คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2532)
Children categories
กบง.ครั้งที่ 9/2565 (ครั้งที่ 47) วันพุธที่ 25 พฤษภาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 9/2565 (ครั้งที่ 47)
วันพุธที่ 25 พฤษภาคม พ.ศ. 2565
1. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงวิกฤติพลังงาน
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงวิกฤติพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องตั้งแต่ช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2565 จากสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน โดยปัจจุบันยังไม่มีข้อยุติ ส่งผลให้ ผู้ซื้อน้ำมันในหลายประเทศยังคงหลีกเลี่ยงการซื้อน้ำมันจากสหพันธรัฐรัสเซียซึ่งทำให้อุปทานในตลาดโลกปรับตัวลดลง ขณะที่อุปสงค์ในตลาดมีแนวโน้มปรับตัวดีขึ้นจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 ในทวีปเอเชียมีแนวโน้มคลี่คลายในทิศทางที่ดีขึ้น ประกอบกับการกลับมาเปิดเมืองของหลายประเทศ ส่งผลให้ ณ วันที่ 20 พฤษภาคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 108.04 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซินตลาดสิงคโปร์อยู่ที่ระดับ 157.05 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซล (500 PPM) อยู่ที่ระดับ 138.48 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ทั้งนี้ ส่วนต่างราคาน้ำมันสำเร็จรูปกับราคาน้ำมันดิบ (Crack Spread) เริ่มปรับตัวสูงขึ้นตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2565 เนื่องจากหลายประเทศออกมาตรการคว่ำบาตรทางเศรษฐกิจ ต่อสหพันธรัฐรัสเซียซึ่งเป็นผู้ส่งออกน้ำมันสำเร็จรูปและน้ำมันดิบรายใหญ่ของโลก ทำให้อุปทานในตลาดตึงตัว ประกอบกับประเทศจีนลดการส่งออกน้ำมันเพื่อสำรองไว้ใช้ในประเทศ รวมถึงอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้นจากการ เปิดประเทศในทวีปเอเชีย ส่งผลให้ส่วนต่างราคาปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2565 ถึงวันที่ 20 พฤษภาคม 2565 ส่วนต่างราคาน้ำมันดีเซล (500 PPM) กับราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ยอยู่ที่ 38.30 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และส่วนต่างราคาน้ำมันเบนซินกับราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ยอยู่ที่ 37.69 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ทั้งนี้ ส่วนต่างราคาน้ำมันสำเร็จรูปกับราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวสูงขึ้นจากภาวะวิกฤติพลังงาน ดังกล่าว โดยเฉพาะส่วนต่างราคาน้ำมันดีเซลกับราคาน้ำมันดิบดูไบ ส่งผลให้กลุ่มโรงกลั่นน้ำมันมีกำไรขั้นต้น จากการกลั่นไม่รวมผลกระทบจากสต๊อกน้ำมัน ในไตรมาส 1 ของปี 2565 อยู่ในระดับสูง โดยคาดว่าสถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก และส่วนต่างราคาของน้ำมันสำเร็จรูปกับราคาน้ำมันดิบในครึ่งปีหลังของปี 2565 จะยังอยู่ในระดับสูงต่อเนื่องจากอุปสงค์ที่มีแนวโน้มฟื้นตัวจากการผ่อนคลายมาตรการล็อคดาวน์และการเปิดประเทศ รวมถึงอุปทานตึงตัวจากโควตาการส่งออกที่ลดลงของประเทศจีน ซึ่งจะส่งผลต่อระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศที่อยู่ในระดับสูง
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้พิจารณาแต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงวิกฤติพลังงาน ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยอาศัยอำนาจตามความในข้อ 2.7 ของคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ 3/2563 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ลงวันที่ 31 มกราคม 2563 โดยมีองค์ประกอบ 7 คน ประกอบด้วย ปลัดกระทรวงพาณิชย์หรือผู้แทน เป็นประธานอนุกรรมการ ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ ผู้แทนกรมการค้าภายใน เป็นอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ มีอนุกรรมการ ประกอบด้วย ผู้แทนกรมธุรกิจพลังงาน ผู้แทนสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ ผู้แทนสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และผู้แทนสำนักงานเศรษฐกิจการคลัง มีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) ติดตามสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และส่วนต่างของราคาน้ำมันดิบกับน้ำมันสำเร็จรูป เพื่อพิจารณาต้นทุน กำไร จากการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศและการนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงจากต่างประเทศในช่วงวิกฤติราคาพลังงาน (2) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ มาตรการ และเงื่อนไขในการประมาณการต้นทุน กำไร จากการผลิตน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ และการนำเข้าน้ำมันเชื้อเพลิงจากต่างประเทศในช่วงวิกฤติราคาพลังงานให้มีความเหมาะสม (3) เสนอแนะแนวทาง มาตรการ และการดำเนินการที่เกี่ยวข้องกับการบริหารจัดการราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงวิกฤติพลังงานให้มีความเหมาะสม (4) รายงานผลการดำเนินงานต่อ กบง. (5) ประสานงานและเชิญผู้แทนส่วนราชการ หน่วยงานของรัฐ หน่วยงานเอกชน หรือบุคคลใดๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อชี้แจงข้อมูล ให้คำอธิบาย คำแนะนำ และจัดส่งเอกสารตามที่เห็นควร และ (6) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่ได้รับมอบหมาย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ .. /2565 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในช่วงวิกฤติพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป
กบง.ครั้งที่ 8/2565 (ครั้งที่ 46) วันศุกร์ที่ 29 เมษายน พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2565 (ครั้งที่ 46)
วันศุกร์ที่ 29 เมษายน พ.ศ. 2565
1. ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
2. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1
3. อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 - 2573
4. ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการปากแบง
5. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการเซกอง 4A และ 4B
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 โดยในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 10 มกราคม 2565 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ที่แต่งตั้งภายใต้ กบง. ติดตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2565 ตามมติ กพช. ซึ่งเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 และวันที่ 9 มีนาคม 2565 กบง. และ กพช. ได้รับทราบความก้าวหน้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 แล้ว ตามลำดับ ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มีการประชุมไปแล้ว 9 ครั้ง และรายงานผลดำเนินการในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงานอย่างต่อเนื่อง โดยในการประชุมคณะอนุกรรมการฯ เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2565 ได้เห็นชอบให้นำผลการดำเนินการของคณะอนุกรรมการฯ เสนอต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป
2. การดำเนินการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 มีรายละเอียด ดังนี้
2.1. หลักการทำงานและแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติปี 2565 มีดังนี้ (1) กำหนดบทบาทการดำเนินการแต่ละหน่วยงานตามอำนาจหน้าที่ โดยกระทรวงพลังงาน (พน.) จะเป็นหน่วยหลักในการติดตามการบริหารจัดการให้มีก๊าซธรรมชาติเพียงพอจากสถานการณ์ฉุกเฉิน เนื่องจากแหล่งเอราวัณไม่สามารถผลิตก๊าซได้ตามเป้าหมายที่กำหนดภายในปี 2565 ในขณะที่การดำเนินการจัดหา/จัดสรรปริมาณนำเข้า LNG ในภาพรวมจะดำเนินการโดยสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 ซึ่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้จัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแล และ (2) กำกับการดำเนินการโดยคำนึงถึงผลกระทบค่าไฟฟ้าที่จะมีต่อประชาชนน้อยที่สุด โดยพิจารณาลำดับการเลือกใช้ชนิดเชื้อเพลิงมาบริหารจัดการก่อนและหลังตามลำดับสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุด (Merit Order) ตามที่ กกพ. ให้ความเห็นชอบ
2.2. คณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมหารือ โดยมีผลการประชุมที่สำคัญ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 12 เมษายน 2565 ที่ประชุมได้รับทราบรายงานการนำเข้า LNG Spot โดยสำนักงาน กกพ. รายงานว่า กกพ. ได้อนุมัติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำเข้า LNG Spot จำนวน 2 ลำเรือ ในวันที่ 29 เมษายน 2565 และวันที่ 28 พฤษภาคม 2565 โดย LNG ที่จัดหาได้มีราคาต่ำกว่าราคาน้ำมันดีเซล ส่งผลให้มีความต้องการใช้น้ำมันทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าลดลงค่อนข้างมาก จากความต้องการใช้น้ำมันดีเซลสูงสุดเดิมในเดือนพฤษภาคม 2565 ที่ 19 ล้านลิตรต่อวัน และเดือนมิถุนายน 2565 ที่ 10.3 ล้านลิตรต่อวัน หลังอนุมัติการนำเข้า LNG ดังกล่าวทำให้ความต้องการใช้น้ำมันดีเซลเดือนพฤษภาคม 2565 ลดลงเหลือ 13.5 ล้านลิตรต่อวัน และเดือนมิถุนายน 2565 เหลือ 6.3 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่งเป็นความสามารถที่ กฟผ. สามารถดำเนินการได้ในปัจจุบัน รวมทั้งอาจมีการนำเข้า LNG เพิ่มเติมได้ในอนาคต โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มอบหมายให้สำนักงาน กกพ. จัดทำแผนการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการผลิตไฟฟ้าที่ชัดเจน โดยเฉพาะประเด็นที่ผู้ค้าน้ำมันต้องเตรียมการเพื่อจัดหาน้ำมัน เพื่อให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสามารถร่วมกันดำเนินการให้เป็นไป ตามแผน นอกจากนี้ คณะอนุกรรมการฯ ยังได้มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการฯ นำประเด็นที่กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้หารือกับผู้ค้าน้ำมันและเห็นว่าควรพิจารณายกเว้นสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้าเป็นการชั่วคราว นำเสนอต่อ กบง. และ (2) เมื่อวันที่ 22 เมษายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบแผนการจัดหาเชื้อเพลิงในสภาวะวิกฤติราคาพลังงาน ตามที่ กกพ. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 เมษายน 2565 ซึ่งมีการกำหนดการนำเข้า LNG Spot ต้นทุนต่ำให้มากขึ้น โดยในเดือนพฤษภาคม 2565 จะพิจารณานำเข้า LNG Spot จำนวน 4 ลำ และมีการใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพื่อเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า 8.1 ล้านลิตรต่อวัน ซึ่ง กกพ. จะทบทวนแผนเป็นรายเดือนโดยพิจารณาจากต้นทุนต่ำสุด ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้ขอให้สำนักงาน กกพ. จัดทำแผนการจัดหาเชื้อเพลิงในสภาวะวิกฤติราคาพลังงานอย่างชัดเจน เพื่อให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องสามารถดำเนินการร่วมกันให้เป็นไปตามแผนและลดผลกระทบที่จะเป็นภาระต่อประชาชน
3. ผลการทบทวนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ โดยมีการปรับปรุงแนวทางบริหารจัดการตาม Merit order แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่ม 1 ต้นทุนต่ำ ได้แก่ (1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถ โดยเร่งการผลิตก๊าซจากแหล่งอาทิตย์ การทำ CO2 Relaxation และเร่งการขุดเจาะหลุม Infill เป็นต้น (2) เลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 และ (3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิมชีวมวล ซึ่งอยู่ระหว่างกระบวนการเปิดรับซื้อไฟฟ้า คาดว่าจะแล้วเสร็จภายในเดือนเมษายน 2565 โดยพบว่า การปรับปรุงแนวทางตาม (1) (2) และ (3) สามารถทดแทนการนำเข้า LNG Spot ได้ 0.33 ล้านตัน 0.28 ล้านตัน และ 0.17 ล้านตัน ตามลำดับ กลุ่ม 2 พิจารณาตามต้นทุน ได้แก่ (4) จัดหา LNG และ (5) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า โดยสำนักงาน กกพ. จะมีการทบทวนแผน เป็นรายเดือน ซึ่งการปรับปรุงแนวทางตาม (4) และ (5) สามารถทดแทนการนำเข้า LNG Spot ได้ 2.162 ล้านตัน และ 1.64 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ เมื่อพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ฉบับปรับปรุง ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้ติดตามและให้ข้อเสนอแนะการบริหารจัดการเชื้อเพลิงทดแทนการนำเข้า LNG Spot โดยกระทรวงพลังงานสามารถจัดหาเชื้อเพลิงต้นทุนต่ำทดแทนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อชดเชยก๊าซที่จะหายไปในช่วงเปลี่ยนผ่านของแหล่งเอราวัณ 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG เพื่อการแข่งขัน 2.7 ล้านตัน รวม 4.5 ล้านตัน ซึ่งสูงกว่าเป้าหมายที่กำหนด โดย ณ วันที่ 20 เมษายน 2565 สามารถจัดหาเชื้อเพลิงทดแทนสะสมได้ 2.07 ล้านตัน เทียบเท่า LNG Spot สูงกว่าแผนที่กำหนด ณ สิ้นเดือนเมษายน 2565 ที่ 1.32 ล้านตัน เทียบเท่า LNG Spot ส่งผลให้ลดการจัดหา LNG ลงและเกิดความมั่นคงทางพลังงาน อย่างไรก็ตาม จากสถานการณ์ราคา LNG Spot ที่มีแนวโน้มลดลงเมื่อเทียบกับการใช้น้ำมันดีเซลหรือน้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า กกพ. จะมีการทบทวนแผนรายเดือนเป็นระยะ ซึ่งจะมีผลต่อการกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ที่เหมาะสมสำหรับเดือนมิถุนายน – ธันวาคม 2565 โดยหากได้ข้อสรุปสำนักงาน กกพ. จะแจ้งต่อกระทรวงพลังงานเพื่อปรับแผนต่อไป
4. การดำเนินการระยะต่อไป ประกอบด้วย (1) การติดตามการปรับปรุงแผนปฏิบัติการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ของเดือนมิถุนายน - ธันวาคม 2565 โดยสำนักงาน กกพ. จะพิจารณาสรุปผล การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP และแจ้งต่อกระทรวงพลังงานทราบเพื่อให้การกำกับดูแลและบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างต่อเนื่องและมีประสิทธิภาพ และ (2) การยกเว้นสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้าเป็นการชั่วคราว โดยเมื่อวันที่ 12 เมษายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบการขอยกเว้นสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงตามกฎหมายสำหรับการผลิตไฟฟ้าตามแผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 โดยมอบหมายให้ ธพ. ดำเนินการออกประกาศ ธพ. ว่าด้วยกำหนดชนิดและอัตรา หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง และแจ้งมติดังกล่าวต่อผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ให้ยื่นขอความเห็นชอบเปลี่ยนแปลงปริมาณการค้าตามขั้นตอนต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) กำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานงานหมุนเวียนจากโรงไฟฟ้าขยะปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ในปี 2565 โดยเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 โดยกำหนดให้รับซื้อไฟฟ้า จากขยะชุมชนปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ปี 2567 – 2568 ต่อมาเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 และได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอหลักการและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดแล้วแต่กรณี เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้า แล้วรายงานให้ กบง. ทราบและออกระเบียบ การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้า จากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบ โดยมติดังกล่าวกำหนดสำหรับโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าจำนวน 23 โครงการ ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย (รมว.มท.) ได้เสนอในที่ประชุม กพช. ขอให้พิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น (อปท.) เพิ่มเติมจากที่ กพช. ให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 อีก 11 โครงการ รวมทั้งสิ้น 34 โครงการ ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิม ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 โดย กพช. ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. พิจารณาข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนเพิ่มเติมของ มท. และนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ ซึ่งเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ปี 2565 เพิ่มเติม โดยมีมติเห็นชอบเพิ่มเติมโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. มท. 11 โครงการ โดยใช้แนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564
