งก๊าซ และความไม่สมดุลของ Shipper แต่ละรายเป็นระยะๆ ซึ่งข้อยกเว้นในการทดสอบ ได้แก่ ค่าปรับความไม่สมดุลรายวัน ค่าปรับการใช้ความสามารถของการให้บริการระบบส่งเกินกำหนด และการขอปรับเปลี่ยน Nomination ระหว่างวัน (Daily Adjustment) ข้อเสนอแนะในขั้นตอนนี้ คือ กกพ. จะกำหนดอัตราค่าปรับความไม่สมดุลรายวัน และค่าปรับการใช้ความสามารถของการให้บริการระบบส่งเกินกำหนด ภายหลังการนำเข้า LNG ของ กฟผ. ลำเรือที่ 2 แล้วเสร็จ สำหรับประเด็นการขอปรับเปลี่ยน Nomination ควรปรับปรุงวิธีการดำเนินการให้เหมาะสมกับแนวทางปฏิบัติต่อไป และ (5) การเรียกเก็บค่าบริการ แนวทางปฏิบัติตาม TPA Code จะเป็นกระบวนการสรุปข้อมูลปริมาณการใช้บริการ LNG Terminal และระบบส่งก๊าซธรรมชาติทั้งหมดของ Shipper เพื่อเรียกเก็บค่าบริการ ข้อยกเว้นในการทดสอบคือ การเรียกเก็บค่าบริการแบบ Non-Firm (UIOLI) ของ LNG Terminal ได้รับการยกเว้นตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 ที่ได้กำหนดให้ กฟผ. ชำระเงินค่าบริการ LNG Terminal ตามวันและปริมาณ Send Out Rate ตามที่ กฟผ. ใช้จริง และการเรียกเก็บค่าบริการแบบ Non-Firm ของระบบส่งก๊าซธรรมชาติได้รับการยกเว้น โดยกำหนดให้ กฟผ. ชำระค่าผ่านท่อตามหลักการ Daily Basis ตามจำนวนวันที่ใช้จริง โดยไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนกับสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่าง กฟผ. และ ปตท. ฉบับปัจจุบัน ในขั้นตอนนี้มีข้อเสนอแนะคือ ควรปรับปรุงความเหมาะสมสำหรับการเรียกเก็บอัตราสำหรับสถานี LNG และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ภายหลังจากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. ลำเรือที่ 2 แล้วเสร็จ เพื่อให้รองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติที่จะเกิดขึ้นในอนาคต
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ สรุปได้ ดังนี้ (1) มีการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ โดยในปี 2580 จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้ารวม 77,211 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ 56,431 เมกะวัตต์ (2) ระบบผลิตไฟฟ้า ระบบส่งไฟฟ้า และระบบจำหน่ายไฟฟ้า มีความมั่นคงรายพื้นที่ สร้างสมดุลระบบไฟฟ้าตามรายภูมิภาค (3) ปลายแผนมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลร้อยละ 65 ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติร้อยละ 53 ถ่านหินและลิกไนต์ร้อยละ 12 การผลิตไฟฟ้าที่ไม่ได้มาจากเชื้อเพลิงฟอสซิล มีสัดส่วนร้อยละ 35 ประกอบด้วย พลังน้ำต่างประเทศ ร้อยละ 9 พลังงานหมุนเวียนร้อยละ 20 และการอนุรักษ์พลังงานร้อยละ 6 (4) ในการจัดสรรโรงไฟฟ้าหลักประเภทฟอสซิลใหม่ ได้คำนึงถึงการลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินลงจากแผน PDP ฉบับเดิม (PDP2015) เพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ให้สอดคล้องกับข้อตกลงของ COP21 และลดความขัดแย้งของประชาชนในพื้นที่ โดยการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งปัจจุบันมีราคาลดลงมาก เพื่อทำให้ราคาค่าไฟฟ้าของประเทศอยู่ในระดับเหมาะสมสามารถแข่งขันได้ (5) มีโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนปีละ 100 เมกะวัตต์ เป็นเวลา 10 ปี รวม 1,000 เมกะวัตต์ โดยจะเริ่มดำเนินโครงการตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป และ (6) ให้ทบทวนแผน PDP ใหม่ทุก 5 ปี หรือเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ และให้ศึกษาและจัดทำแผนการพัฒนาระบบส่งไฟฟ้าของประเทศเพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพิ่มประสิทธิภาพ เป็นศูนย์กลางซื้อขายไฟฟ้า (Grid connection) ในภูมิภาครวมถึงการเชื่อมโยงกับระบบจำหน่าย เพื่อให้สามารถรองรับการเพิ่มขึ้นของพลังงานหมุนเวียนในอนาคต (Grid Modernization) ต่อไป
2. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi - Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 (2) เห็นชอบกรอบราคารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปออกระเบียบหรือประกาศการรับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงเงื่อนไขต่าง ๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา และ (4) เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. พิจารณาลงนามต่อไป ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากได้รับการแต่งตั้งแล้วเมื่อวันที่ 31 มกราคม 2563
3. กระทรวงพลังงาน ได้ทบทวนและปรับปรุง PDP2018 โดยปรับเป้าหมายและแผนการจ่ายไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนให้สอดคล้องกับนโยบายโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 รวมถึงปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้เหมาะสมมากขึ้น โดยเมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติเห็นชอบร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียต่อร่างแผนดังกล่าว และให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 สนพ. ได้จัดรับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) ฉบับใหม่ 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561– 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ณ กรุงเทพมหานคร โดยมีผู้เข้าร่วมสัมมนารวมทั้งสิ้น 457 คน