2. กกพ. ได้วิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนเสนอต่อกระทรวงพลังงาน (พน.) พิจารณาเพื่อออกระเบียบและประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าตามนโยบาย โดยการวิเคราะห์ของ กกพ. กรณีอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 เปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง (Wholesale) รวมค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าอัตโนมัติ (Ft) ขายส่ง พบว่า (1) กรณีให้การรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงขยะชุมชนไม่เกิดผลกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าของประชาชนตามหลักการที่ กพช. กำหนด รัฐควรรับซื้อไฟฟ้าด้วยอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งรวมค่า Ft ขายส่ง (2) กรณีรัฐมีนโยบายสนับสนุนโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนให้ได้รับผลตอบแทนการลงทุนและกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ตามกรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดที่ กพช. กำหนด จะมีต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นตามนโยบายของรัฐ (Policy Expense)ทั้งนี้ จากข้อมูลที่ มท. แจ้งความคืบหน้าโครงการที่ได้รับความเห็นชอบจาก รมว.มท. จำนวน 32 โครงการในขณะนั้นมายังสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พบว่า โครงการที่ได้รับความเห็นชอบ 23 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้า 212.07 เมกะวัตต์ จะมีผลกระทบค่าไฟฟ้า 1.127 สตางค์ต่อหน่วยต่อปี มีต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจาก Policy Expense ที่อายุโครงการ 20 ปี ประมาณ 50,000 ล้านบาท และโครงการที่ได้รับความเห็นชอบ 32 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้า 272.98 เมกะวัตต์ จะมีผลกระทบค่าไฟฟ้า 1.586 สตางค์ต่อหน่วยต่อปี และมีต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจาก Policy Expense ประมาณ 70,000 ล้านบาท
3. กรมส่งเสริมการปกครองท้องถิ่น (สถ.) มท. ได้มีข้อเสนอให้พิจารณายกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 โดยให้โครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. จำนวน 34 โครงการ ดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 และหากจะมีการกำหนดหลักเกณฑ์ใหม่ขอให้แจ้ง สถ. เพื่อแจ้งจังหวัดรับทราบและใช้ประกอบการศึกษาโครงการที่จะเสนอในอนาคต โดยมีความเห็นดังนี้ (1) โครงการดังกล่าวเป็นการดำเนินการตามนโยบายรัฐที่กำหนดให้การแก้ไขปัญหาขยะ มูลฝอยของประเทศเป็นวาระแห่งชาติ ซึ่งประเทศไทยมีขยะตกค้าง 5.3 ล้านตันต่อปี โดยการกำจัดขยะส่วนใหญ่ใช้วิธีฝังกลบโดยไม่มีการคัดแยกทำให้มีปัญหาในการจัดหาพื้นที่กำจัดขยะและการต่อต้านจากประชาชน ดังนั้น การจัดการโดยการเผาเพื่อผลิตพลังงานไฟฟ้าจะเป็นวิธีที่มีประสิทธิภาพและลดปริมาณขยะได้อย่างรวดเร็ว โดยหากเป็นการเผาที่ไม่ได้ผลิตพลังงานไฟฟ้าจะทำให้ อปท. มีค่ากำจัดขยะเกินกว่างบประมาณในการจัดการ และ (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP 2018) สนับสนุน การแปลงขยะเป็นพลังงานไฟฟ้าเพื่อแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม โดย กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 และวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้มีมติกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนสำหรับ VSPP และ SPP ตามลำดับ โดย มท. ได้กำหนดแนวทางการรวมกลุ่มพื้นที่ในการจัดการมูลฝอยของ อปท. ในการศึกษาและจัดทำโครงการเสนอต่อคณะกรรมการจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอยของกระทรวงพิจารณา ทั้งนี้ อปท. ได้คัดเลือกเอกชนผู้ดำเนินการโดยใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT ตามมติ กพช. ดังกล่าวเป็นฐานการคำนวณต้นทุนโครงการ ดังนั้น หากอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 อปท. จะต้องทบทวนโครงการใหม่ โดยใช้เวลาดำเนินการไม่น้อยกว่า 3 - 5 ปี ซึ่งมีผลกระทบต่อการจัดการขยะที่อาจทำให้มีขยะตกค้างสะสมมากกว่า 30,658,175 ตัน
4. กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (ทส.) ได้มีความเห็นเกี่ยวกับผลประโยชน์ จากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตไฟฟ้าของ อปท. ดังนี้ (1) โครงการดังกล่าวสนับสนุนการบรรลุเป้าหมาย ของแผนแม่บทการบริหารจัดการขยะมูลฝอยของประเทศ พ.ศ. 2559 - 2564 และร่างแผนปฏิบัติการ ด้านการจัดการขยะของประเทศ พ.ศ. 2565 - 2570 ที่ต้องการให้ขยะมูลฝอยชุมชนได้รับการจัดการอย่างถูกต้องตามหลักวิชาการไม่น้อยกว่าร้อยละ 75 ของปริมาณที่เกิดขึ้น และขยะมูลฝอยตกค้างได้รับการกำจัดอย่างถูกต้องตามหลักวิชาการร้อยละ 100 ภายในสิ้นสุดแผน โดยจะเป็นประโยชน์ต่อการแก้ไขปัญหาขยะ มูลฝอยชุมชนควบคู่กับการผลิตพลังงานไฟฟ้า โดยเฉพาะในพื้นที่ที่มีขยะมูลฝอยสะสมจำนวนมากหรือมีข้อจำกัด ในการหาพื้นที่ฝังกลบขยะ รวมทั้งสอดคล้องกับแผนปฏิบัติการการลดก๊าซเรือนกระจกของประเทศไทย พ.ศ. 2564 - 2573 สาขาพลังงาน ในส่วนของแผนงานการพัฒนาพลังงานจากขยะ ซึ่งคาดว่าจะมีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 450 เมกะวัตต์ และศักยภาพการลดก๊าซเรือนกระจก 1.63 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (MtCO2eq) รวมถึงสาขาการจัดการของเสียชุมชน ในส่วนกิจกรรมการเผาขยะมูลฝอยในเตาเผา เพื่อผลิตพลังงาน มีศักยภาพลดก๊าซเรือนกระจก 0.46 MtCO2eq โดยสามารถเทียบเท่าการดูดกลับก๊าซ เรือนกระจกของพื้นที่ป่าที่มีอายุการเจริญเติบโตตั้งแต่ 5 - 20 ปี ซึ่งกรณีไม้โตช้าจะใช้พื้นที่ปลูกประมาณ 3,160,625 ไร่ และกรณีไม้โตเร็วจะใช้พื้นที่ปลูกประมาณ 488,688 ไร่ จึงต้องเร่งผลักดันการดำเนินงานและเพิ่มสัดส่วนของการพัฒนาพลังงานขยะให้สอดรับกับการยกระดับการบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2050 และมุ่งสู่การปล่อยก๊าซเรือนกระจกเป็นศูนย์ (Net Zero Greenhouse Gas Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 รวมถึงการบรรลุเป้าหมายการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally Determined Contribution: NDC) ที่จะถูกยกระดับเป็นร้อยละ 40 ภายในปี ค.ศ. 2030 หากได้รับการสนับสนุนด้านการเงินและเทคโนโลยีที่เหมาะสมและเพียงพอ และ (2) การพิจารณาดำเนินโครงการของ อปท. ต้องให้ความสำคัญกับสถานที่ตั้ง ความเหมาะสมของเทคโนโลยีที่ใช้กับปริมาณขยะมูลฝอยในพื้นที่ ผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม มาตรการป้องกันและลดผลกระทบสิ่งแวดล้อม การยอมรับของประชาชน และผลประโยชน์ที่ อปท. จะได้รับ เพื่อให้โครงการสามารถดำเนินการได้อย่างต่อเนื่องและยั่งยืน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ตามที่ กบง. เห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่ม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 โดยกำหนดให้มีโรงไฟฟ้าขยะชุมชนปริมาณ 400 เมกะวัตต์ กำหนดวัน SCOD ในปี 2567 – 2568 ดังนั้นเพื่อให้เกิดความยืดหยุ่นในการกำกับติดตามการดำเนินโครงการ จึงเห็นควรกำหนดวัน SCOD สำหรับโครงการกำจัดขยะ เพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. เป็นภายในปี 2568 - 2569 โดยให้ กกพ. กำกับติดตามการดำเนินโครงการ ให้เป็นไปตามแผนงานและสอดคล้องกับแผน PDP และแผน AEDP
6. สำนักงานโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้หารือร่วมกันและเห็นควรกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ตามกรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 เพื่อใช้สำหรับการออกระเบียบและประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้า ปริมาณรับซื้อรวมไม่เกิน 400 เมกะวัตต์ โดยปัจจุบันโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของ อปท. ที่ได้รับความเห็นชอบจาก รมว.มท. แล้ว มีจำนวน 34 โครงการ ปริมาณเสนอขาย 282.98 เมกะวัตต์ ส่วนที่เหลืออยู่ระหว่างการดำเนินการของ มท. เพื่อให้ได้ปริมาณเสนอขายครบ 400 เมกะวัตต์ โดยมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP ปี 2565 ที่กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2568 และ FiT อยู่ที่ 2.39 2.69 และ 5.08 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี มี FiT Premium 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วย และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ปี 2565 ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2568 และ FiT อยู่ที่ 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี โดยอัตรา FiTv จะปรับเปลี่ยน ตามประกาศของ กกพ.
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยอัตราดังกล่าวใช้สำหรับ จำนวน 34 โครงการ ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 282.98 เมกะวัตต์ และกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (SCOD) ในปี 2568 – 2569
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ตามข้อ 1
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 3 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับปี 2565 - 2573
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ประกอบด้วยโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบติดตั้งบนหลังคาบ้าน และแบบติดตั้ง บนพื้นดินสำหรับหน่วยงานราชการและสหกรณ์การเกษตร ต่อมาเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 กพช. ได้เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับการประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ปี 2558 เพื่อใช้เป็นอัตราเริ่มต้นในการแข่งขันด้านราคา จากนั้นเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ โดยมีเป้าหมายสนับสนุนให้ประเทศไทยลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิ เป็นศูนย์ (Net-Zero Carbon Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 – 2070 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมาย ที่กำหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ โดยเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 กบง. ได้เห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ซึ่งมีแผนการดำเนินงานในระยะเร่งด่วน ได้แก่ การพิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และปรับลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (ปี 2564 - 2573)
2. กระทรวงพลังงาน (พน.) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ศึกษาการทบทวนต้นทุนในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและแนวทางการบริหารจัดการสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ พน. ได้จัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้าในรูปแบบ FiT สำหรับพลังงานหมุนเวียนที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบติดตั้งบนพื้นดินร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน (Solar+BESS) ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และพลังงานลม สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนปี 2565 – 2573 ให้สอดคล้องกับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 และสามารถบรรลุเป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ได้ตามที่กำหนด โดยจะช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายภาคพลังงานของประเทศ ในช่วงที่ทั่วโลกมีสถานการณ์วิกฤตพลังงานที่ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติ และน้ำมันเชื้อเพลิงมีความผันผวนสูงและส่งผลกระทบต่อภาคเศรษฐกิจต่างๆ ให้น้อยลง นอกจากนี้ แนวทางดังกล่าวสอดคล้องกับแนวปฏิบัติของหลายประเทศ โดยเฉพาะยุโรปที่ได้ออกนโยบายเร่งด่วนให้เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนซึ่งเป็นการพึ่งพาตัวเองและลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ เพื่อให้สามารถบริหารจัดการราคาค่าไฟฟ้าในอนาคตให้มีเสถียรภาพมากขึ้นได้
3. พน. ได้ทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (แผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม)) เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ด้านพลังงานในปัจจุบัน ศักยภาพของประเทศ ความเหมาะสมกับต้นทุนและแนวโน้มเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ให้สามารถบรรลุเป้าหมายการลด การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ และสอดคล้องกับหลักการจัดทำอัตรารับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 โดยมีหลักการสำคัญในการปรับปรุงแผน ดังนี้ (1) กำหนดลำดับประเภทพลังงานหมุนเวียนที่จะส่งเสริม (Priority) โดยมีหลักเกณฑ์การพิจารณาลำดับประเภทพลังงานหมุนเวียนที่จะส่งเสริม ดังนี้ ด้านพื้นที่ตั้งโครงการ ส่งเสริมพลังน้ำขนาดเล็ก ก๊าซชีวภาพ ขยะชุมชน และพลังงานลม ตามลำดับ ด้านความต้องการของระบบไฟฟ้า ส่งเสริม Solar+BESS และด้านราคาต้นทุน ส่งเสริมพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ชีวมวล และขยะอุตสาหกรรม ตามลำดับ (2) พิจารณาศักยภาพการพัฒนาโครงการของแต่ละประเภทเชื้อเพลิง โดยพิจารณาเชื้อเพลิงที่มีศักยภาพในการจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ได้เร็ว และมีอุปสรรคในการพัฒนาโครงการต่ำ และ (3) ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก Solar+BESS เพื่อเป็นแนวทางส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนประเภทที่มีความไม่แน่นอนสูงให้สามารถบริหารจัดการอย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น ทั้งนี้ แผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) มีสาระสำคัญของการปรับปรุงแผน คือ การปรับกำหนดวัน SCOD ให้สอดคล้องกับสถานการณ์
4. หลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 มีดังนี้ (1) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ขนาดกำลังผลิตตามสัญญาไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ กลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง ในรูปแบบสัญญา Non-Firm สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน พลังงานลม และก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) และในรูปแบบสัญญา Partial-Firm สำหรับ Solar+BESS โดยกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า ในรูปแบบ FiT (2) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้ามีเป้าหมายและกำหนดวัน SCOD ตามแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) (3) เปิดรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยมีอายุสัญญาการรับซื้อไฟฟ้า 20 – 25 ปี เพื่อกระตุ้นให้เกิดการหมุนเวียนในระบบเศรษฐกิจ เกิดการลงทุนใหม่ รองรับความทันสมัยของการพัฒนาด้านเทคโนโลยี ซึ่งเป็นการคิดระยะเวลาที่ภาครัฐให้การสนับสนุนครอบคลุม Loan Repayment แล้ว (4) พน. สนพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้หารือร่วมกันโดยมีข้อสรุปว่า การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 จะใช้หลักเกณฑ์การคัดเลือกที่พิจารณาถึงความพร้อมทั้งด้านราคา คุณสมบัติ และเทคนิคร่วมกัน เพื่อเพิ่มความเชื่อมั่นว่าโครงการที่ได้รับคัดเลือกจะมีความเป็นไปได้สูงในการพัฒนาโครงการให้สำเร็จและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผนที่กำหนด ด้วยราคาที่ไม่สร้างภาระต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวให้ประเทศ โดยไม่ใช้วิธีการแข่งขันทางด้านราคา (Competitive Bidding) ซึ่งอาจมีปัญหากรณีที่ผู้พัฒนาโครงการไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ทันกำหนดวัน SCOD หรือมีปัญหาไม่ได้รับการยอมรับจากชุมชน ทำให้การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนไม่เป็นไปตามแผน โดยมีกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกโครงการ ดังนี้ 1) การพิจารณาด้านราคา โดย พน. จะเป็นผู้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมกับเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าในอนาคตของเชื้อเพลิงแต่ละประเภท และเป็นราคาที่จะไม่สร้างภาระต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวให้แก่ประเทศ โดยผู้ยื่นข้อเสนอทุกรายต้องรับและปฏิบัติตามอัตรา ค่าไฟฟ้าที่กำหนด 2) ด้านคุณสมบัติ จะตรวจสอบคุณสมบัติตามเงื่อนไข อาทิ ผู้ยื่นข้อเสนอต้องเป็นนิติบุคคล ที่จดทะเบียนในประเทศไทย ไม่เป็นหน่วยงานรัฐหรือรัฐวิสาหกิจ มีทุนจดทะเบียนขั้นต่ำและวางหลักค้ำประกันการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้ามูลค่าตามที่กำหนดโครงการที่ยื่นข้อเสนอต้องเป็นโครงการใหม่และไม่มีลักษณะต้องห้าม เป็นต้น โดยผู้ที่ผ่านเกณฑ์คุณสมบัติเท่านั้นที่จะได้รับการพิจารณาด้านเทคนิคต่อไป 3) ด้านเทคนิค มีการตรวจสอบและให้คะแนนความพร้อมด้านต่างๆ อาทิ พื้นที่ เทคโนโลยี เชื้อเพลิง การเงิน ความเหมาะสมของแผนการดำเนินงาน เป็นต้น โดยต้องมีคะแนนในแต่ละด้านและคะแนนรวมไม่น้อยกว่าเกณฑ์ขั้นต่ำที่กำหนดจึงจะได้รับการพิจารณาจัดเรียงคะแนนด้านเทคนิคเพื่อคัดเลือกต่อไป โดยผู้ที่มีคะแนนสูงสุดคือมีความพร้อมมากที่สุด จะได้รับการพิจารณาเป็นลำดับต้น จนกว่าจะครบเป้าหมายการรับซื้อ และ 4) กรณีมีผู้ยื่นข้อเสนอหลายราย ณ จุดเชื่อมโยงเดียวกัน แต่บริเวณดังกล่าวยังไม่สามารถปรับปรุงระบบส่งและจำหน่ายไฟฟ้า ให้สอดคล้องกับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ได้นั้น จะรับซื้อไฟฟ้าเรียงตามลำดับเชื้อเพลิง ดังนี้ ก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์แบบ Solar+BESS และแบบติดตั้งบนพื้นดิน ทั้งนี้ กกพ. จะกำหนดรายละเอียดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าตามความเหมาะสม เพื่อให้เป็นไปตามกรอบหลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกและมีผลสัมฤทธิ์ใกล้เคียงกับเป้าหมายตามแผนการ รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดฯ (ปรับปรุงเพิ่มเติม) และ (5) เงื่อนไขการเข้าร่วมโครงการ มีดังนี้ 1) กำหนดให้กรรมสิทธิ์ในหน่วย Renewable Energy Certificate (REC) ที่เกิดขึ้นจากการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ โดยให้ระบุการครอบครองกรรมสิทธิ์ของภาครัฐไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2) กรณีที่ ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามกำหนด ให้สามารถกำหนดเงื่อนไขหักหลักประกันตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้ และ 3) สำหรับเชื้อเพลิงประเภทก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) ห้ามใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลช่วยในการผลิตไฟฟ้า ยกเว้นช่วงการเริ่มต้นเดินเครื่องโครงไฟฟ้าเท่านั้น