4. ร่างแผน PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยยังคงเป้าหมายรวมไว้เท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ (2) เพิ่มโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากให้สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ประกอบไปด้วย โรงไฟฟ้าที่ผลิตด้วยเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน รวมทั้งพลังงานแสงอาทิตย์ ในรูปแบบผสมผสาน (Hybrid) กับชีวมวล และหรือ ก๊าซชีวภาพจากน้ำเสียและ/หรือ ก๊าซชีวภาพจากพืชพลังงาน โดยจะเปิดรับซื้อตั้งแต่ปี 2563 - 2567 มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวม 1,993 เมกะวัตต์ (3) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสำหรับโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมของภาครัฐเดิมให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จากเดิมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบปี 2564 – 2565 ปีละ 60 เมกะวัตต์ เป็นปี 2565 – 2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ (4) ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ลง (5) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เข้ามาในแผน จำนวน 24 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 69 เมกะวัตต์ (6) ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) (7) ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าจากพลังงานลมให้เร็วขึ้น จากเดิมเริ่มรับซื้อปี 2577 เป็นปี 2565 และมีการปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบและแผนการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบของโรงไฟฟ้าหลักประเภทเชื้อเพลิงฟอสซิลบางโรง ให้มีความเหมาะสมมากขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) กำลังผลิต ตามสัญญารวม 540 เมกะวัตต์ เปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเดือนพฤศจิกายน 2570 โรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 8 หรือ 9 เลื่อนการปลดออกจากระบบ จากเดิมปลดปลายปี 2564 เป็นปลดปลายปี 2567 เพื่อรักษาความมั่นคงระบบไฟฟ้าที่ระดับแรงดัน 230 kV ในการส่งไฟฟ้าไปพื้นที่จังหวัดเชียงใหม่ ลำพูน จนกว่าสายส่ง 500 kV แม่เมาะ 3 - ลำพูน 3 จะแล้วเสร็จในปี 2567 โรงไฟฟ้าแม่เมาะเครื่องที่ 12 - 13 เลื่อนการปลดออกจากระบบ จากเดิมปลดต้นปี 2568 เป็นปลดปลายปี 2568 เพื่อลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในภาพรวม
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 5. ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 และวันที่ 30 เมษายน 2562 ตามลำดับ ซึ่งกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดทำร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก 2561 - 2580 (AEDP2018) เพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทนให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 และได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผน AEDP2018 ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 7 ครั้ง ต่อมา เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก แทนการเปิดรับซื้อไฟฟ้าโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก แบบ VSPP Semi-Firm ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 พพ. จึงได้ปรับปรุงร่างแผน AEDP2018 ให้สอดคล้องกับ มติ กพช. ดังกล่าว และเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2563 กระทรวงพลังงาน ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) จำนวน 4 แผน ประกอบด้วย ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) และร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580
2. เหตุผลในการปรับปรุงแผน AEDP สรุปได้ดังนี้ (1) ปรับเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในบางประเภทเชื้อเพลิง โดยยังคงเป้าหมายรวมไว้เท่าเดิมที่ 18,696 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย การเพิ่มโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานราก ให้สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 โดยจะเปิดรับซื้อตั้งแต่ปี 2563 - 2567 มีกำลังผลิตไฟฟ้ารวม 1,993 เมกะวัตต์ ปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบสำหรับโรงไฟฟ้าตามนโยบายส่งเสริมของภาครัฐเดิมให้เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จากเดิมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบปี 2564 - 2565 ปีละ 60 เมกะวัตต์ เป็น ปี 2565 - 2566 ปีละ 60 เมกะวัตต์ ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ลง ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยเข้ามาในแผน จำนวน 24 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 69 เมกะวัตต์ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าก๊าซชีวภาพ (พืชพลังงาน) และปรับแผนการจ่ายไฟฟ้าจากพลังงานลมให้เร็วขึ้น จากรับซื้อปี 2577 เป็นปี 2565 (2) ปรับเป้าหมายการผลิตความร้อนจากพลังงานหมุนเวียนบางประเภทเชื้อเพลิง ได้แก่ ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตความร้อนจากเชื้อเพลิงชีวมวลที่เพิ่มขึ้นจากการขยายโรงงานน้ำตาลในช่วงที่ผ่านมาทำให้คาดการณ์ว่าจะมีความต้องการใช้ชีวมวลเพิ่มสูงขึ้น ปรับลดเป้าหมายการผลิตความร้อนจากพลังงานแสงอาทิตย์ลง เนื่องจากเทคโนโลยียังไม่เหมาะสม ปรับเพิ่มเป้าหมายการผลิตความร้อนจากไบโอมีเทนในภาคอุตสาหกรรมเพื่อทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติเหลว และ (3) ปรับเป้าหมายการผลิตเชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากพลังงานหมุนเวียน ได้แก่ ปรับลดเป้าหมายการผลิตเอทานอลลงจากการส่งเสริมให้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี20 เป็นน้ำมันเชื้อเพลิงหลัก โดยปรับลดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและลดการชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพซึ่งจะทำให้ปริมาณการใช้แก๊สโซฮอล์ อี85 ลดลง ปรับลดเป้าหมายการผลิตไบโอดีเซลจากการส่งเสริมให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10 เป็นน้ำมันดีเซลมาตรฐานของประเทศเพื่อให้สมดุลกับปริมาณผลผลิตปาล์มน้ำมันและน้ำมันปาล์ม และลดการชดเชยเชื้อเพลิงชีวภาพซึ่งจะทำให้ปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ลดลง และปรับลดเป้าหมายการผลิตไบโอมีเทนอัดลงจากการคาดการณ์การใช้ก๊าซธรรมชาติ ในยานยนต์ที่มีแนวโน้มลดลง