5. จากการพิจารณาต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่แท้จริง ผลตอบแทนการลงทุน ที่เหมาะสมจากการศึกษาสมมติฐานทางการเงินและด้านเทคนิค รวมทั้งการพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบ Solar+BESS ซึ่งมีรูปแบบการจ่ายไฟฟ้าที่ช่วยรองรับความผันผวนของระบบ ความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด (Peak Load) ของประเทศ และสามารถสั่งจ่ายไฟฟ้าในเวลาที่ต้องการได้ จึงสามารถดำเนินการในรูปแบบสัญญา Partial Firm โดยกำหนดให้ระบบกักเก็บพลังงานมีความพร้อมส่งจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปริมาณพลังงานเท่ากับร้อยละ 60 ของปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เป็นเวลา 2 ชั่วโมง (60% Contracted Capacity * 2 hrs.) โดยที่การไฟฟ้ารับซื้อทั้งหมดและสามารถสั่งจ่ายกำลังไฟฟ้าสูงสุดได้ไม่เกินร้อยละ 60 ของปริมาณไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญา และรับซื้อในอัตราที่สามารถแข่งขันกับอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ย (Grid Parity) ได้ ในส่วนของการพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานลม อาจมีอัตรารับซื้อที่สูงกว่า Grid Parity แต่ต้องไม่สูงกว่าอัตราในช่วง Peak ตามอัตราตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use Tariff: TOU) เพื่อให้สอดคล้องกับลักษณะการใช้พลังงานไฟฟ้าที่มี Peak เกิดขึ้นในช่วงเย็นระหว่างเวลา 19.00 น. – 22.00 น. ทั้งนี้ พน. ได้นำแนวทางดังกล่าวมาจัดทำข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 แยกตามประเภทเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้ อัตรา FiT กำลังผลิตตามสัญญาทุกขนาดของก๊าซชีวภาพ (น้ำเสีย/ของเสีย) เท่ากับ 2.0724 บาท ต่อหน่วย พลังงานลม เท่ากับ 3.1014 บาทต่อหน่วย พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เท่ากับ 2.1679 บาทต่อหน่วย และอัตรา FiT พลังงานแสงอาทิตย์แบบ Solar+BESS กำลังผลิตตามสัญญามากกว่า 10 - 90 เมกะวัตต์ เท่ากับ 2.8331 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อไฟฟ้า 25 ปี โดยฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ปัจจุบันต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนลดลงอย่างต่อเนื่อง ทำให้สามารถแข่งขันกับเชื้อเพลิงประเภทฟอสซิลได้ ประกอบกับมีผู้สนใจที่จะเข้าร่วมการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น ดังนั้น เพื่อไม่ให้เป็นภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้ามากเกินควร อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับปี 2565 – 2573 จึงไม่ควรกำหนด FiT Premium เช่นในอดีต ที่ภาครัฐต้องการสร้างแรงจูงใจให้เกิดการลงทุน
6. ประโยชน์ที่ประเทศจะได้รับจากการดำเนินการ ได้แก่ (1) ส่งเสริมให้มีสัดส่วนการใช้พลังงานสะอาดในการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น สอดคล้องกับนโยบายการมุ่งสู่เศรษฐกิจคาร์บอนต่ำ (Low Carbon Economy) (2) สร้างเสถียรภาพด้านราคาค่าไฟฟ้าจากการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนในระยะยาวด้วยการกำหนดราคารับซื้อในระดับที่แข่งขันได้กับ Grid Parity (3) ส่งเสริมให้เกิดการสร้างงาน สร้างรายได้ เกิดการขับเคลื่อนเศรษฐกิจของประเทศจากการส่งเสริมการดำเนินธุรกิจพลังงานหมุนเวียน และ (4) สร้างแรงจูงใจให้เกิดการไหลเวียนเงินทุนจากต่างประเทศในการลงทุนธุรกิจพลังงานหมุนเวียนในประเทศไทย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 (ปรับปรุงเพิ่มเติม)
2. เห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 – 2573 สำหรับกลุ่มที่ไม่มีต้นทุนเชื้อเพลิง
3. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการออกระเบียบและประกาศ รับซื้อไฟฟ้า และกำกับดูแลการคัดเลือกตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ อาจพิจารณาทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปี ที่กำหนดไว้ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม หรือปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ (ยกเว้นอัตรารับซื้อ) ได้ โดยมอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา
4. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 4 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการปากแบง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว รวมทั้งเห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ในขั้นตอน การจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ต่อมาเมื่อวันที่ 25 เมษายน 2565 กฟผ. ได้ลงนาม Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการปากแบง ได้แก่บริษัท กัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด (มหาชน) และบริษัท China Datang Overseas Investment จำกัด และได้เจรจาจัดทำร่าง PPA กับผู้พัฒนาโครงการแล้วเสร็จ โดยได้จัดส่งให้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) พิจารณา ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2565 โดยคณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการปากแบง และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง PPA โครงการปากแบง รวมทั้งให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA โครงการปากแบงที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้วต่อไป
2. สรุปรายละเอียดโครงการปากแบง ดังนี้ ผู้พัฒนาโครงการ คือ บริษัท Pak Beng Power Company Limited (PBPC) เป็นบริษัทจดทะเบียนในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) โดยมีผู้ถือหุ้น ได้แก่ บริษัท China Datang Overseas Investment Company Limited สัดส่วนร้อยละ 51 และบริษัท Gulf Energy Development Public Company Limited สัดส่วนร้อยละ 49 โครงการตั้งอยู่บน ลำน้ำโขง แขวงแขวงอุดมไซ ทางตอนเหนือของ สปป. ลาว เป็นโรงไฟฟ้าประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run-of-River) กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ (16 x 57 เมกะวัตต์) โดยสามารถผลิตพลังงานไฟฟ้าและจำหน่ายให้ กฟผ. ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป. ลาว จำนวน 897 เมกะวัตต์ คิดเป็นพลังงานไฟฟ้า 3,666 ล้านหน่วยต่อปี ระบบส่งไฟฟ้าฝั่ง สปป.ลาว แรงดัน 500 กิโลโวลต์ (kV) ความยาว 60 กิโลเมตร จากโครงการปากแบงมายัง Collective Substation และสายส่งแรงดัน 500 กิโลโวลต์ ความยาว 10 กิโลเมตร จาก Collective Substation มายังจุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป. ลาว เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. โดยระบบส่งไฟฟ้าฝั่งไทย แรงดัน 500 กิโลโวลต์ ความยาว 50 กิโลเมตร จากจุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป.ลาว มายังสถานีไฟฟ้าแรงสูงท่าวังผา
3. สรุปสาระสำคัญของร่าง PPA โครงการปากแบง ดังนี้ (1) คู่สัญญา คือ กฟผ. และบริษัท Pak Beng Power Company Limited (Generator) อายุสัญญา 29 ปี นับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) โดย Generator มีหน้าที่จัดหาเงินกู้ให้แล้วเสร็จภายใน 12 เดือน นับจากวันลงนามสัญญา หรือภายในวันที่ 1 พฤศจิกายน 2567 แล้วแต่วันใดจะเกิดขึ้นทีหลัง (Scheduled Financial Close Date: SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้ากว่า SFCD จะต้องจ่ายค่าปรับให้ กฟผ. ในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อวัน (2) Generator มีหน้าที่พัฒนาโครงการให้แล้วเสร็จทันกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) คือ วันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง 98 เดือนนับจากวันที่ กฟผ. เริ่มก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย (EGAT Construction Obligation Commencement Date: ECOCD) และวันที่ 1 มกราคม 2576 และ กฟผ. มีหน้าที่ก่อสร้างสายส่งฝั่งไทย ณ วันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง SFCD และวันที่ Generator จัดหาเงินกู้ได้ (Financial Close Date: FCD) โดยต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในวันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง 83 เดือนนับจาก ECOCD และวันที่ 1 ตุลาคม 2574 ทั้งนี้ ฝ่ายที่ทำให้การก่อสร้างล่าช้าต้องจ่ายค่าปรับ (Liquidated Damages: LD) ตามอัตราที่กำหนด แต่หากความล่าช้านั้นเกิดจากเหตุสุดวิสัย (Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้างเหตุต้องจ่ายค่า Force Majeure Offset Amount (FMOA) ตามอัตราที่กำหนด โดยจะได้รับคืนในภายหลัง ซึ่งแตกต่างจาก LD ที่ไม่มีการจ่ายคืน คุณภาพการผลิตไฟฟ้าของ Generator ต้องเป็นไปตาม Contracted Operating Characteristics (COCs) ที่ระบุไว้ใน PPA และการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable ทั้งนี้ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้บุคคลที่สาม ยกเว้นตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
4. การซื้อขายไฟฟ้าและราคารับซื้อไฟฟ้า แบ่งเป็น (1) พลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการปากแบง ได้แก่ Primary Energy (PE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 16 ชั่วโมงต่อวัน ตั้งแต่วันจันทร์ – วันเสาร์ Secondary Energy (SE) คือ พลังงานไฟฟ้าที่ Generator แจ้งขายได้ไม่เกิน 5.35 ชั่วโมงต่อวัน ในวันจันทร์ - วันเสาร์ และไม่เกิน 8 ชั่วโมงต่อวัน ในวันอาทิตย์ และ Excess Energy (EE) เป็นพลังงานไฟฟ้าที่เกินจาก PE และ SE โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อ PE และ SE แต่ไม่รับประกันซื้อ EE ทั้งนี้ Generator ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้วต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) และ (2) ราคารับซื้อไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป. ลาว แบ่งเป็น 1) ระหว่างการทดสอบ 0.570 บาทต่อหน่วย 2) ระหว่าง Unit Operation Period (กฟผ. รับซื้อจากหน่วยผลิตไฟฟ้าที่ผ่านการทดสอบแล้วในช่วงก่อน COD) แบ่งเป็น PE เท่ากับ 3.5447 เซนต์สหรัฐฯ บวก 1.1343 บาทต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.4746 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.0217 บาทต่อหน่วย 3) ตั้งแต่ COD เป็นต้นไป แบ่งเป็น PE เท่ากับ 4.7263 เซนต์สหรัฐฯ บวก 1.5124 บาท ต่อหน่วย SE เท่ากับ 1.9661 บาทต่อหน่วย และ EE เท่ากับ 1.3622 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ PE จ่ายเป็นสกุลเงินเหรียญสหรัฐฯ ร้อยละ 50 และสกุลเงินบาท ร้อยละ 50 ส่วน SE และ EE จ่ายเป็นสกุลเงินบาททั้งหมด ด้านการจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า มีดังนี้ (1) กฟผ. จะจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้าให้ Generator แต่ละปีไม่เกินจำนวนพลังงานไฟฟ้าตามเป้าหมายรายปี เท่ากับ 3,666 ล้านหน่วย แบ่งเป็น PE 2,586 ล้านหน่วย และ SE 1,080 ล้านหน่วย โดยกรณีที่ Generator มีความพร้อมผลิตไฟฟ้าเกินเป้าหมายรายปี พลังงานไฟฟ้าส่วนเกินเป้าหมายจะถูกเก็บไว้ในบัญชี และ กฟผ. จะจ่ายเงินคืนให้ Generator ในปีที่ Generator มีความพร้อมต่ำกว่าเป้าหมาย (2) กรณีที่ กฟผ. สั่งเดินเครื่องน้อยกว่าค่าพลังงานไฟฟ้าที่รับประกันซื้อรายเดือน กฟผ. ต้องจ่ายเงินเท่ากับ ที่รับประกันซื้อ และส่วนที่ซื้อไม่ครบสามารถสะสมไว้ในบัญชี Dispatch Shortfall โดย กฟผ. มีสิทธิ์ Make-up ได้ตลอดอายุสัญญา หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนที่รับประกันซื้อในสัปดาห์นั้นๆ จนครบแล้ว (3) กรณีที่มี Dispatch Shortfall กฟผ. สามารถสะสมไว้ในบัญชี และมีสิทธิ์ Make-up หลังจากที่ซื้อพลังงานไฟฟ้าในส่วนที่รับประกันซื้อจนครบแล้วตลอดอายุสัญญา และ (4) ในเดือนสุดท้ายของ Relevant Period ที่ 2 ที่ 4 และปีสุดท้ายของ PPA หากมี Supply Excess PE Account และ Supply Access SE Account เหลือ ให้นำมาคูณด้วยอัตราค่าไฟ Excess Energy เพื่อนำมารวมเข้าไปใน Excess Revenue Account โดยค่าใน Dispatch Shortfall Payment Account จะถูกปรับค่าโดย Excess Revenue Account และจ่ายคืนให้กับ กฟผ. และหากยังคงมีเงินคงเหลือใน Excess Revenue Account หลังการปรับค่าแล้ว ให้จ่ายเงินคืนให้ กฟผ. อีกร้อยละ 25 ของจำนวนเงินที่เหลือใน Excess Revenue Account
5. การวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน (Security) Generator ต้องวางหนังสือค้ำประกัน เพื่อเป็นหลักประกันการปฏิบัติหน้าที่ตาม PPA และการชำระหนี้ให้ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาดังนี้ (1) Development Security (DS) คือ หลักประกันในช่วงพัฒนาโครงการ แบ่งเป็น DS1 จำนวน 11.64 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันลงนามสัญญา จนถึงวันก่อน FCD และ DS2 จำนวน 29.22 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน FCD จนถึงวันก่อน COD (2) Performance Security (PS) คือ หลักประกันในช่วงการซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็น PS1 จำนวน 26.12 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วัน COD จนถึงวันก่อนครบ 15 ปี นับจาก COD และ PS2 จำนวน 8.79 ล้านเหรียญสหรัฐฯ ตั้งแต่วันที่ครบ 15 ปี นับจาก COD จนสิ้นสุดอายุสัญญา และ (3) Additional Security คือ สัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการเพื่อเป็นหลักประกันให้ กฟผ. ในวงเงิน 7,660 ล้านบาท โดย กฟผ. เป็นผู้รับผลประโยชน์ลำดับสองรองจากผู้ให้เงินกู้แก่โครงการ ซึ่ง Generator ต้องนำส่งสัญญาจดจำนองทรัพย์สินของโครงการให้ กฟผ. ก่อนหรือ ณ วัน FCD ส่วนกรณีเกิดเหตุสุดวิสัย ((Force Majeure: FM) ฝ่ายที่อ้าง FM สามารถหยุดปฏิบัติตามพันธะใน PPA ได้นานเท่าที่ FM เกิดขึ้น และจะได้รับการขยายเวลาสำหรับการปฏิบัติตามพันธะนั้นเท่ากับจำนวนวันที่เกิด FM แต่ต้องจ่าย FMOA ให้แก่อีกฝ่ายหนึ่งในอัตราที่กำหนดใน PPA โดยจะได้รับเงินคืนในภายหลังด้วยวิธีหักกลบลบหนี้กับค่าไฟฟ้ารายเดือน กรณีเกิด Political Force Majeure ฝ่ายที่ถูกกระทบมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้และต้องจ่าย Termination Payment ให้อีกฝ่ายหนึ่งตามที่กำหนดไว้ใน PPA แต่อีกฝ่ายจะมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาได้หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 15 เดือน กรณีเกิด Non-Political Force Majeure หากผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 24 เดือน ทั้งสองฝ่ายมีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาโดยไม่มีฝ่ายใดต้องจ่าย Termination Payment ทั้งนี้ กรณี กฟผ. ไม่สามารถจัดหาที่ดินก่อสร้างระบบส่งได้ ให้ถือเป็น FM เนื่องจาก EGAT Access Rights โดย กฟผ. มีสิทธิ์บอกเลิกสัญญาเมื่อใดก็ได้ แต่ Generator จะบอกเลิกสัญญาได้เมื่อผลกระทบไม่ได้รับการแก้ไขนานเกิน 730 วัน ทั้งนี้ กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการเมื่อมี การบอกเลิกสัญญา
6. การบอกเลิกสัญญา หากเกิดขึ้นในช่วงก่อน FCD เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. จะคืนหลักทรัพย์ค้ำประกัน แต่หาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. จะยึดหลักทรัพย์ค้ำประกัน ทั้งนี้หากเกิดขึ้นในช่วงหลัง FCD เนื่องจาก กฟผ. ผิดสัญญา หรือเกิด Thai Political Force Majeure กฟผ. ต้องเข้าซื้อโครงการ แต่หาก Generator ผิดสัญญา หรือเกิด Lao Political Force Majeure กฟผ. มีสิทธิ์เลือกที่จะให้ Generator จ่ายค่า Termination Payment หรือ กฟผ. เข้าซื้อโครงการ ด้านการยุติข้อพิพาท ให้ยุติโดยการเจรจาด้วยความสุจริต (Good Faith Discussion) ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนดให้นำเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ United Nations Commission on International Trade Law (UNCITRAL Rule) และดำเนินกระบวนการที่ประเทศไทย โดยใช้ภาษาอังกฤษ และหากมีข้อพิพาทเกี่ยวกับ Billing หรือ Invoice หรือ Statement เกิดขึ้น ให้ยุติข้อพิพาทโดยการไกล่เกลี่ยโดยคณะกรรมการที่เป็นผู้แทนของคู่สัญญาทั้งสองฝ่ายก่อน หากไม่สำเร็จให้ยุติปัญหาโดยอนุญาโตตุลาการ ทั้งนี้ PPA นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไข PPA ที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่าง PPA และเงื่อนไขสำคัญ รวมทั้งการปรับกำหนดเวลาของแผนงาน (Milestones) ที่เกี่ยวข้องกับกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ในช่วงก่อนการลงนาม PPA ให้อยู่ในอำนาจ การพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการแก้ไข โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบอีก
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 5 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการเซกอง 4A และ 4B
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการประสานการพัฒนาด้านพลังงานไฟฟ้า สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีหนังสือถึงคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ขอให้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเซกอง 4A และ 4B โดยเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้า ของโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เจรจาจัดทำ ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff Memorandum of Understanding: Tariff MOU) กับโครงการเซกอง 4A และ 4B และนำมาเสนอคณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณา โดยควรต้องระบุเงื่อนไขให้ผู้พัฒนาโครงการเลือกใช้วัตถุดิบและผลิตภัณฑ์ในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า รวมถึงการใช้บุคลากร การจ้างงาน และการบริการจากประเทศไทย (Local Content Requirement) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 30 เป็นลำดับแรก เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดกับเศรษฐกิจของประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 27 เมษายน 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการดังกล่าวตามที่ กฟผ. เสนอ และได้มีมติเห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการดังกล่าว โดยเมื่อ อส. ตรวจพิจารณาแล้วเสร็จ เห็นควรให้เจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) กับโครงการเซกอง 4A และ 4B อย่างไม่เป็นทางการคู่ขนานกันไป ระหว่างรอเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ กฟผ. ลงนาม Tarifff MOU ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว โดยหาก กพช. มีความเห็นแตกต่างจากร่าง Tariff MOU ที่ อส. ได้เคยตรวจพิจารณาแล้ว ให้นำไปปรับปรุงในร่าง PPA ทั้งนี้ ต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
2. สรุปรายละเอียดโครงการเซกอง 4A และ 4B ดังนี้ ผู้พัฒนาโครงการ คือ บริษัท ราช กรุ๊ป จำกัด (มหาชน) บริษัท บี.กริม เพาเวอร์ จำกัด (มหาชน) และบริษัท Lao World Engineering and Construction จำกัด โครงการตั้งอยู่บนลำน้ำเซกอง แขวงเซกอง ทางตอนใต้ของ สปป. ลาว เป็นโรงไฟฟ้าประเภทอ่างเก็บน้ำ (Reservoir Hydro Power Plant) กำลังผลิตติดตั้ง 355 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 347.30 เมกะวัตต์พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 1,472.78 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 27 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2576 โดยส่งไฟฟ้าจาก สปป.ลาว มายังจุดส่งมอบชายแดนไทย - สปป. ลาว เพื่อเชื่อมต่อกับสถานีไฟฟ้าอุบลราชธานี 3 โดยมีข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทยของโครงการเซกอง 4A และ 4B เท่ากับ 2.7408 บาทต่อหน่วย
3. กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการได้ร่วมกันจัดทำร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B โดยใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ที่คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบ อส. ได้พิจารณาตรวจ และ กฟผ. ได้ลงนามใน Tariff MOU แล้ว โดยมีสาระสำคัญโดยสังเขป ดังนี้ (1) กฟผ. จะขอความเห็นชอบการลงนาม Tariff MOU จาก กพช. และผู้พัฒนาโครงการจะขอความเห็นชอบ จากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว โดยทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม Tariff MOU ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม และแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดย Tariff MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากหน่วยงานภาครัฐตามที่ระบุข้างต้น ยกเว้นเงื่อนไขเรื่องหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Tariff MOU จะมีผลบังคับใช้นับจากวันลงนาม Tariff MOU (2) Tariff MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน ได้แก่ เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า หรือ Tariff MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนาม หรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ Tariff MOU ออกไป หรือทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อขอยกเลิกก่อนครบกำหนด (3) ผู้พัฒนาโครงการให้คำมั่นว่าจะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly สปป. ลาว เพื่อให้ สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) โดยทั้งสองฝ่ายจะใช้ PPA ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำประเภท Reservoir และประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run-of-River) โครงการล่าสุด เป็นพื้นฐานในการจัดทำ PPA (4) แต่ละฝ่าย จะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของ อีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก Tariff MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่วางไว้หากไม่สามารถเจรจา เพื่อลงนามใน PPA ได้ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ใน Tariff MOU ซึ่งผู้พัฒนาโครงการจะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน วงเงิน 35.5 ล้านบาท ก่อนหรือในวันที่ลงนาม Tariff MOU (5) สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจาก วันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้ หาก สปป. ลาว อนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง (6) โครงการมีกำลังผลิต 355 เมกะวัตต์ ขายให้ไทย ณ ชายแดน 347.30 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) 1,278.10 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 194.68 ล้านหน่วย โดยช่วงหลัง COD กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE และช่วงก่อน COD หรือช่วง Unit Operation Period กฟผ. จะรับซื้อพลังงานไฟฟ้าที่บริษัทแจ้งพร้อมผลิต โดยใช้หลักการสั่งเดินเครื่องตามต้นทุนการผลิตต่ำสุด (Merit Order) และพิจารณาถึงความพร้อมของระบบ กฟผ. ทั้งนี้ บริษัทมีสิทธิ์แจ้งราคารายเดือนที่ต่ำกว่าราคาตามสัญญา (7) ผู้พัฒนาโครงการต้องส่งแผนบริหารจัดการน้ำรายเดือนและรายปี ของเขื่อนเซกอง 4A และ 4B เพื่อรับรองว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ กฟผ. ตามเงื่อนไขในสัญญา และจะต้องดำเนินการตาม Local Content Requirement ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 30 ของราคาค่าก่อสร้างโครงการ (8) กฟผ. และผู้พัฒนาโครงการต้องหารือการนำระบบ Generator Shedding Scheme มาใช้เพื่อรองรับการซื้อขายไฟฟ้า โดยผู้พัฒนาโครงการต้องติดตั้งและทดสอบระบบก่อนวัน Scheduled Energizing Date รวมทั้งรับผิดชอบค่าใช้จ่ายทั้งหมด ทั้งนี้ กฟผ. จะไม่บังคับใช้บทปรับและเงื่อนไขความไม่พร้อมหากมีการทำ Generator Shedding และ (9) Tariff MOU และ PPA จะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
4. ภายหลังจาก กพช. เห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B แล้ว กฟผ. จะต้องดำเนินการลงนาม Tariff MOU ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้วกับผู้ลงทุนโครงการเซกอง 4A และ 4B และเจรจารายละเอียดของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับผู้ลงทุนโครงการเซกอง 4A และ 4B โดยยึดกรอบ Tariff MOU เป็นแนวทางในการเจรจา พร้อมทั้งนำรายละเอียดร่าง PPA ที่ได้จากการเจรจาเสนอต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ และ อส. พิจารณาให้ความเห็นชอบในรายละเอียด เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน PPA ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการเซกอง 4A และ 4B และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) โครงการเซกอง 4A และ 4B ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU โครงการเซกอง 4A และ 4B ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้อง ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้พัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ได้แก่ โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำ โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลม โครงการผลิตพลังงานทดแทน เพื่อการเกษตร และโครงการระบบผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสาน โดยใช้งบประมาณภาครัฐซึ่งเป็นการดำเนินการตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อจัดหาไฟฟ้าให้กับราษฎรในพื้นที่ห่างไกลที่ระบบไฟฟ้าฐานเข้าไม่ถึงได้มีไฟฟ้าใช้ในการดำรงชีวิต และจ่ายเข้าระบบจำหน่ายของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และระบบสายส่งของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า และบริหารจัดการน้ำในพื้นที่ ซึ่งเป็นการเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนต่อการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศ
2. โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ดำเนินการมีการจ่ายไฟฟ้า 2 ประเภท คือ โครงการจ่ายไฟฟ้าแบบอิสระ (Off-grid) และโครงการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (On-grid) โดยมีรายละเอียดดังนี้
2.1. โครงการจ่ายไฟฟ้าแบบอิสระ (Off-grid) เป็นโครงการที่ พพ. จัดหาไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนที่มีศักยภาพและเหมาะสม โดยผลิตและจ่ายไฟฟ้าแก่ประชาชน หรือหน่วยงานของรัฐในพื้นที่ห่างไกล ที่ไม่มีระบบไฟฟ้าฐาน ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 0.015 – 0.335 เมกะวัตต์ต่อแห่ง ประกอบด้วยโครงการไฟฟ้าพลังน้ำ ขนาดเล็กมาก 76 แห่ง และโครงการระบบผลิตไฟฟ้าแบบผสมผสาน 2 แห่ง รวมกำลังผลิต 3.253 เมกะวัตต์ จ่ายไฟฟ้าให้ราษฎรกว่า 6,700 ครัวเรือน อุทยานแห่งชาติ 7 แห่ง และโครงการหลวง 1 แห่ง รวมพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ประมาณ 2 ล้านหน่วยต่อปี ทดแทนการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 0.445 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 1,169 ตันคาร์บอนไดออกไซด์
2.2. โครงการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้า (On-grid) ประกอบด้วย ส่วนที่ 1 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ผลิตไฟฟ้าและบำรุงรักษา 27 แห่ง รวมกำลังผลิต 61.321 เมกะวัตต์ โดยจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าแล้ว ดังนี้ (1) จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วย จำนวน 20 แห่ง กำลังผลิต 36.464 เมกะวัตต์ ตามข้อตกลงการประชุมพิจารณาการจ่ายไฟฟ้าระหว่าง พพ. และ กฟภ. โดยดำเนินการตั้งแต่ปี 2524 – 2547 และจำหน่ายไฟฟ้าในอัตรา 2.9219 - 3.9085 บาทต่อหน่วย จำนวน 5 แห่ง กำลังผลิต 2.857 เมกะวัตต์ ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) แบบ Off-Peak และ On-Peak และ (2) จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบไฟฟ้าของ กฟผ. ในอัตรา 2.3567 - 4.2243 บาท ต่อหน่วย จำนวน 2 แห่ง กำลังผลิต 22 เมกะวัตต์ ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) แบบ Off-Peak และ On-Peak ทั้งนี้ รวมพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ประมาณ 125 ล้านหน่วยต่อปี ทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 27.69 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ ลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 70,800 ตันคาร์บอนไดออกไซด์ และนำส่งรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้าแก่กระทรวงการคลังเป็นรายได้แผ่นดินประมาณ 200 ล้านบาทต่อปี ส่วนที่ 2 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ก่อสร้างแล้วเสร็จเพิ่มอีก จำนวน 27 แห่ง รวมกำลังผลิต 5.001 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อวันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับ กฟภ. รับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 1.091 บาทต่อหน่วย คงที่ตลอดอายุโครงการ ซึ่ง พพ. ได้จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และจะจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบต่อไป และส่วนที่ 3 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่จะดำเนินการในปี 2565 – 2573 ตามแผน PDP จำนวน 26 แห่ง กำลังผลิตรวม 94.447 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก 17 แห่ง รวมกำลังผลิต 31.017 เมกะวัตต์ และระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์บนทุ่นลอยน้ำในพื้นที่อ่างเก็บน้ำ ของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก9 แห่ง รวมกำลังผลิต 63.430 เมกะวัตต์ โดยทุกโครงการผ่านการศึกษาความคุ้มค่าด้านเศรษฐศาสตร์แล้ว
3. การดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนของ พพ. มีปัญหาอุปสรรค และข้อเสนอการดำเนินการ ดังนี้ ส่วนที่ 1 การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า โดยโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 20 แห่ง และโครงการที่ กพช. มีมติให้รับซื้อไฟฟ้า จำนวน 27 แห่ง นั้น โครงการที่มีกำลังผลิตรวมต่อแห่งตั้งแต่ 1,000 กิโลโวลต์แอมแปร์ขึ้นไปต้องขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า และต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และตามประกาศ กกพ. เรื่อง การนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าประเภทใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2553 ตามชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า อย่างไรก็ดี เมื่อจำหน่ายไฟฟ้าแล้ว พพ. ไม่สามารถแบ่งรายได้ดังกล่าวนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าได้ เนื่องจากไม่ชัดเจนว่าราคาจำหน่ายไฟฟ้าในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วย รวมเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าด้วยหรือไม่ รายได้ที่ส่วนราชการได้รับไว้ทั้งหมดจึงต้องนำส่งคลังเป็นรายได้แผ่นดินตามกฎหมายการเงินการคลัง ดังนั้น พพ. จึงมีข้อเสนอกำหนดให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า 1.091 บาทต่อหน่วย เป็นอัตราที่รวมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนฯ ตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วย ดังนี้ (1) การผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำ ประกอบด้วย ค่าพลังงานไฟฟ้า 1.071 บาทต่อหน่วย และเงินนำส่งเข้ากองทุนฯ 0.02 บาทต่อหน่วย และ (2) การผลิตไฟฟ้าจากพลังลมหรือแสงอาทิตย์ ประกอบด้วย ค่าพลังงานไฟฟ้า 1.081 บาทต่อหน่วย และเงินนำส่งเข้ากองทุนฯ 0.01 บาทต่อหน่วย และส่วนที่ 2 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทน ที่ พพ. จะดำเนินการในปี 2565 – 2573 ตามแผน PDP จำนวน 26 แห่ง เมื่อก่อสร้างแล้วเสร็จยังไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ เนื่องจากยังไม่มีนโยบายให้รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าว ดังนั้น พพ. จึงเห็นควรให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ โดยเป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่ครอบคลุมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนฯ ตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า เพื่อให้การดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนตามแผน PDP บรรลุผลสำเร็จ และเพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทนของประเทศได้ตามเป้าหมายที่กำหนด
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็น ดังนี้ (1) การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. เป็นโครงการที่สอดคล้องกับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) และสนับสนุนนโยบายภาครัฐตามเป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นศูนย์ (Net-Zero Carbon Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 – 2570 รวมทั้งเป็นโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดที่มีราคาต่ำ และ (2) เห็นควรพิจารณาให้กรรมสิทธิ์ Renewable Energy Certificate (REC) ที่เกิดจากการผลิตไฟฟ้า จากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย พพ. เป็นกรรมสิทธิ์ของภาครัฐ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าที่รับซื้อจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ดำเนินการโดย กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ เป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่รวมเงินส่วนที่ต้องนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วยแล้ว ดังนี้
2. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานทดแทนที่ พพ. ดำเนินการตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) จำนวน 26 แห่ง กำลังผลิตรวม 94.447 เมกะวัตต์ ในอัตราคงที่ 1.091 บาทต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ โดยเป็นโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าที่รวมเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า ตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าไว้ด้วยแล้ว
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 7/2565 (ครั้งที่ 45) วันพฤหัสบดีที่ 7 เมษายน พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2565 (ครั้งที่ 45)
วันพฤหัสบดีที่ 7 เมษายน พ.ศ. 2565
1. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันกลุ่มเบนซินสำหรับผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะ
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาน้ำมันกลุ่มเบนซินสำหรับผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์การเมืองและภูมิรัฐศาสตร์ของประเทศผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันเชื้อเพลิง และการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจหลังผ่อนคลายมาตรการปิดเมืองเพื่อควบคุมการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 ในหลายประเทศทั่วโลกส่งผลให้ราคาน้ำมันตลาดโลกอยู่ในระดับสูง และทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันของไทยปรับตัวสูงขึ้นตามไปด้วย โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ 91 แก๊สโซฮอล์ 95 E10 E20 และE85 เฉลี่ยเดือนมีนาคม 2565 อยู่ที่ระดับ 47.07 บาทต่อลิตร 39.34 บาทต่อลิตร 39.07 บาทต่อลิตร 38.26 บาทต่อลิตร และ 31.29 บาทต่อลิตร ตามลำดับ สูงว่าราคาเฉลี่ยเดือนมีนาคม 2564 ร้อยละ 37.89 ร้อยละ 48.17 ร้อยละ 48.56 ร้อยละ 52.71 และร้อยละ 49.65 ตามลำดับ ทั้งนี้ รัฐบาลตระหนักถึงผลกระทบที่มีต่อประชาชน โดยเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีจึงได้มีมติเห็นชอบในหลักการของมาตรการบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยให้ส่วนลดแก่ผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะที่ขึ้นทะเบียนกับกรมการขนส่งทางบกประมาณ 157,000 ราย จำนวน 5 บาทต่อลิตร ไม่เกิน 250 บาทต่อคนต่อเดือน ในช่วงเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนกรกฎาคม 2565 รวมเงินงบประมาณ 120 ล้านบาท โดยขอรับจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น และเมื่อวันที่ 4 เมษายน 2565 ที่ประชุมผู้บริหารกระทรวงพลังงานได้เห็นชอบสาระสำคัญและกรอบการดำเนินโครงการบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน สำหรับผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะ และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานดำเนินโครงการดังกล่าว
2. โครงการบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน สำหรับผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะ มีรายละเอียดดังนี้
2.1 ขอบเขตการดำเนินงาน (1) ด้านการให้วงเงินช่วยเหลือ รัฐบาลจะสนับสนุนวงเงินร่วมจ่าย แก่ผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะที่มีใบอนุญาตขับรถจักรยานยนต์สาธารณะที่จดทะเบียนเป็นผู้ขับขี่ รถจักรยานยนต์รับจ้างกับกรมการขนส่งทางบก ในการเติมน้ำมันกลุ่มเบนซินกับสถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการ จำนวนร้อยละ 50 ของค่าน้ำมันกลุ่มเบนซินดังกล่าว แต่ไม่เกิน 50 บาทต่อคนต่อวัน และไม่เกิน 250 บาทต่อคนต่อเดือน รวมทั้งสิ้น 750 บาทต่อคน ตลอดระยะเวลาโครงการ 3 เดือน โดยกรณีมีวงเงินคงเหลือในเดือนใดจะไม่มีการสะสมวงเงินไปในเดือนถัดไป และ (2) ด้านเงื่อนไขการชำระเงินให้แก่สถานีบริการน้ำมัน ผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะที่เข้าร่วมโครงการต้องชำระค่าน้ำมันกลุ่มเบนซินผ่านระบบชำระเงินอิเล็กทรอนิกส์บนแอปพลิเคชันฝั่งผู้ซื้อ ให้แก่สถานีบริการน้ำมันที่เข้าร่วมโครงการซึ่งรับชำระเงินผ่านแอปพลิเคชัน ฝั่งผู้ขาย กรณีรัฐโอนเงินสนับสนุนให้สถานีบริการน้ำมันไม่สำเร็จ รัฐจะโอนเงินให้จนถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 หากพ้นกำหนดเวลาและการโอนเงินยังคงไม่สำเร็จรัฐจะไม่โอนเงินให้ และจะถือว่าสถานีบริการน้ำมันนั้น ไม่ประสงค์รับเงินภายใต้โครงการ
2.2 วัตถุประสงค์ เพื่อบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน โดยมุ่งเป้ากลุ่มผู้ขับขี่ รถจักรยานยนต์สาธารณะที่ขึ้นทะเบียนกับกรมการขนส่งทางบก
2.3 การกำหนดสิทธิ์และทบทวนสิทธิ์ (1) กำหนดสิทธิ์สำหรับผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะที่ขึ้นทะเบียนกับกรมการขนส่งทางบก และผ่านการตรวจสอบข้อมูลสถานะบุคคลไม่ปกติและเสียชีวิต โดยกรมการปกครอง เพื่อป้องกันการสวมสิทธิ์ ทั้งนี้ กรมการขนส่งทางบกได้รายงานข้อมูลการจดทะเบียนสะสม รถจักรยานยนต์สาธารณะ (รย.17) เดือนกุมภาพันธ์ 2565 จำนวน 155,348 คัน โดย ณ วันที่ 22 มีนาคม 2565 มีผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะที่ใช้น้ำมันกลุ่มเบนซินเป็นเชื้อเพลิง (หลังหักทะเบียนหมดอายุและถูก เพิกถอน) จำนวน 107,340 ราย และ ณ วันที่ 28 มีนาคม 2565 มีจำนวนผู้มีสิทธิ์ที่ผ่านการตรวจสอบสถานะบุคคลไม่ปกติและเสียชีวิตโดยกรมการปกครองทั้งสิ้น 106,655 ราย โดยโครงการจะไม่เพิ่มจำนวนผู้มีสิทธิ์ที่ขึ้นทะเบียนกับกรมการขนส่งทางบกภายหลังจากวันที่ 22 มีนาคม 2565 และ (2) ทบทวนสิทธิ์โดยขอความอนุเคราะห์กรมการปกครองตรวจสอบข้อมูลผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะที่ขึ้นทะเบียนกับกรมการขนส่ง ทางบก ณ วันที่ 22 มีนาคม 2565 ทุก 2 สัปดาห์ เพื่อป้องกันการสวมสิทธิ์ของบุคคลไม่ปกติและเสียชีวิตระหว่างดำเนินโครงการ
2.4 ระยะเวลาดำเนินโครงการ 3 เดือน ระหว่างเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนกรกฎาคม 2565 วงเงินงบประมาณ 79.992 ล้านบาท โดยคำนวณจากส่วนลดค่าใช้จ่ายในการเติมน้ำมันกลุ่มเบนซิน 250 บาทต่อคนต่อเดือน ระยะเวลา 3 เดือน จากจำนวนผู้มีสิทธิ์ 106,655 ราย
2.5 การขอรับจัดสรรงบประมาณ โดยกระทรวงพลังงานจัดทำคำของบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ต่อสำนักงบประมาณ ทั้งนี้ เนื่องจากวงเงินงบประมาณที่ขอรับจัดสรรไม่เกิน 100 ล้านบาท สำนักงบประมาณจะเสนอเรื่องต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ ตามระเบียบว่าด้วยการบริหารงบประมาณรายจ่ายงบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น พ.ศ. 2562 ข้อ 9 (2) โดยหากนายกรัฐมนตรีเห็นสมควร ให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาก่อน สำนักงบประมาณจะแจ้งให้กระทรวงพลังงานนำเรื่องเสนอขออนุมัติต่อคณะรัฐมนตรี โดยเสนอผ่านรองนายกรัฐมนตรี รัฐมนตรีเจ้าสังกัดหรือรัฐมนตรีที่กำกับดูแล
2.6 การเข้าร่วมโครงการ (1) กรมธุรกิจพลังงานเตรียมความพร้อมเกี่ยวกับหลักเกณฑ์ เงื่อนไข และความยินยอมสำหรับผู้ประสงค์เข้าร่วมโครงการ บันทึกข้อตกลงความร่วมมือการดำเนินโครงการ และสถาบันการเงินเตรียมปรับปรุงระบบแอปพลิเคชันฝั่งผู้ซื้อและฝั่งผู้ขาย เพื่อให้ผู้เข้าร่วมโครงการสามารถใช้งานระบบได้ (2) ผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะที่เข้าร่วมโครงการดาวน์โหลดแอปพลิเคชันฝั่งผู้ซื้อ และกดยืนยันสิทธิ์ เงื่อนไขผ่านแอปพลิเคชันฝั่งผู้ซื้อ โดยสามารถเติมเงินเข้าระบบชำระเงินอิเล็กทรอนิกส์ ผ่าน Mobile Banking Prompt Pay และตู้เอทีเอ็ม และสามารถชำระเงินโดยสแกน QR Code ณ สถานีบริการน้ำมัน และ (3) สถานีบริการน้ำมันแจ้งความประสงค์เข้าร่วมโครงการโดย Google Forms ผ่านเว็บไซต์กรมธุรกิจพลังงาน รวมทั้งดาวน์โหลดแอปพลิเคชันฝั่งผู้ขาย กดยืนยันสิทธิ์ เงื่อนไข และสร้าง QR Code เพื่อรับชำระเงินจากผู้ใช้สิทธิ์ โดยกรมธุรกิจพลังงานจะคัดกรองเฉพาะผู้ประกอบการที่จำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งได้รับใบอนุญาตเป็นผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 มาตรา 10 หรือมาตรา 11 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
2.7 การประชาสัมพันธ์ (1) ด้านผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะ สื่อสารชื่อย่อโครงการ คือ วินเซฟ สัญลักษณ์เป็นภาพผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะ และมีข้อความ สิทธิวินเซฟ สิทธิรัฐช่วยจ่าย 50% (ไม่เกิน 50 บาทต่อวัน) เมื่อเติมน้ำมันผ่านสถานีบริการที่เข้าร่วม โดยประชาสัมพันธ์ผ่านเว็บไซต์ facebook ของกรมธุรกิจพลังงาน กระทรวงพลังงาน สำนักงานพลังงานจังหวัด และช่องทางอื่นๆ (2) ด้านสถานีบริการน้ำมัน โดยประชุมขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเพื่อพิจารณาเข้าร่วมโครงการ และแจ้งความประสงค์โดย Google Forms ผ่านเว็บไซต์กรมธุรกิจพลังงาน รวมทั้งขอความร่วมมือสำนักงานพลังงานจังหวัดประชาสัมพันธ์โครงการ และ (3) การประชาสัมพันธ์ภาพรวม โดยกระทรวงพลังงานจัดตั้งศูนย์ให้คำแนะนำ ตอบข้อซักถามเกี่ยวกับโครงการ และสถาบันการเงิน จัดหน่วยงานหรือเจ้าหน้าที่ให้คำแนะนำ ดูแลการใช้งานแอปพลิเคชันฝั่งผู้ซื้อและฝั่งผู้ขาย
2.8 การเปิดบัญชี เบิกจ่ายเงิน และกำหนดเริ่มต้นโครงการ โดยกรมธุรกิจพลังงานขอทำความตกลงเรื่องที่เกี่ยวข้องกับกรมบัญชีกลาง เปิดบัญชีกระแสรายวันกับสถาบันการเงิน และเบิกจ่ายเงินแก่สถานีบริการน้ำมันเป็นรายวัน รวมทั้งแจ้งกรมสรรพากรเพื่อขอยกเว้นรายได้บุคคลธรรมดาให้ผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะที่ได้รับเงินจากโครงการ โดยมีกำหนดเริ่มต้นโครงการในวันที่ 8 พฤษภาคม 2565
3. เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบในหลักการของมาตรการบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยให้ส่วนลดแก่ผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะที่ขึ้นทะเบียนกับกรมการขนส่งทางบกประมาณ 157,000 ราย จำนวน 5 บาทต่อลิตร ไม่เกิน 250 บาทต่อคนต่อเดือน ในช่วงเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนกรกฎาคม 2565 รวมเงินงบประมาณ 120 ล้านบาท โดยขอรับจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น อย่างไรก็ดี การดำเนินมาตรการดังกล่าวจำเป็นต้องเสนอพิจารณาทบทวนมติคณะรัฐมนตรีในประเด็นดังนี้ (1) มาตรการบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ เปลี่ยนเป็นน้ำมันกลุ่มเบนซิน เพื่อให้ขอบเขตการช่วยเหลือค่าน้ำมันครอบคลุมทั้งน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอล์ (2) การกำหนดส่วนลด 5 บาทต่อลิตร เปลี่ยนเป็นการกำหนดกรอบเพดานไม่เกิน 50 บาทต่อคนต่อวัน และไม่เกิน 250 บาทต่อคนต่อเดือนแทน เนื่องจากในทางปฏิบัติ ไม่สามารถกำหนดส่วนลดเป็นหน่วยการวัดของสินค้า (หน่วยลิตร) ได้ ขณะที่การกำหนดกรอบเพดานต่อวัน 50 บาท จะช่วยลดความเสี่ยงในการสวมสิทธิ์ เนื่องจากถังน้ำมันของรถจักรยานยนต์ส่วนใหญ่มีความจุประมาณ 4 ถึง 5 ลิตร ซึ่งการเติมน้ำมันแต่ละครั้งจะมีค่าใช้จ่ายน้อยกว่า 250 บาท (3) จำนวนผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะประมาณ 157,000 ราย เปลี่ยนเป็น 106,655 ราย ตามข้อมูลที่ปรับปรุงโดยกรมการขนส่งทางบก และกรมการปกครอง รวมเงินงบประมาณ 79.992 ล้านบาท และ (4) ขอให้กรมสรรพากรยกเว้นภาษีเงินได้สำหรับผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะที่ได้รับเงินจากโครงการ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบโครงการบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน สำหรับผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะ
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานดำเนินโครงการบรรเทาผลกระทบราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน สำหรับผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะ และจัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้สำหรับดำเนินโครงการดังกล่าวในช่วงเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนกรกฎาคม 2565 รวมเงินงบประมาณ 79.992 ล้านบาท
3. มอบหมายให้สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาตินำเรื่องเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาทบทวนมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2565 เกี่ยวกับรูปแบบการให้ความช่วยเหลือ เป็นการช่วยเหลือค่าน้ำมันกลุ่มเบนซิน และกำหนดกรอบเพดานไม่เกิน 50 บาทต่อคนต่อวัน และไม่เกิน 250 บาทต่อคนต่อเดือน แทนการกำหนดส่วนลดจำนวน 5 บาทต่อลิตร รวมทั้งเปลี่ยนแปลงจำนวนผู้รับสิทธิ์เป็น 106,655 ราย และยกเว้นภาษีเงินได้สำหรับผู้ขับขี่รถจักรยานยนต์สาธารณะที่ได้รับเงินจากโครงการ
กบง.ครั้งที่ 6/2565 (ครั้งที่ 44) วันจันทร์ที่ 28 มีนาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2565 (ครั้งที่ 44)
วันจันทร์ที่ 28 มีนาคม พ.ศ. 2565
1. การทบทวนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหาร จัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm โดยกรณีที่ 1 โรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.7187 บาทต่อหน่วย และกรณีที่ 2 โรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และแบบทุ่นลอยน้ำ อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย พลังงานแสงอาทิตย์บนพื้นดิน และพลังงานลม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.7292 บาทต่อหน่วย และพลังงานน้ำ ขนาดเล็ก/ขนาดเล็กมาก อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.0910 บาทต่อหน่วย และ (2) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. เมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2565 กกพ. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน โดยมีความเห็นว่า หลักการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าโดยพิจารณาจากต้นทุนเชื้อเพลิงโรงไฟฟ้าชีวมวลประเภทเดียว อาจไม่สะท้อนต้นทุนและค่าใช้จ่ายการบริหารจัดการเชื้อเพลิงชีวภาพและขยะ เนื่องจากแต่ละประเภทเชื้อเพลิงมีต้นทุนและค่าบริการจัดการที่ต่างกัน ซึ่งการพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าแยกประเภทเชื้อเพลิงน่าจะมีความเหมาะสมและสะท้อนต้นทุนที่เกิดขึ้น โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ประชุมหารือในวันที่ 23 มีนาคม 2565 และมีข้อสรุปในการทบทวนอัตราการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ดังนี้ (1) ยังคงใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึงต้นทุนตามประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าและไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้รายงานค่า Avoided Cost โดยคิดจากราคาเฉลี่ย Spot LNG (PTT) ปี 2565 เท่ากับ 26.9 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู (USD/MMBtu) คิดเป็น 5.7786 บาทต่อหน่วย (บาท/kWh) ณ อัตราแลกเปลี่ยน 32 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ (2) เห็นควรใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าเป็นอัตราเดียวสำหรับโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิง ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ โดยเชื้อเพลิงชีวมวล อัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า จะพิจารณาจากต้นทุนค่าใช้จ่ายปฏิบัติงานและบำรุงรักษา (O&M) และค่าเชื้อเพลิง (Fuel Cost) ซึ่งค่า O&M ของโรงไฟฟ้าชีวมวลทั้งแบบ SPP และ VSPP อยู่ระหว่างร้อยละ 6 - 7.5 ของเงินลงทุนระบบ แต่หากคิดเฉพาะค่าใช้จ่าย O&M ที่เพิ่มขึ้น (Variable O&M หรือ Consumables) จะมีค่าใช้จ่ายเพิ่มประมาณร้อยละ 2.5 ของเงินลงทุนระบบ คิดเป็น 0.31 บาทต่อหน่วย ค่าเชื้อเพลิง (FiTv ปี 2565) เท่ากับ 1.8931 บาทต่อหน่วย ดังนั้น อัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมคือ 0.31 บวกกับ 1.8931 เท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย สำหรับเชื้อเพลิง ก๊าซชีวภาพ และขยะ เห็นควรรับซื้อในอัตราเดียวกับเชื้อเพลิงชีวมวล เท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย และ (3) โรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิง พิจารณาดังนี้ 1) พลังงานแสงอาทิตย์ กรณีการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าแบบติดตั้งบนหลังคาโดยรับซื้อไฟฟ้าส่วนเหลือจากการใช้เอง ประเมินจากต้นทุนการลงทุนในอดีตของระบบผลิตไฟฟ้า ขนาดกำลังการผลิตติดตั้งของอาคารธุรกิจหรือโรงงานอุตสาหกรรม อยู่ที่ประมาณ 50,000 บาทต่อกิโลวัตต์ ระยะเวลาโครงการ 25 ปี คำนวณจากต้นทุนค่าดูแลบำรุงรักษาบางส่วนอย่างเดียว คิดประมาณร้อยละ 1.1 ของเงินลงทุนติดตั้งระบบ เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ให้รวมถึงกรณีการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบทุ่นลอยน้ำ ซึ่งส่วนใหญ่จะเป็นการดำเนินการติดตั้งเพื่อใช้เอง 2) พลังงานแสงอาทิตย์ กรณี การติดตั้งบนพื้นดิน ประเมินจากต้นทุนการลงทุนในอดีตของระบบผลิตไฟฟ้า อยู่ที่ประมาณ 40,000 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาโครงการ 25 ปี คำนวนจากต้นทุนค่าดูแลบำรุงรักษาบางส่วนเพียงอย่างเดียว คิดประมาณร้อยละ 1.1 ของเงินลงทุนติดตั้งระบบ เท่ากับ 0.43 บาทต่อหน่วย เห็นควรรับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 0.50 บาทต่อหน่วย เช่นเดียวกับกรณีการติดตั้งบนหลังคา 3) พลังงานลม เห็นควรรับซื้อในอัตราเดียวกับกรณีการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานแสงอาทิตย์บนพื้นดิน ในอัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย และ 4) ขอยกเลิก การรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มของโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดเล็ก/ขนาดเล็กมาก เนื่องจากไม่มีศักยภาพในการจำหน่ายไฟฟ้าส่วนเพิ่มในเงื่อนไขการรับซื้อนี้
3. สรุปอัตรารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ โรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิง ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ อัตรา รับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย โรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิง ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคาและทุ่นลอยน้ำ พลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนพื้นดิน และพลังงานลม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบยกเลิกมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2565
2. เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค หรือการไฟฟ้านครหลวง สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ซึ่งมีอัตรารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้
2.1 กรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.20 บาทต่อหน่วย
2.2 กรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา แบบติดตั้งบนพื้นดิน แบบทุ่นลอยน้ำ และพลังงานลม) จากสัญญาเดิมและนอกเหนือจากสัญญาเดิม อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.50 บาทต่อหน่วย
ทั้งนี้ อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากสัญญาเดิมจะมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้า ในสัญญาเดิม
3. เห็นชอบให้ชะลอการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำขนาดเล็ก/ขนาดเล็กมาก ออกไปก่อน และมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานศึกษาความเหมาะสมในการรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มดังกล่าว
4. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 2 มาตรการประหยัดพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียกับประเทศยูเครนที่ส่งผลให้ราคาพลังงานในปัจจุบันมีความผันผวน และคาดว่าอาจมีแนวโน้มอยู่ในระดับสูงเป็นระยะเวลานาน กระทรวงพลังงาน จึงได้เตรียมความพร้อมรองรับสถานการณ์ดังกล่าวโดยจะพิจารณากำหนดมาตรการประหยัดพลังงาน โดยเฉพาะมาตรการด้านการลดการใช้ไฟฟ้า เพื่อสร้างความตระหนักรู้และแรงจูงใจของภาคประชาชนต่อการลดการใช้พลังงานของประเทศในสถานการณ์ที่ราคาพลังงานอยู่ในระดับสูงเช่นปัจจุบัน
2. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณามอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องจัดทำมาตรการและดำเนินการส่งเสริมการประหยัดพลังงาน ให้เป็นไปตามอำนาจหน้าที่ของหน่วยงานที่กำหนดไว้ในกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยเฉพาะการดำเนินการด้านการลดการใช้ไฟฟ้า รวมทั้งให้หน่วยงานที่มีแหล่งงบประมาณพิจารณาจัดสรรงบประมาณเพื่อสนับสนุนมาตรการส่งเสริม การประหยัดพลังงานดังกล่าวให้บรรลุผลตามเป้าหมายที่กำหนด
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการประหยัดพลังงานช่วงที่ราคาพลังงานอยู่ในระดับสูง ดังนี้
1. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องจัดทำมาตรการและดำเนินการส่งเสริมการประหยัดพลังงาน ให้เป็นไปตามอำนาจหน้าที่ของหน่วยงานที่กำหนดไว้ในกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง
2. มอบหมายให้หน่วยงานที่มีแหล่งงบประมาณ พิจารณาจัดสรรงบประมาณเพื่อการสนับสนุนมาตรการส่งเสริมการประหยัดพลังงาน
กบง.ครั้งที่ 5/2565 (ครั้งที่ 43) วันพฤหัสบดีที่ 17 มีนาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2565 (ครั้งที่ 43)
วันพฤหัสบดีที่ 17 มีนาคม พ.ศ. 2565
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
3. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
4. การยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม
6. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
7. การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2565 เพิ่มเติม
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 2 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG และ (3) เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ผู้มีรายได้น้อยที่เป็นร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไปจนถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 และต่อมาเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กบง. ได้มีมติรับทราบแนวทางการทบทวน การกำหนดราคาก๊าซ LPG และมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อจัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG และนำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
2. ปัจจุบันราคา LPG ตลาดโลกได้ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง จากสถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน โดยในเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ถึงเดือนมีนาคม 2565 ราคาตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 117.97 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 15 จากระดับ 764.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 882.60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 9 มีนาคม 2565 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าปรับตัวลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ช่วงวันที่ 8 มีนาคม ถึงวันที่ 21 มีนาคม 2565 ปรับเพิ่มขึ้น 3.1404 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 27.0211 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 30.1615 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 15.0323 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 18.1727 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2565 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 29,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 13 มีนาคม 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 29,336 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 1,243 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 28,093 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 2,730 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 5,433 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,703 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงอยู่ในระดับสูง โดย ณ วันที่ 8 มีนาคม 2565 อยู่ที่ 882.60 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 463 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่มีการตรึงราคาขายปลีกไว้ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบ 2,703 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 28,093 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 29,000 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือคิดเป็นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเป็นระดับที่ส่งผลกระทบต่อความเป็นอยู่ ของประชาชนตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ของพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เป็น 3 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 15.3104 บาท ต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,418 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 16.2450 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 348 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,133 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,849 ล้านบาทต่อเดือน แนวทางที่ 2 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 15.3104 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,418 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2565 ถึงวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 16.2450 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 348 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,133 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2565 เป็นต้นไป ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG อยู่ที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,849 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 3 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 1 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้น 2.8037 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,849 ล้านบาทต่อเดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป ทั้งนี้ รัฐบาลควรมีมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 หรือแนวทางที่ 3 โดยเพิ่มการช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ครัวเรือนผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จากเดิม 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน และขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 13 มีนาคม 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 28,093 ล้านบาท หากยังคงตรึงราคา ขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 จะติดลบประมาณ 52,420 ล้านบาท โดยหากปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 หรือแนวทางที่ 3 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 จะติดลบประมาณ 47,293 ล้านบาท หรือติดลบ 45,587 ล้านบาท หรือติดลบ 44,73 ล้านบาท ตามลำดับ อย่างไรก็ดี แม้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไปที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG ยังคงมีรายจ่าย 1,849 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG และเพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชนในสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) มากเกินไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 2 คือ ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) กรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม จำนวน 3 ครั้ง จาก 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคา ก๊าซ LPG ต่อไป
3. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565
เรื่องที่ 2 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันรัฐบาลมีมาตรการช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) (ก๊าซหุงต้ม) แก่ครัวเรือนผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน และขอความร่วมมือบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ผู้มีรายได้น้อยที่เป็นร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน อย่างไรก็ดี มาตรการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคา ขายปลีกดังกล่าว ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2565 จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2565 โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนติดลบจากการชดเชยราคาน้ำมันและก๊าซ LPG เป็นระยะเวลานาน ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคา LPG ในตลาดโลกที่ยังอยู่ในระดับสูง หากไม่มีมาตรการช่วยเหลือเพิ่มเติมจะทำให้การปรับขึ้นราคาขายปลีกก๊าซ LPG ส่งผลกระทบต่อประชาชนโดยเฉพาะกลุ่มผู้มีรายได้น้อย เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กบง. จึงได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อจัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG โดยเพิ่มการช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG กลุ่มผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ เพิ่มเติมจากปัจจุบันที่ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่เดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนมิถุนายน 2565 โดยขอจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น สำหรับโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ
2. โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ มีรายละเอียดดังนี้ (1) ขอบเขตการดำเนินงาน ยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จาก 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน (2) ระยะเวลาของมาตรการ 3 เดือน ตั้งแต่เดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนมิถุนายน 2565 (3) วงเงินงบประมาณคาดว่าจะใช้งบประมาณ 200 ล้านบาท โดยคำนวณจากจำนวนผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐทั้งหมดประมาณ 13.5 ล้านคน ซึ่งที่ผ่านมามีผู้ใช้สิทธิ์ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ประมาณ 3 ล้านคน ทั้งนี้ คาดว่าการยกระดับความช่วยเหลือเพิ่มขึ้นอีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน จะจูงใจให้มีผู้ใช้สิทธิ์เพิ่มขึ้นรวมเป็นประมาณ 3.6 ล้านคน ในช่วง 3 เดือน (4) การขอรับจัดสรรงบประมาณ โดยกระทรวงพลังงานจัดทำคำของบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่าย เพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ต่อสำนักงบประมาณ ทั้งนี้ เนื่องจากวงเงินงบประมาณที่ขอรับจัดสรรเกินกว่า 100 ล้านบาท สำนักงบประมาณจะเสนอเรื่องต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ โดยหากเห็นชอบแล้วจะแจ้งให้กระทรวงพลังงานนำเรื่องเสนอขออนุมัติต่อคณะรัฐมนตรี โดยเสนอผ่านรองนายกรัฐมนตรี และรัฐมนตรีเจ้าสังกัด ตามระเบียบว่าด้วยการบริหารงบประมาณรายจ่ายงบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น พ.ศ. 2562 ข้อ 9 (3) และ (5) การเริ่มดำเนินโครงการ โดยกระทรวงพลังงานจะแจ้งคณะกรรมการกองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม เพื่อรับทราบการสนับสนุน การดำเนินการภายใต้เงื่อนไข รวมทั้งแจ้งให้กรมบัญชีกลาง และธนาคารกรุงไทยเตรียมความพร้อมในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อดำเนินการให้ทันภายในวันที่ 1 เมษายน 2565
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน จัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2565 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้สำหรับมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซ LPG โดยการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ในช่วงเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนมิถุนายน 2565 รวมเงินงบประมาณ 200 ล้านบาท
เรื่องที่ 3 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติ ดังนี้ ระยะสั้น (พ.ศ. 2565 ถึง พ.ศ. 2566) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว (พ.ศ. 2567 เป็นต้นไป) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว สำหรับภาวะวิกฤติ คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง แบ่งเป็น 2 กรณี คือ หากราคาไบโอดีเซล สูงกว่า 1.5 เท่า หรือ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 หรือร้อยละ 3 ตามลำดับ และต่อมา เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ดังนี้ (1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา (บี10) และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในอัตราไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 ทั้ง 3 ชนิด และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 ร้อยละ 10 และร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตามลำดับ (2) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 9) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ และมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) นำเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบ ต่อคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) เพื่อทราบ
2. ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้น 27 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.03 ถึง 3.45 บาทต่อลิตร และปรับลง 22 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.02 ถึง 2.56 บาทต่อลิตร โดยรวมเฉลี่ยปรับขึ้น 6.82 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ การเคลื่อนไหวของราคาน้ำมันตลาดโลกดังกล่าวสะท้อนสู่ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศ โดยตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ปรับขึ้น 17 ครั้ง ครั้งละ 0.40 ถึง 1.00 บาทต่อลิตร เนื่องจากค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเฉลี่ยต่ำกว่าระดับเหมาะสม ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและกลุ่มแก๊สโซฮอล 95E10 E20 และ 91E10 ปรับขึ้นรวม 8.60 บาทต่อลิตร และกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และ บี20 ปรับขึ้นรวม 1.50 บาทต่อลิตร เป็นไปในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลตลาดสิงคโปร์ที่ปรับเพิ่มขึ้นรวม 7.60 บาทต่อลิตร และ 6.93 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ด้านราคาไบโอดีเซล (บี100) มีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นเช่นกัน โดย ณ วันที่ 20 มีนาคม 2565 อยู่ที่ 56.58 บาทต่อลิตร เพิ่มขึ้นจากต้นเดือนมกราคม 2565 ซึ่งอยู่ที่ 51.56 บาทต่อลิตร หรือเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 10 ส่งผลต่อต้นทุนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ผสมไบโอดีเซลขั้นต่ำร้อยละ 5 ประมาณ 2.83 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จากสถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครนส่งผลให้ราคาพลังงาน ในตลาดโลกโดยเฉพาะในช่วงเดือนมีนาคม 2565 มีความผันผวนอย่างรุนแรง โดยเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 ราคาน้ำมันดีเซลตลาดสิงคโปร์ขึ้นไปแตะระดับสูงสุดในรอบ 14 ปี นับตั้งแต่ปี 2551 โดยอยู่ที่ประมาณ 180 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ประมาณ 130 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ประกอบกับราคาไบโอดีเซลที่ปรับเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ต้นทุนราคาน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้น โดยปัจจุบันกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกลไกหลักในการรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกินระดับ 30 บาทต่อลิตร ส่งผลต่อภาระค่าใช้จ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ที่ต้องจ่ายเงินชดเชย โดย ณ วันที่ 13 มีนาคม 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 29,336 ล้านบาท และสภาพคล่องสุทธิติดลบ 18,182 ล้านบาท
3. หากกองทุนน้ำมันฯ ไม่มีการชดเชยราคา ณ วันที่ 15 มีนาคม 2565 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะอยู่ที่ประมาณ 37.71 บาทต่อลิตร และราคาไบโอดีเซลอยู่ที่ 56.58 บาทต่อลิตร ซึ่งสูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐานซึ่งอยู่ที่ 27.39 บาทต่อลิตร ประมาณ 2.06 เท่า โดยตามแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะวิกฤติ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ และราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 กระทรวงพลังงาน จึงเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565 โดยให้คงสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ร้อยละ 5 ตามแนวทางดังกล่าว และขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การคงสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ร้อยละ 5 เป็นแนวทาง ที่เหมาะสมในช่วงราคาน้ำมันตลาดโลกยังอยู่ในระดับสูง และเป็นไปตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 31 มกราคม 2565 อย่างไรก็ดี มาตรการดังกล่าวจะทำให้สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) สูงกว่าสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศที่ระดับ 3 แสนตันในสิ้นเดือนพฤษภาคม 2565 จึงเห็นควรประสานกระทรวงพาณิชย์ดำเนินการส่งออก CPO เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อราคาผลปาล์มทะลายในประเทศ เนื่องจากปัจจุบันราคา CPO ของประเทศไทยมีราคาต่ำกว่า ราคา CPO ตลาดโลก
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565 ดังนี้
1.1 กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
1.2 ขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ...) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ ตามข้อ 1.1
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการ อัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
4. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ นำเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ตามข้อ 1.1 เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 4 การยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงอยู่ในระดับสูงซึ่งส่งผลกระทบต่อต้นทุนค่าขนส่งและ ค่าครองชีพของประชาชน กระทรวงพลังงานจึงได้มีมาตรการตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ระดับไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร เพื่อบรรเทาผลกระทบดังกล่าว โดย ณ วันที่ 17 มีนาคม 2565 ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ชดเชยราคาน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วที่ 4.00 บาทต่อลิตร อย่างไรก็ดี ผู้ค้าน้ำมันบางรายได้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดพรีเมียม โดยทำการตลาดว่าเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดประสิทธิภาพสูงกว่าเกรดปกติ และกำหนดราคาขายปลีกสูงกว่าปกติประมาณ 6 บาทต่อลิตร ถึง 8 บาทต่อลิตร โดยกลุ่มลูกค้าเป้าหมายของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมส่วนใหญ่เป็นผู้ใช้รถยนต์สมรรถนะสูงหรือรถหรู รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจึงมี ข้อสั่งการให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องศึกษาแนวทางยกเลิกการชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม โดยอาจนำงบประมาณดังกล่าวไปใช้ประโยชน์ในการช่วยเหลือกลุ่มเปราะบางด้านอื่นแทน
2. เดือนมกราคม 2565 และเดือนกุมภาพันธ์ 2565 มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 ที่ระดับ 66.68 ล้านลิตรต่อวัน และ 68.22 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ ในจำนวนนี้เป็นน้ำมันดีเซล หมุนเร็วพรีเมียม 1.41 ล้านลิตรต่อวัน คิดเป็นร้อยละ 2.1 ของการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในเดือนมกราคม 2565 ซึ่งหากกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยราคาน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วที่ 4.00 บาทต่อลิตร จะทำให้กองทุนต้องชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม 5.63 ล้านบาทต่อวัน ทั้งนี้ กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประชุมหารือแนวทางยกเลิกการชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม ร่วมกับกรมสรรพสามิต และสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ซึ่งกรมสรรพสามิตแจ้งว่า ในหลักการสามารถดำเนินการได้โดยไม่ต้องออกกฎระเบียบใหม่ โดยต้องขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันจำแนกชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมในแบบรายการภาษีสรรพสามิต (ภส.03-07) เนื่องจากการกำหนดพิกัดอัตราภาษีสรรพสามิตไม่ได้จำแนกพิกัดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม โดยจำแนกพิกัดตามสัดส่วนไบโอดีเซลที่ผสมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ทั้งนี้ ภาระภาษีสรรพสามิตเกิดขึ้น ณ วันนำออกจากโรงกลั่น/คลังน้ำมัน โดยมีเจ้าหน้าที่กรมสรรพสามิตประจำอยู่ ณ โรงกลั่นเท่านั้น สำหรับคลังน้ำมันใช้วิธีการควบคุมและตรวจสอบทางบัญชี ในส่วนของ สกนช. ในฐานะ ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) แจ้งว่าจะพิจารณาประเด็นข้อกฎหมายนำเสนอ กบน. พิจารณา และออกประกาศ กบน. เพื่อกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมต่อไป
3. การยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมมีปัญหาและข้อจำกัดบางประการ ดังนี้ (1) ผู้ใช้รถยนต์สมรรถนะสูงหรือรถหรูบางกลุ่มที่เติมน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดปกติ จะยังคงได้รับประโยชน์จากการชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วต่อไป (2) การยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาน้ำมันดีเซล หมุนเร็วพรีเมียมจะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดังกล่าวสูงขึ้นประมาณ 4 บาทต่อลิตร ซึ่งอาจจูงใจให้ผู้ใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมเปลี่ยนไปใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดปกติ ซึ่งกองทุนน้ำมันฯ อาจไม่สามารถลดภาระ การชดเชยลงได้มาก และ (3) ผู้ค้าน้ำมันที่ให้ความร่วมมือในการตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ระดับ ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร ซึ่งจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมอาจได้รับผลกระทบไปด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้แยกชนิดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียมออกจากน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
2. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พิจารณาประเด็นข้อกฎหมายและนำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณา และออกประกาศ กบน. เพื่อกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วพรีเมียม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 12 มกราคม 2559 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบหลักการโครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยขององค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทุบรี (อบจ.นนทบุรี) ซึ่งเป็นโครงการนำร่องระยะเร่งด่วนตามแผน Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยและของเสียอันตราย ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะรักษาความสงบแห่งชาติ (คสช.) เมื่อวันที่ 26 สิงหาคม 2557 รวมทั้งเป็นโครงการที่รัฐส่งเสริมให้เอกชนมีส่วนร่วมในการลงทุนภายใต้แผนยุทธศาสตร์การให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2558 – 2562 โดยให้ดำเนินโครงการตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 ต่อมาเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2563 อัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 ถึง 50 เมกะวัตต์ ที่ 3.66 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี รวมทั้งมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกับกระทรวงมหาดไทย (มท.) กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า โดยคำนึงถึงแผนแม่บทการจัดการ ขยะมูลฝอยและของเสียอันตรายของประเทศ และนำเสนอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ ก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP โดยต่อมาเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 กบง. ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้กำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าของโครงการ อบจ.นนทบุรี ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 20 เมกะวัตต์ ในประกาศรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ในระยะแรก และมอบหมายให้ กกพ. เร่งดำเนินการประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มี ความพร้อมในระยะถัดไป ทั้งนี้ ต้องเป็นไปตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) และแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (AEDP) และ (2) เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (SCOD) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP ที่มีกำหนดวัน SCOD ภายในปี 2563 เป็นภายในปี 2565 โดยยังคงอัตรารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 และระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD)
2. เมื่อวันที่ 29 ธันวาคม 2564 อบจ.นนทบุรี ได้มีหนังสือถึงสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ชี้แจงปัญหา อุปสรรค ผลกระทบ และจัดส่งแผนการดำเนินโครงการฯ เพื่อขอเปลี่ยนแปลงกำหนดวัน SCOD จากภายในปี 2565 เป็นภายในเดือนมีนาคม 2568 แบ่งเป็น 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 การจัดทำรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) โดยตามประกาศกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เรื่อง กําหนดประเภทและขนาดของโครงการหรือกิจการซึ่งต้องจัดทํารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม และหลักเกณฑ์ วิธีการ ระเบียบปฏิบัติ และแนวทางการจัดทํารายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (ฉบับที่ 7) พ.ศ. 2558 กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าที่ใช้ขยะมูลฝอยเป็นเชื้อเพลิงได้รับการยกเว้นไม่ต้องจัดทำ EIA และให้ปฏิบัติตามประมวลหลักการปฏิบัติ (Code of Practice: CoP) สำหรับผู้ประกอบกิจการผลิตไฟฟ้าที่ใช้ขยะมูลฝอยเป็นเชื้อเพลิงที่มีกำลังการผลิตติดตั้ง ตั้งแต่ 10 เมกะวัตต์ ขึ้นไป พ.ศ. 2559 แต่โครงการฯ ได้รับความเห็นชอบรายงาน EIA จากคณะกรรมการผู้ชำนาญการพิจารณารายงาน การวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (คชก.) แล้วเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2552 ก่อนที่จะมีประกาศระเบียบ CoP ประกอบกับโครงการฯ ไม่ได้ดำเนินการก่อสร้างภายในระยะเวลา 2 ปี นับตั้งแต่วันที่คณะรัฐมนตรีอนุมัติโครงการ อบจ.นนทบุรี จึงต้องดำเนินการทบทวนข้อมูลผลกระทบและมาตรการสิ่งแวดล้อมต่างๆ ที่ได้เสนอไว้ในรายงาน EIA ให้สอดคล้องกับสภาพปัจจุบันที่เปลี่ยนแปลงไป และนำเสนอสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) เพื่อเสนอคณะกรรมการผู้ชำนาญการฯ และคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ (กกวล.) พิจารณาอีกครั้ง โดยคาดว่าใช้เวลาในการดำเนินการทั้งสิ้น 18 เดือน มากกว่าระยะเวลาการปฏิบัติตามระเบียบ CoP ที่ประเมินไว้ที่ 12 เดือน ส่วนที่ 2 การดำเนินการตามกฎหมายว่าด้วยการร่วมลงทุน เนื่องจากโครงการฯ มีมูลค่าเงินลงทุนเกิน 1,000 ล้านบาท จึงต้องดำเนินการตามพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการของรัฐ พ.ศ. 2556 โดยเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2561 อบจ.นนทบุรี ได้ประกาศให้บริษัท ซุปเปอร์ เอิร์ธ เอนเนอร์ยี 8 จำกัด เป็นผู้ผ่านการคัดเลือกเข้าร่วมลงทุนโครงการฯ และได้นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ ผลการประมูลและร่างสัญญาร่วมลงทุนโครงการฯ เมื่อวันที่ 7 ตุลาคม 2562 ต่อมาเมื่อมีการบังคับใช้พระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง ฉบับที่ 2 พ.ศ. 2560 ได้เกิดประเด็นในการดำเนินการตามกฎหมายว่าโครงการฯ ต้องดำเนินการภายใต้พระราชบัญญัติการให้เอกชน ร่วมลงทุนฯ หรือพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ โดยเมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายการร่วมลงทุนระหว่างรัฐและเอกชน ได้พิจารณาให้โครงการฯ ดำเนินการภายใต้พระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ โดย อบจ.นนทบุรี ได้แก้ไขสัญญาร่วมลงทุนให้สอดคล้องและเป็นไปตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ และจัดส่งให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณา โดยได้ลงนามในสัญญาฉบับแก้ไขเมื่อวันที่ 7 กันยายน 2564 และส่วนที่ 3 สถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ที่มีความรุนแรงขึ้นตั้งแต่เดือนเมษายน 2564 โดยเมื่อวันที่ 16 เมษายน 2564 จังหวัดนนทบุรีได้มีคำสั่ง ปิดสถานที่เป็นการชั่วคราว ซึ่งห้ามดำเนินการจัดกิจกรรมที่เสี่ยงต่อการแพร่โรค และงดการจัดกิจกรรมที่มีการรวมกลุ่มของบุคคลมากกว่า 50 คน ส่งผลให้โครงการฯ ไม่สามารถจัดประชุมรับฟังความคิดเห็นของประชาชน ครั้งที่ 1 ได้ตามแผนที่กำหนดไว้เดิมในวันที่ 20 เมษายน 2564 โดยต้องเลื่อนการดำเนินการเป็นวันที่ 23 และวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564
3. กกพ. ได้พิจารณาข้อชี้แจงการขอเปลี่ยนแปลงกำหนดวัน SCOD ของ อบจ.นนทบุรี และได้มีความเห็น ดังนี้ (1) อบจ.นนทบุรี ได้รับความเห็นชอบโครงการฯ จากคณะรัฐมนตรี โดยได้ดำเนินโครงการฯ ตามขั้นตอนแห่งพระราชบัญญัติการให้เอกชนร่วมลงทุนฯ ต่อมามีการเปลี่ยนแปลงด้านกฎหมายส่งผลให้ อบจ. นนทบุรี มีปัญหาในการดำเนินการตามกฎหมายขั้นตอนการร่วมลงทุนระหว่างรัฐและเอกชน และการจัดทำรายงาน EIA ทั้งนี้ ปัจจุบันปัญหาดังกล่าวได้ยุติลงแล้ว โดย อบจ.นนทบุรีจะเริ่มดำเนินการโครงการอีกครั้ง ซึ่งคาดว่าจะสามารถดำเนินโครงการแล้วเสร็จได้ภายในเดือนมีนาคม 2568 จึงเห็นควรเสนอ กบง. พิจารณา โดยปัจจุบันโครงการฯ ดำเนินการภายใต้พระราชบัญญัติรักษาความสะอาดฯ และเป็นการผลิตไฟฟ้าที่ใช้พลังงานหมุนเวียนตามแผน AEDP และ (2) ความล่าช้าของโครงการฯ อาจส่งผลกระทบต่อการจัดการขยะมูลฝอย ของ อบจ.นนทบุรี อย่างไรก็ดี ยังมีความจำเป็นที่ต้องดำเนินโครงการฯ เพื่อกำจัดขยะมูลฝอยตาม Roadmap การจัดการขยะมูลฝอยของกระทรวงมหาดไทย และตามความต้องการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของประเทศ ทั้งนี้ มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 กำหนดให้การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP เป็นการส่งเสริมในลักษณะ Non-Firm ดังนั้น การเปลี่ยนแปลงกำหนดวัน SCOD จึงไม่มีผลกระทบต่อความมั่นคงทางด้านพลังงาน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการปรับเปลี่ยนกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) โครงการให้เอกชนลงทุนก่อสร้างและบริหารจัดการระบบกำจัดขยะมูลฝอยขององค์การบริหารส่วนจังหวัดนนทบุรี (อบจ.นนทบุรี) จากภายในปี 2565 เป็นภายในเดือนมีนาคม 2568 ตามที่ อบจ.นนทบุรี เสนอ