3. สรุปร่าง AEDP2018 ประกอบด้วย (1) เป้าหมายกำลังผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 9 ประเภทเชื้อเพลิง กำลังการผลิตติดตั้งรวม 18,696 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้ 52,894 ล้านหน่วย ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ 9,290 เมกะวัตต์ พลังงานแสงอาทิตย์ลอยน้ำ 2,725 เมกะวัตต์ ชีวมวล 3,500 เมกะวัตต์ พลังงานลม 1,485 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) 183 เมกะวัตต์ ก๊าซชีวภาพ(พืชพลังงาน) 1,000 เมกะวัตต์ ขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ ขยะอุตสาหกรรม 44 เมกะวัตต์ พลังน้ำขนาดเล็ก 69 เมกะวัตต์ สัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.55 (2) เป้าหมายการผลิตพลังงานความร้อนจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง พลังงานความร้อนที่ต้องการ 64,657 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ ชีวมวล 23,000พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ก๊าซชีวภาพ 1,283 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ขยะ 495 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ พลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ 100 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ และไบโอมีเทน 2,023 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ สัดส่วนความร้อนจากพลังงานทดแทนต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 19.15 (3) เป้าหมายการผลิตเชื้อเพลิงในภาคขนส่งจากพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก จำนวน 5 ประเภทเชื้อเพลิง ความต้องการเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง 40,890 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ได้แก่ เอทานอล 7.5 ล้านลิตรต่อวัน (1,396 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) ไบโอดีเซล 8.00 ล้านลิตรต่อวัน (2,517 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) และน้ำมันไพโรไลซิส 0.53 ล้านลิตรต่อวัน (171 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ) สัดส่วนเชื้อเพลิงชีวภาพต่อพลังงานขั้นสุดท้าย คิดเป็นร้อยละ 3.22 (4) เปรียบเทียบเป้าหมายสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของแผน AEDP2015 และ AEDP2018 อยู่ที่ร้อยละ 30.07 และ 30.18 ตามลำดับ แบ่งเป็น พลังงานไฟฟ้าอยู่ที่ร้อยละ 4.27 และร้อยละ 5.75 ตามลำดับ พลังงานความร้อนอยู่ที่ร้อยละ 19.15 และร้อยละ 21.20 ตามลำดับ และการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพอยู่ที่ร้อยละ 6.65 และร้อยละ 3.22 ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการร่างแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 - 2580 (AEDP2018) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 6. ร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (EEP2015) ที่กำหนดเป้าหมายจะลดความเข้มของการใช้พลังงาน (Energy Intensity; EI) ต่อหน่วยผลิตภัณฑ์มวลรวมภายในประเทศ (GDP) ในปี 2579 ร้อยละ 30 เมื่อเทียบกับปี 2553 ต่อมาเมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 (PDP2018) ซึ่งมีการกำหนดเป้าหมายกำลังการผลิตไฟฟ้าจากมาตรการอนุรักษ์พลังงาน 4,000 เมกะวัตต์ และการประชุมหารือแนวทางการจัดทำแผนบูรณาการพลังงานระยะยาว (TIEB) เมื่อวันที่ 29 มกราคม 2562 มีมติให้ปรับปรุงแผน TIEB ได้แก่ (1) แผนอนุรักษ์พลังงาน (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (3) แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และ (4) แผนบริหารจัดการน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องตามแผน PDP2018
2. แนวทางการจัดทำร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP2018) มีดังนี้ (1) ปรับสมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต กำหนดเป้าหมายการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 1-2 ปี ระยะกลาง 10 ปี และระยะยาว 20 ปี ปรับสมมุติฐาน GDP อัตราการเพิ่มของประชากร และค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าให้สอดคล้องกับแผน PDP2018 รวมทั้งรักษาระดับเป้าหมายโดยการลด EI ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 โดยมีเป้าหมายในการลดการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ให้ได้ทั้งสิ้น 49,064 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) ของปริมาณการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายทั้งหมด เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 (2) ทบทวนกรอบการอนุรักษ์พลังงาน แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 โดยมีเป้าหมายลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ในปี พ.ศ. 2580 เมื่อเทียบกับปี พ.ศ. 2553 คือ ลดการใช้พลังงานขั้นสุดท้ายของประเทศ ณ ปี พ.ศ. 2580 จากระดับ 181,238 ktoe ในกรณีปกติ (Business as usual: BAU) ลดลงไปอยู่ที่ระดับ 126,867 ktoe หรือคิดเป็นเป้าหมายผลการประหยัดพลังงานเท่ากับ 54,371 ktoe ผลการดำเนินงานในช่วงปี พ.ศ. 2554 - 2560 คิดเป็นพลังงานที่ประหยัดได้สะสมประมาณ 5,307 ktoe และสามารถลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงได้ร้อยละ 7.63 ทั้งนี้ เพื่อให้บรรลุเป้าหมายการลดความเข้มการใช้พลังงาน (EI) ลงร้อยละ 30 ภายในปี พ.ศ. 2580 จึงจะต้องมีเป้าหมายลดการใช้พลังงานจากมาตรการอนุรักษ์พลังงานต่างๆ ในช่วงปี พ.ศ. 2561 – 2580 อีกประมาณ 49,064 ktoe (3) ปรับกลยุทธ์การขับเคลื่อนแผนฯ โดยมุ่งเน้นไปที่เป้าหมาย 5 สาขาเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม ธุรกิจการค้า บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และขนส่ง แบ่งเป็น 3 กลยุทธ์ คือ กลยุทธ์ภาคบังคับ มีการกำกับดูแลให้ผู้ใช้พลังงานรายใหญ่ในภาคส่วนต่างๆ ต้องมีการใช้พลังงานเป็นไปตาม มาตรฐาน มาตรการ/วิธีการที่กำหนดขึ้นอย่างเหมาะสม กลยุทธ์ภาคส่งเสริม มีมาตรการสนับสนุนทางด้านการเงิน เพื่อเร่งรัดให้มีการตัดสินใจลงทุนเปลี่ยนอุปกรณ์ หรือดำเนินมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงาน การส่งเสริมการนำเทคโนโลยีและนวัตกรรมต่างๆ เข้ามาประยุกต์ใช้เพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงาน และกลยุทธ์ภาคสนับสนุน ช่วยเสริมกลยุทธ์ภาคบังคับและกลยุทธ์ภาคส่งเสริมให้เกิดผลประหยัดด้านพลังงาน โดยหากดำเนินการได้ตามเป้าหมายคาดว่าจะก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานของประเทศในช่วงปี พ.ศ. 2561 - 2580 รวม 54,371 ktoe คิดเป็นมูลค่าเงินที่จะประหยัดได้ราว815,571 ล้านบาท ช่วยลดภาระในการจัดหาโรงไฟฟ้าได้ประมาณ 4,000 เมกะวัตต์ และยังทำให้เกิดการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ได้ราว 170 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (Mt-CO2) ทั้งนี้ ภายหลังจัดทำร่างแผน EEP2018 พพ. ได้จัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นต่อร่างแผนฯ ในภูมิภาคต่างๆ จำนวน 4 ครั้ง ในกรุงเทพมหานคร เชียงใหม่ ขอนแก่น และสุราษฎร์ธานี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการร่างแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 - 2580 (EEP 2018) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับปรุงรายละเอียดของแผนงานตามที่กรรมการได้ให้ข้อคิดเห็นไว้ ก่อนนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 7. ร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 ต่อมากระทรวงพลังงานได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ โดย กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบ Gas Plan 2015 ที่ปรับปรุงใหม่ ซึ่งได้ทบทวนและปรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับสถานการณ์ความต้องการใช้ในประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 30 เมษายน 2562 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 เนื่องจาก Gas Plan 2015 เป็นการวางแผนโดยบูรณาการตาม PDP2015 ประกอบกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงในปี 2561 และ 2562 ต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ รวมถึงการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่องภายหลังการประมูลสัมปทานในระบบแบ่งปันผลผลิต (PSC) ส่งผลให้สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยได้อย่างต่อเนื่องอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
2. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจึงได้ร่วมกันทบทวน Gas Plan 2015 และจัดทำร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติพ.ศ. 2561 -2580 (Gas Plan 2018) โดยบูรณาการให้สอดคล้องกับ PDP2018 และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ได้รับทราบแนวทางการจัดทำ Gas Plan 2018 และให้ สนพ. นำไปรับฟังความคิดเห็นกับผู้ที่มีส่วนเกี่ยวข้อง และจัดทำสรุปเสนอ กบง. ต่อไป
3. การจัดทำ Gas Plan 2018 สรุปได้ดังนี้ (1) กรอบแนวคิดและเป้าหมายของ Gas Plan 2018 ได้แก่ ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เพื่อลดปัญหามลพิษทางอากาศ เร่งรัดการสำรวจและผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งปิโตรเลียมภายในประเทศ พื้นที่พัฒนาร่วมและพื้นที่ทับซ้อน พัฒนาและใช้ประโยชน์โครงสร้างพื้นฐานอย่างมีประสิทธิภาพ และส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (2) สมมติฐานความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ได้แก่ ภาคการผลิตไฟฟ้า ประมาณการตาม PDP2018 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ใช้ก๊าซธรรมชาติในโรงแยกก๊าซ (ใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับผลิต LPG และปิโตรเคมี) ประมาณการตามปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ภาคอุตสาหกรรม ประมาณการตามการขยายตัวทางเศรษฐกิจ (GDP) ซึ่งการคาดการณ์ GDP ปี 2561 - 2580 ขยายตัวเฉลี่ยร้อยละ 3.8 ต่อปี และคำนึงถึงแผนการขยายโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ภาคขนส่งประมาณการตามแนวโน้มจำนวนรถ NGV (3) ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี คาดว่าในปี 2580 จะอยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน แบ่งเป็นการผลิตไฟฟ้าร้อยละ 67 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 21 โรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 11 และภาคขนส่งร้อยละ 1 (4) ประมาณการการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติในประเทศ (อ่าวไทยและพื้นที่บนบก) ก๊าซธรรมชาติจากประเทศเมียนมา LNG สัญญาปัจจุบัน และก๊าซธรรมชาติหรือ LNG ที่ต้องจัดหาเพิ่ม โดยตั้งแต่ปี 2563 จำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติหรือ LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ และจากการคาดการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติในอนาคตมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากประมาณ 4,676 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2561 เป็นประมาณ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 โดยการผลิตจากแหล่งภายในประเทศมีแนวโน้มลดลงอยู่ที่ระดับประมาณ 1,500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 การจัดหา LNG เพิ่มเติมจากที่มีในสัญญาเพื่อรองรับความต้องการใช้ของประเทศ พบว่าในปี 2580 ความต้องการ LNG ทั้งหมดอยู่ที่ประมาณ 26 ล้านตันต่อปี (โครงข่ายท่อบนบกประมาณ 22 ล้านตันต่อปี และภาคใต้ประมาณ 4 ล้านตันต่อปี) โดยการจัดหาเพื่อรองรับความต้องการในภาคใต้ ประกอบด้วย การจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ ตามแผน PDP2018 rev.1 มีความจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติในรูปแบบ LNG ประมาณ 1.5 - 3.0 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2570 และการจัดหาสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ซึ่งปัจจุบันจัดหาจากแหล่ง JDA โดยจะเร่งรัดการเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA เพิ่มเติม หรือจัดหาในรูปแบบ LNG ประมาณ 0.7 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2572 (5) แผนโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติ ปัจจุบันมีท่าเรือและ LNG Terminal ที่รองรับการนำเข้า LNG ได้ 11.5 ล้านตันต่อปี ขณะที่การใช้งานตามสัญญาสูงสุดของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) มีเพียง 5.2 ล้านตันต่อปี เท่านั้น ทั้งนี้ หากรวมโครงการ LNG Terminal ที่ได้รับอนุมัติแล้ว ได้แก่ โครงการ LNG Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง (บ้านหนองแฟบ) [T-2] ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 มาบตาพุดระยะที่ 3 (EEC) จังหวัดระยอง 10.8 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2570 ดังนั้นในปี 2570 จะมี LNG Terminal ที่สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้ในปริมาณรวมทั้งสิ้น 34.8 ล้านตันต่อปี และสามารถขยายเพื่อรองรับ LNG ได้ถึง 47.5 ล้านตันต่อปี LNG Terminal ส่วนที่เหลือจากความต้องการใช้ในประเทศ ซึ่งต้องมีมาตรการส่งเสริมให้เกิดการใช้งานอย่างเต็มศักยภาพต่อไป อาทิ มาตรการส่งเสริมให้ประเทศไทยเป็น LNG Regional Hub
4. แนวโน้มความต้องการโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ภาคใต้ มีดังนี้ (1) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม โรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี และโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 ซึ่งจำเป็นต้องจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยการนำเข้า LNG เนื่องจากนโยบายในการส่งเสริมให้ส่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยขึ้นไปยังโรงแยกก๊าซที่จังหวัดระยองทั้งหมดเพื่อเพิ่มมูลค่า ส่งผลให้จำเป็นต้องมีการก่อสร้าง LNG Terminal ขนาด 5 ล้านตันต่อปี และท่อส่งก๊าซธรรมชาติจาก LNG Terminal ถึงโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2569 เพื่อรองรับความต้องการใช้ในโรงไฟฟ้าสุราษฎร์ธานีที่จะเข้าระบบในปี 2570 (2) โครงสร้างพื้นฐานสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ในกรณีที่ไม่สามารถเจรจาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA ได้ อาจมีความจำเป็นต้องก่อสร้าง FSRU ขนาด 2 ล้านตันต่อปี ในพื้นที่เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2571 ส่วนความต้องการโครงสร้างพื้นฐานในพื้นที่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ จากการพิจารณาแนวโน้มความต้องการใช้ เปรียบเทียบกับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในภูมิภาค (แหล่งสินภูฮ่อมและแหล่งน้ำพอง) พบว่าการจัดหาจะเพียงพอกับความต้องการใช้ถึงปี 2572 โดยต้องเตรียมการสำรวจและผลิตหรือจัดหาเพิ่มเติมผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติใหม่จาก จังหวัดนครราชสีมาไปโรงไฟฟ้าน้ำพองและโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP2018 rev.1 โดยก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในปี 2572 เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันออกเฉียงเหนือที่จะเข้าระบบในปี 2573
5. เปรียบเทียบ Gas Plan 2015 และ (ร่าง) Gas Plan 2018 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติภาพรวม อยู่ที่ระดับ 5,348 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2580 เพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี สูงกว่า Gas Plan 2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 5,062 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2579 โดยเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.1 ต่อปี นอกจากนี้ ในส่วนของการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับความต้องการใช้จากเดิมคาดว่าจะมีความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นสูง ปัจจุบันสถานการณ์เปลี่ยนแปลงไป โดยก๊าซธรรมชาติในประเทศสามารถผลิตได้อย่างต่อเนื่อง (ภายหลังจากการประมูลแหล่งก๊าซธรรมชาติบงกชและเอราวัณในรูปแบบการแบ่งปันผลผลิต (PSC)) ส่งผลให้ความต้องการ LNG ในส่วนที่ต้องจัดหาเพิ่มตาม (ร่าง) Gas Plan 2018 อยู่ที่ระดับ 26 ล้านตันต่อปี ในปี 2580 น้อยกว่าใน Gas Plan 2015 ซึ่งอยู่ที่ระดับ 34 ล้านตันต่อปี ในปี 2579
6. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ ได้แก่ (1) สร้างความมั่นคง เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าให้มีเสถียรภาพและทำให้ประชาชนมีไฟฟ้าใช้อย่างทั่วถึง ชุมชนมีโอกาสในการใช้วัตถุดิบเหลือใช้ทางการเกษตรผลิตเป็นไบโอมีเทนอัดมาใช้ทดแทนการนำเข้า LNG (2) สร้างความมั่งคั่ง มีการขยายตัวของอุตสาหกรรมในแนวท่อซึ่งจะเสริมสร้างเศรษฐกิจในพื้นที่ อุตสาหกรรมปิโตรเคมีช่วยเพิ่มมูลค่าของก๊าซธรรมชาติได้ถึง 7-25 เท่า ช่วยให้เศรษฐกิจของประเทศขยายตัว การเกิด LNG Regional Hub มีประโยชน์ต่อเศรษฐกิจของประเทศ คิดเป็นมูลค่าประมาณ 165 พันล้านบาทใน 10 ปี และเกิดการจ้างงาน 16,000 คนต่อปี การใช้โครงสร้างพื้นฐานอย่างเต็มศักยภาพจะส่งผลให้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติลดลง ซึ่งจะทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง และ (3) สร้างความยั่งยืน จากการลดการปล่อยมลพิษจากการผลิตไฟฟ้าจาก 0.46 kg-CO2/kWh ในปี 2561 เป็น 0.27 kg-CO2/kWh ตาม PDP2018 rev.1 ลดการปล่อยมลพิษทางอากาศจากการใช้พลังงาน รวมทั้งมีการบริหารจัดการเปลี่ยนของเสียให้เป็นพลังงาน (Waste to Energy) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2563 คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ มีมติเห็นชอบร่าง Gas Plan 2018 และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ Floating Storage Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเกิดประสิทธิภาพสูงสุด
เรื่องที่ 8. แนวทางการส่งเสริมพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2558 - 2579 (Energy Efficiency Plan: EEP 2015) ซึ่งได้มีการบรรจุมาตรการการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าเป็นมาตรการหนึ่งของการอนุรักษ์พลังงานในภาคขนส่ง โดยตั้งเป้าหมายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าภายในปี 2579 รวมทั้งสิ้น 1.2 ล้านคัน และจากปัญหามลพิษฝุ่นละอองขนาดเล็กสูงเกินกว่าค่ามาตรฐานในพื้นที่กรุงเทพมหานครและปริมณฑลตั้งแต่ช่วงปลายปี 2561 คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเมื่อวันที่ 12 กุมภาพันธ์ 2562 ให้การแก้ไขปัญหามลภาวะด้านฝุ่นละอองเป็นวาระแห่งชาติ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2562 คณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติได้มีมติเห็นชอบแผนปฏิบัติการขับเคลื่อนวาระแห่งชาติ “การแก้ไขปัญหามลพิษด้านฝุ่นละออง” โดยมีมาตรการด้านพลังงานที่เกี่ยวข้องคือ การใช้มาตรการจูงใจเพื่อสนับสนุนส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่จะต้องมีแนวทางการดำเนินการภายในปี 2562 - 2564 โดยในส่วนของกระทรวงพลังงานจะมีการกำหนดกรอบแนวทางการสนับสนุนสถานีอัดประจุไฟฟ้า การทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมเปลี่ยนผ่านไปสู่การส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า
2. ข้อมูลการจดทะเบียนยานยนต์ไฟฟ้าของกรมการขนส่งทางบก ปี 2562 พบว่าการจดทะเบียนของยานยนต์ไฟฟ้าในช่วง 5 ปี ที่ผ่านมาเพิ่มขึ้นจาก 9,585 คัน ในปี 2557 เป็น 20,484 คันในปี 2561 และเพิ่มเป็นจำนวน 32,127 คัน ในปี 2562 โดยในจำนวนนี้รวมยานยนต์ไฟฟ้าที่เป็นรถจักรยานยนต์ส่วนบุคคล รถยนต์นั่งส่วนบุคคลไม่เกิน 7 คน และรถโดยสาร ทั้งนี้ ในการจดทะเบียนของกรมการขนส่งทางบกได้รวมรถไฟฟ้าประเภทไฮบริด (PHEV) และรถยนต์ไฮบริดทั่วไป (HEV) จึงทำให้ไม่สามารถอ้างอิงจำนวนรถ PHEV จากข้อมูลการจดทะเบียนได้ (เฉพาะรถประเภท PHEV และ BEV เท่านั้นที่สามารถอัดประจุไฟฟ้าจากโครงข่ายไฟฟ้าได้) จากข้อมูลของสมาคมยานยนต์ไฟฟ้าไทย (EVAT) ปัจจุบันมีจำนวนสถานีอัดประจุไฟฟ้าที่เป็นการดำเนินงานของทั้งภาครัฐและเอกชนรวมกัน จำนวน 520 แห่งทั่วประเทศ มีจำนวนหัวจ่ายรวม 805 หัวจ่าย แยกเป็นประเภทหัวจ่ายแบบธรรมดา (Normal Charge) จำนวน 736 หัวจ่าย และหัวจ่ายแบบเร่งด่วน (Quick Charge) จำนวน 69 หัวจ่าย การกระจายตัวของสถานีอัดประจุไฟฟ้าพบว่ายังคงกระจุกตัวอยู่ในบริเวณพื้นที่ภาคกลาง โดยเฉพาะกรุงเทพมหานคร และอยู่ในพื้นที่ชุมชนเมืองเป็นส่วนใหญ่ ยังขาดการกระจายตัวในถนนสายหลักระหว่างเมืองที่ต้องรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่เดินทางมาจากเมืองอื่น ตลอดจนผู้ใช้ยานยนต์ที่มาพักผ่อนเพื่อเดินทางต่อไปยังจุดหมายปลายทางอื่น
3. แนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า ประกอบด้วย
3.1 วัตถุประสงค์ (1) เพื่อการแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม/เพิ่มทางเลือกในการใช้พลังงาน/ลดการพึ่งพาน้ำมันเชื้อเพลิงที่จะต้องนำเข้าจากต่างประเทศ/เพิ่มประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน (2) เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าในพื้นที่อย่างทั่วถึง อันเป็นการอำนวยความสะดวกแก่ผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (3) เพื่อสร้างแรงกระตุ้นให้ผู้บริโภคหันมาใช้ยานยนต์ไฟฟ้าเพิ่มมากขึ้น (4) เพื่อสร้างการมีส่วนร่วมกับภาคธุรกิจการให้บริการ อาทิ โรงแรม ห้างสรรพสินค้า อาคารธุรกิจอื่นๆ ในการจัดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า
3.2 กรอบแนวทางการดำเนินงาน (1) พื้นที่เป้าหมาย ได้แก่ พื้นที่ชุมชน ส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าทั้งในสถานีบริการน้ำมันห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน โดยเฉพาะในพื้นที่ของสถานีบริการน้ำมัน ซึ่งมีการลงทุนพัฒนาสิ่งอำนวยความสะดวกอยู่แล้ว การติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าบนถนนสายหลักระหว่างเมืองเพื่อรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่อาศัยอยู่ในพื้นที่นั้นหรือรองรับผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าที่เดินทางมาจากเมืองอื่น (2) ประเภทของสถานีอัดประจุ แบ่งเป็น สถานีอัดประจุไฟฟ้ากระแสตรงแบบเร่งด่วน (Quick Charge) ในเขตชุมชนเมืองชั้นในระหว่างเส้นทางหลวงสายหลักของประเทศไทย และสถานีอัดประจุไฟฟ้าแบบปกติ (Normal Charge) ในห้างสรรพสินค้า อาคารพาณิชย์ และอาคารสำนักงาน ที่มีศักยภาพและความพร้อม (3) งบประมาณสนับสนุน เปิดให้มีการใช้งบประมาณจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในการสนับสนุนการลงทุนเพื่อติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า (4) ขั้นตอนการดำเนินงาน โดยจัดทำรายละเอียดหลักเกณฑ์และแนวทางในการสนับสนุนการลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า กำหนดคุณสมบัติของผู้มีสิทธิ์ขอรับการสนับสนุน โดยแนวทางในการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าจะพิจารณาจากปัจจัยต่างๆ เช่น ความหนาแน่นของประชากร ความหนาแน่นของการจราจร/การเดินทาง ระยะทางระหว่างกริดแรงดันไฟฟ้าและสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ประโยชน์ของพื้นที่ (Land use) จากนั้นดำเนินการ ประกาศรับสมัครหน่วยงานภาครัฐและเอกชน ที่มีคุณสมบัติตามหลักเกณฑ์ แนวทางฯ เพื่อขอรับการสนับสนุนเงินลงทุนติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้า และเริ่มดำเนินการติดตั้งสถานีอัดประจุไฟฟ้าตามขั้นตอนที่กำหนดในแผนงาน (5) วิธีการดำเนินงาน มอบสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นหน่วยงานหลักในการบริหารงานส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า โดย จัดทำข้อเสนอโครงการส่งเสริมการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า เพื่อขอรับการสนับสนุนจาก กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยร่วมกับกรมธุรกิจพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และ การไฟฟ้า นครหลวง (กฟน.) เพื่อดำเนินการกำหนดพื้นที่ติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้า (EV Mapping) ให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าโดยให้มีระยะห่างของแต่ละ สถานีภายในรัศมีไม่เกิน 50 - 70 กิโลเมตร และจัดทำแนวทางการกำกับดูแลความปลอดภัยของการติดตั้งสถานอัดประจุไฟฟ้าในสถานีบริการน้ำมัน และพื้นที่อื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งประสานความร่วมมือระหว่างหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องให้เกิดการดำเนินงานอย่างพร้อมเพรียงและเป็นไปในทิศทางเดียวกัน นอกจากนี้มอบสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พิจารณากำหนดแนวทางในการจัดสรรเงินสนับสนุนการติดตั้งสถานีอัดประจุยานยนต์ไฟฟ้าให้เพียงพอสำหรับการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งมอบการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง (กฟผ./กฟภ./กฟน.) พิจารณาเตรียมความพร้อมการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานของระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับและเชื่อมต่อกับสถานีอัดประจุไฟฟ้า และการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในอนาคต
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการพัฒนาสถานีอัดประจุไฟฟ้า และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามวิธีการดำเนินงาน และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. การดำเนินงานของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน มีดังนี้ (1) การศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ (Mass Transit) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ศึกษาต้นทุนค่าไฟฟ้า เทียบกับต้นทุนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการของระบบขนส่งสาธารณะทางราง พบว่าเป็นสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 4 นอกจากนั้นพบว่า ค่าไฟฟ้าของระบบขนส่งสาธารณะทางรางอยู่ในระดับที่ใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดใหญ่ (2) การศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า สำนักงาน กกพ. ได้ศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและแนวทางการจัดการระบบไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย โดยอ้างอิงกรณีศึกษาจากต่างประเทศ ซึ่งพบว่ามีมาตรการจูงใจทางด้านภาษี (Tax Incentive) ในการนำเข้ารถยนต์ และอุปกรณ์ต่างๆ รวมถึงการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าพิเศษสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้าที่ไม่มีการคิดค่าความต้องการพลังไฟฟ้า (Demand Charge) เพื่อเป็นการส่งเสริมอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้า
3. เมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2563 กกพ. ได้พิจารณาข้อเสนอแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีฯ เพื่อใช้เป็นอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป โดยมีข้อเสนอ 2 แนวทาง ดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้า เท่ากับอัตราค่าไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) ซึ่งมีอัตราค่าไฟฟ้าในช่วงเวลา Peak เท่ากับ 5.7982 บาทต่อหน่วย และช่วงเวลา Off Peak เท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ กำหนดขนาดกำลังติดตั้งของสถานีอัดประจุไฟฟ้าสูงสุดต้องไม่เกินขนาดหม้อแปลง 250 kVA (2) อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือเท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยมีเงื่อนไขคือ การใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง (Low Priority) เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Grid Capacity) เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ
มติของที่ประชุม
1. รับทราบรายงานการศึกษาความเป็นไปได้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับระบบขนส่งสาธารณะ และการศึกษาอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า
2. เห็นชอบแนวทางการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าแบบคงที่ตลอดทั้งวัน มีค่าเท่ากับอัตราค่าพลังงานไฟฟ้า ช่วงเวลา Off Peak ของผู้ใช้ไฟฟ้าตาม โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าปัจจุบันประเภท 2.2 กิจการขนาดเล็ก อัตราตามช่วงเวลา (Time Of Use (TOU)) หรือเท่ากับ 2.6369 บาทต่อหน่วย (สำหรับแรงดันไฟฟ้าน้อยกว่า 22 kV) โดยอัตราดังกล่าวต้องใช้กับเงื่อนไขการบริหารจัดการแบบ Low Priority หรือการใช้ไฟฟ้าสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้ามีความสำคัญลำดับรอง เมื่อเปรียบเทียบกับการใช้ไฟฟ้าเพื่อวัตถุประสงค์ทั่วไป และสามารถควบคุม ปรับลด หรือตัดการใช้ไฟฟ้าของสถานีอัดประจุไฟฟ้าได้ เมื่อมีข้อจำกัดด้านความจุไฟฟ้าของระบบจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้ารายอื่น และรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เป็นไปตามข้อปฏิบัติทางเทคนิคของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามพื้นที่รับผิดชอบ และใช้เป็นระยะเวลา 2 ปี หรือจนกว่าจะมีประกาศโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ได้กำหนดให้ภาคประชาชนมีส่วนร่วมในการให้ข้อเสนอแนะต่อรัฐอย่างเป็นทางการ ในรูปของคณะที่ปรึกษาหรือคณะกรรมการของภาคประชาสังคม ให้เป็นหนึ่งในประเด็นปฏิรูปที่ 3 ปฏิรูปการสร้างธรรมาภิบาลในทุกภาคส่วน ซึ่งบรรจุอยู่ในแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน โดยให้แต่งตั้งคณะกรรมการของภาคประชาสังคม ภายใต้คำสั่งของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน มีอำนาจหน้าที่ ให้คำปรึกษาและข้อเสนอแนะเชิงนโยบายต่อคณะกรรมการแต่ละชุดของกระทรวงพลังงาน ติดตามการดำเนินงานตามนโยบายและรับทราบปัญหาพร้อมให้ข้อเสนอแนะในการบริหารจัดการและกำกับดูแล เพื่อเสนอมุมมองของผู้มีส่วนได้เสียภาคประชาชนและภาคผู้ประกอบการ โครงสร้างกรรมการประกอบด้วยตัวแทนผู้มีส่วนได้เสีย (Stake Holders) 3 ฝ่าย คือ (1) ผู้ใช้/ผู้บริโภคพลังงาน (2) ตัวแทนองค์กรผู้ผลิต/ผู้จำหน่ายพลังงาน (3) นักวิชาการ/ผู้เชี่ยวชาญ/ผู้ทรงคุณวุฒิ การได้มาของคณะกรรมการให้เป็นไปตามความเหมาะสม โดยแต่งตั้งคณะกรรมการสรรหาเพื่อมาดำเนินการดังกล่าว ซึ่งคณะกรรมการสรรหา ประกอบด้วยกรรมการจากแต่ละภาคส่วน ดังนี้ (1) ผู้ใช้/ผู้บริโภคพลังงานมีสัดส่วน 3 คน (2) ผู้ผลิต/ผู้จำหน่ายพลังงาน มีสัดส่วน 3 คน (3) ภาควิชาการ มีสัดส่วน 3 คน และ (4) กรรมการหรือผู้ที่ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการด้านพลังงานแต่ละชุด มีสัดส่วน 2 คน โดยให้กรรมการสรรหาไปกำหนดวิธีการได้มาขอตัวแทนผู้มีส่วนได้เสีย โดยเปิดโอกาสให้สมัครหรือเสนอชื่อเป็นการทั่วไป
2. เมื่อวันที่ 28 มกราคม 2563 กระทรวงพลังงานได้มีประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การเสนอชื่อบุคคลเพื่อรับการคัดเลือกเป็นกรรมการสรรหากรรมการภาคประชาสังคมของกระทรวงพลังงาน โดยคณะกรรมการสรรหาฯ มีองค์ประกอบ คือ (1) ผู้แทนองค์กรผู้ใช้/ผู้บริโภคพลังงาน จำนวน 3 คน (2) ผู้แทนผู้ผลิต/ผู้จำหน่ายพลังงาน จำนวน 3 คน (3) ภาควิชาการ จำนวน 3 คน (4) ผู้ที่ได้รับมอบหมายจากคณะกรรมการด้านต่างๆ ของกระทรวงพลังงาน จำนวน 2 คน ทั้งนี้ คณะกรรมการด้านพลังงาน หมายถึง กรรมการด้านพลังงานระดับประเทศที่มีการแต่งตั้งขึ้นตามกฎหมาย เช่น คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) คณะกรรมการ ปิโตรเลียม และคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (กทอ.) ซึ่งกรรมการสรรหามีอำนาจหน้าที่กำหนดวิธีการและหลักเกณฑ์การสรรหาคณะกรรมการของภาคประชาสังคม คัดเลือกบุคคลที่สมควรได้รับการเสนอชื่อเป็นกรรมการ ต่อมาสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) เพื่อขอให้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการของคณะกรรมการด้านพลังงานระดับประเทศ พิจารณามอบหมายผู้แทนจากคณะกรรมการแต่ละชุด เพื่อร่วมเป็นกรรมการสรรหาตามประกาศกระทรวงพลังงาน เนื่องจากกรรมการด้านพลังงานระดับประเทศอยู่ในความรับผิดชอบของ สนพ. จำนวน 3 คณะ (กพช. กบง. และ กทอ.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ 1 คณะ (คณะกรรมการปิโตรเลียม) ทั้งนี้ ในส่วนของ สนพ. จึงขอนำเสนอ กบง. พิจารณามอบหมายผู้ที่มีคุณสมบัติตามประกาศกระทรวงพลังงาน เรื่อง การเสนอชื่อบุคคลเพื่อรับการคัดเลือกเป็นกรรมการสรรหากรรมการภาคประชาสังคม ของกระทรวงพลังงาน เข้าร่วมเป็นกรรมการสรรหาฯ จำนวน 1 คน
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นผู้แทนของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อเป็นกรรมการสรรหากรรมการภาคประชาสังคมของกระทรวงพลังงาน
เรื่องที่ 11. แนวทางการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 กันยายน 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ดังนี้ (1) เห็นชอบการขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 2 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร โดยให้เริ่มดำเนินการได้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 เป็นต้นไป (2) เห็นชอบการบังคับใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพื้นฐาน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 โดยให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นทางเลือก ต่อมาเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 1.85 บาทต่อลิตร
2. เมื่อวันที่ 30 กันยายน 2562 คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ได้ออกประกาศปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กพช. มีผลให้ส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 2 บาทต่อลิตร และส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2562 และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้กำหนดแนวทางส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ดังนี้ (1) 1 ตุลาคม 2562 ขอความร่วมผู้มือค้าน้ำมันให้เพิ่มปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี10 ในสถานีบริการ (2) 18 ตุลาคม 2562 ประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพไบโอดีเซลเหลือชนิดเดียว (3) 1 มกราคม 2563 ขอความร่วมมือให้ทุกคลังของผู้ค้าน้ำมันมีการผลิตน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และ (4) 1 มีนาคม 2563 ขอความร่วมมือให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 มีจำหน่ายในสถานีบริการทุกสถานี
3. ปัญหาในการดำเนินงาน ได้แก่ (1) ส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วยังไม่จูงใจให้ผู้บริโภคเปลี่ยนมาใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ส่งผลให้ปริมาณการใช้น้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วและไบโอดีเซล ยังไม่เป็นไปตามแผนที่กำหนด โดย ณ วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2563 มีปริมาณการใช้ ดังนี้ (1) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 อยู่ที่ประมาณ 57 ล้านลิตรต่อวัน สูงกว่าแผนที่กำหนดไว้ที่ 5 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 82 ของการใช้น้ำมันดีเซลทั้งหมด (2) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 การใช้มีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้น แต่ยังต่ำกว่าแผนที่กำหนดไว้มาก โดยปัจจุบันอยู่ที่ 4.7 ล้านลิตรต่อวัน ต่ำกว่าแผนที่กำหนดไว้ที่ 57 ล้านลิตรต่อวัน (3) น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 7.2 ล้านลิตรต่อวัน สูงกว่าแผนที่กำหนดไว้ที่ไม่เกิน 5 ล้านลิตรต่อวัน (4) ไบโอดีเซล (บี 100) อยู่ที่ 5.9 ล้านลิตรต่อวัน กว่าแผนที่กำหนดไว้ที่ 7.1 ล้านลิตรต่อวัน (2) ปัจจุบัน ธพ. ไม่มีหลักเกณฑ์ที่เหมาะสมในการติดตามค่าการตลาดน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วรายผลิตภัณฑ์ เพื่อติดตามราคาขายปลีกให้เหมาะสม และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ปัจจุบันอยู่ในระดับใกล้เคียงกัน ทำให้ผู้ประกอบการไม่มีแรงจูงใจในการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ส่งผลให้ปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ไม่เป็นไปตามแผนที่กำหนด
4. ข้อเสนอฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรส่งเสริมให้มีปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เพิ่มขึ้น โดยปรับส่วนต่างราคาขายปลีก ดังนี้ (1) ขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เพิ่มขึ้นจากปัจจุบันที่ 2 บาทต่อลิตร เป็น 3 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี10 เพิ่มขึ้นจากปัจจุบันที่ 1 บาทต่อลิตร เป็น 0.50 บาทต่อลิตร (2) ปรับปรุงค่าการตลาดที่เหมาะสมของน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วรายผลิตภัณฑ์ โดยกำหนดให้ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 สูงกว่าค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และ บี20 เพื่อสร้างแรงจูงใจให้ผู้ประกอบการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 โดยยังคงค่าการตลาดเฉลี่ยของทุกผลิตภัณฑ์อยู่ที่ระดับ 1.85 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. วันที่ 20 เมษายน 2561 ดังนี้ ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 1.50 บาทต่อลิตร ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 1.85 บาทต่อลิตร และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 1.55 บาทต่อลิตร
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบขยายส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 3 บาทต่อลิตร และลดส่วนต่างราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ที่ 0.50 บาทต่อลิตร
2. เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม ดังนี้
3. เห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้อ 1 และ 2 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2563