เรื่องที่ 6 การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ภายใต้แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา การรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 กพช. ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม ภายใต้แผนการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) (2) มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่นๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้ว ในปัจจุบันและมีพลังงานส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบ ให้มีความเหมาะสม เป็นธรรม ทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าต่อไป และ (3) มอบหมายให้ กบง. พิจารณาและบริหารการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม ให้มีความเหมาะสม เป็นไปตามนโยบาย โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าให้ทันต่อสถานการณ์ และรายงานให้ กพช. ทราบต่อไป
2. เมื่อวันที่ 14 มีนาคม 2565 และวันที่ 16 มีนาคม 2565 พพ. ร่วมกับ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้ประชุมหารือพิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบัน และมีพลังงานส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 และวันที่ 9 มีนาคม 2565 โดยคำนึงถึงต้นทุนตามประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า สรุปผลการหารือได้ดังนี้ (1) สำนักงาน กกพ. ได้รายงานค่า Avoided Cost โดยคำนวณจากราคาเฉลี่ย Spot LNG ปี 2565 ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่ระดับ 26.9 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ณ อัตราแลกเปลี่ยน 32 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ คิดเป็น 5.7786 บาทต่อหน่วย (บาท/kWh) (2) การกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า จะพิจารณาจากต้นทุนค่าใช้จ่ายปฏิบัติงานและบำรุงรักษา (O&M) และค่าเชื้อเพลิง (Fuel Cost) โดยค่า O&M ของโรงไฟฟ้าชีวมวลทั้ง SPP และ VSPP อยู่ระหว่างร้อยละ 6 ถึงร้อยละ 7.5 เฉลี่ยที่ร้อยละ 6.75 ของเงินลงทุนระบบ คิดเป็น 0.8256 บาทต่อหน่วย ค่าเชื้อเพลิง (FiTv ปี 2565) เท่ากับ 1.8931 บาทต่อหน่วย ดังนั้น อัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม คือ 0.8256 บวกกับ 1.8931 เท่ากับ 2.7187 บาทต่อหน่วย (3) โรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงนอกเหนือจากชีวมวล เห็นควรรับซื้อในอัตราเดียวกับเชื้อเพลิงชีวมวล เท่ากับ 2.7187 บาทต่อหน่วย (4) โรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิง ได้แก่พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังงานน้ำขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก พิจารณาดังนี้ 1) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ประเมินจากต้นทุนการลงทุนของระบบผลิตไฟฟ้าในอดีต ขนาดกำลังการผลิตติดตั้งของอาคารธุรกิจหรือโรงงานอุตสาหกรรมซึ่งอยู่ที่ประมาณ 50,000 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาโครงการ 25 ปี โดยคำนวณจากต้นทุนค่าบำรุงรักษาเพียงอย่างเดียวในอัตราร้อยละ 2 ของต้นทุนการติดตั้งระบบผลิตไฟฟ้า เท่ากับ 0.9116 บาทต่อหน่วย เพื่อให้สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2564 ที่เห็นชอบแนวทางการส่งเสริม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาในกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ซึ่งกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายเข้าระบบในอัตรา 1.00 บาทต่อหน่วย ทั้งนี้ ให้รวมถึงกรณีระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบทุ่นลอยน้ำ ซึ่งปัจจุบันส่วนใหญ่เป็นการติดตั้งเพื่อใช้เอง 2) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน ประเมินจากต้นทุนการลงทุนระบบผลิตไฟฟ้าในอดีตซึ่งอยู่ที่ประมาณ 40,000 บาทต่อหน่วย ระยะเวลาโครงการ 25 ปี โดยคำนวณจากต้นทุน ค่าบำรุงรักษาเพียงอย่างเดียวในอัตราร้อยละ 2 ของเงินลงทุนติดตั้งระบบ เท่ากับ 0.7292 บาทต่อหน่วย 3) พลังงานลม เห็นควรรับซื้อในอัตราเดียวกับพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน เท่ากับ 0.7292 บาท ต่อหน่วย และ 4) พลังงานน้ำขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก พิจารณาจากโครงการของ พพ. ซึ่งปัจจุบันได้ผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบของ กฟผ. และ กฟภ. ในอัตรา 1.0910 บาทต่อหน่วย
3. สรุปอัตราการรับซื้อไฟฟ้าโดยคำนึงถึงต้นทุนตามประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost) ดังนี้ กรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ อัตรารับซื้อไฟฟ้า 2.7187 บาทต่อหน่วย กรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังงานน้ำขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก มีอัตรารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้ (1) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และแบบทุ่นลอยน้ำ อัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.00 บาทต่อหน่วย (2) พลังงานแสงอาทิตย์บนพื้นดิน และพลังงานลม อัตรารับซื้อไฟฟ้า 0.7292 บาทต่อหน่วย และ (3) พลังงานน้ำขนาดเล็กและขนาดเล็กมาก อัตรารับซื้อไฟฟ้า 1.0910 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติม จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม และนอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวล หรืออื่นๆ นอกเหนือจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค หรือการไฟฟ้านครหลวง สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ซึ่งมีอัตรารับซื้อไฟฟ้า ดังนี้
1.1 กรณีโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทเชื้อเพลิงชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ) อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 2.7187 บาทต่อหน่วย
1.2 กรณีโรงไฟฟ้าที่ไม่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (ประเภทพลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม และพลังงานน้ำขนาดเล็ก/ขนาดเล็กมาก)
(1) พลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และแบบทุ่นลอยน้ำ อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย
(2) พลังงานแสงอาทิตย์บนพื้นดิน และพลังงานลม อัตรารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 0.7292 บาทต่อหน่วย
(3) พลังงานน้ำขนาดเล็ก/ขนาดเล็กมาก อัตรารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 1.0910 บาทต่อหน่วย
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 7 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) ปี 2565 เพิ่มเติม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณา เรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบข้อเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 (2) เห็นชอบข้อเสนออัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ (3) มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุด (แล้วแต่กรณี) โดยคำนึงถึงต้นทุนโครงการประกอบกับปัจจัยด้านอื่นๆ เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศในภาพรวม เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงานให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบ และดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบ ทั้งนี้ มติดังกล่าวกำหนดสำหรับโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย จำนวน 23 โครงการ ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ โดยปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดตามมติ กพช.
2. เมื่อวันที่ 26 มกราคม 2565 กระทรวงมหาดไทยได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน รายงานการดำเนินโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น โดยแจ้งว่ารัฐมนตรีว่าการกระทรวง มหาดไทยได้ให้ความเห็นชอบโครงการเพิ่มเติมอีก 9 โครงการ จากมติ กพช. เดิมเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 จำนวน 23 โครงการ รวมโครงการที่ได้รับความเห็นชอบทั้งสิ้น 32 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 312.85 เมกะวัตต์ คิดเป็นปริมาณไฟฟ้าเสนอขายรวม 272.98 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2565 กระทรวงมหาดไทยได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน ขอความอนุเคราะห์พิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น จำนวน 34 โครงการ กำลังผลิตไฟฟ้ารวม 324.75 เมกะวัตต์ คิดเป็นปริมาณไฟฟ้าเสนอขายรวม 282.98 เมกะวัตต์ ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 เนื่องจากภายหลังจากที่ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 มีมติเห็นชอบรับซื้อไฟฟ้า 23 โครงการ ปรากฏว่ามีโครงการที่ผ่านความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเพิ่มอีก 11 โครงการ ส่งผลให้มีโครงการที่ผ่านความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยรวมทั้งสิ้น 34 โครงการ โดยโครงการที่เพิ่ม อีก 11 โครงการดังกล่าวเป็นโครงการที่ใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมในการพิจารณาคำนวณต้นทุนโครงการ ซึ่งหาก กพช. ประกาศอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่เท่ากับอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่กำหนดให้แก่ 23 โครงการ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 จะไม่เกิดปัญหาในการดำเนินโครงการ แต่หากกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ต่างจาก ที่กำหนดให้แก่ 23 โครงการ อาจเกิดปัญหาในการดำเนินโครงการได้ ทั้งนี้ ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยได้เสนอในที่ประชุมขอให้พิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเพิ่มเติมตามที่ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน โดย กพช. ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. พิจารณาข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนเพิ่มเติม ของกระทรวงมหาดไทย และนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบเพิ่มเติมโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น ตามข้อเสนอของกระทรวงมหาดไทย จำนวน 11 โครงการ โดยใช้แนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชน ในรูปแบบ Feed-in Tariff ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564
2. มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
กพช. ครั้งที่ 157 วันพุธที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2565 (ครั้งที่ 157)
วันพุธที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2565 เวลา 13.30 น.
1. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2564
3. การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]
4. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
7. แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
8. ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567
9. การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพิ่มเติม
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2564
สรุปสาระสำคัญ
1. ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม (คณะกรรมการกองทุนฯ) เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ โดยเมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2564 และต่อมา เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. ปีงบประมาณ 2564 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนตามวัตถุประสงค์และแผนการใช้จ่ายเงิน โดยได้ให้ความสำคัญกับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา และการให้ทุน การศึกษาและฝึกอบรมแก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน โดยได้อนุมัติเงินในวงเงินรวม 7,134,804.00 บาท แบ่งเป็น (1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม 6,579,864.00 บาท โดยมีผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาระดับปริญญาโท และปริญญาเอก จำนวน 10 ทุน และทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ และภาษาต่างประเทศ จำนวน 26 ทุน ในวงเงิน 5,952,514.00 บาท (2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 74,940.00 บาท โดยอนุมัติให้สมาคมวิศวกรรมปรับอากาศแห่งประเทศไทย 1 โครงการ ได้แก่ โครงการพัฒนาวิศวกรปรับอากาศชั้นนำ (Premier A/C Engineer Training Program) วงเงิน 30,000.00 บาท และสมาคมการจัดการงานบุคคลแห่งประเทศไทย 1 โครงการ ได้แก่ หลักสูตรการจัดการทรัพยากรมนุษย์ชั้นสูง รุ่นที่ 45 วงเงิน 44,940.00 บาท ซึ่งต่อมา สมาคมการจัดการงานบุคคลแห่งประเทศไทย ได้แจ้งสละสิทธิ์ เนื่องจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 และ (3) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 480,000.00 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงาน ได้แก่ ค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 420.297 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.110 ล้านบาท ทุนของกองทุนฯ อยู่ที่ 420.187 ล้านบาท ผลการดำเนินงานทางการเงิน กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินการ 4.351 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 7.209 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 2.859 ล้านบาท ทั้งนี้ ในปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาและฝึกอบรม และทุนการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของไวรัสโควิด-19 จึงส่งเรื่องเบิกจ่ายล่าช้า ทำให้มีการเบิกจ่ายข้ามปีงบประมาณเพิ่มขึ้น และปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 มีรายได้จากอัตราดอกเบี้ยลดลง ส่งผลให้มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิเพิ่มขึ้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติ เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่ง ผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล ต่อมาเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตาม ความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ได้แก่ การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้ กฟผ. และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือ ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการ (3) มอบหมาย กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมซาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา ซึ่งประกอบด้วย 1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทนก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน 2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม 3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทน ส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ด้วย และ 4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
2. กกพ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 วันที่ 6 มกราคม 2565 และข้อเสนอแนะของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 โดยจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้ผู้นำเข้า LNG รายใหม่ (New Shippers) ที่มีความประสงค์นำเข้า LNG สำหรับปี 2564 แจ้งความประสงค์ในการนำเข้า ซึ่งปรากฎว่าไม่มี New Shippers รายใดประสงค์นำเข้า LNG เนื่องจากสถานการณ์ราคา LNG มีความผันผวนและปรับตัวสูง กกพ. จึงมีมติมอบหมายให้ กฟผ. ซึ่งเป็น New Shippers ในกลุ่ม Regulated Market และมีความประสงค์ที่จะนำเข้า LNG มาใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้นำเข้า LNG ทั้งสิ้น 6 ลำเรือ อย่างไรก็ดี เนื่องจากราคานำเข้า LNG ของ กฟผ. ยังไม่สามารถนำไปเฉลี่ย กับราคา Pool Gas ได้ จึงส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและเป็นผลให้อัตราค่าไฟฟ้าปรับตัวสูงขึ้น ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารับภาระต้นทุนจาก LNG ทั้งหมด ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 กกพ. จึงมีมติให้ ปตท. ในฐานะ ที่เป็นผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (PTT Shipper) จัดหา Spot LNG ตามปริมาณที่ต้องจัดหาเพิ่มในช่วงเดือนมกราคม ถึงเมษายน 2565 รวม 22 ลำเรือ เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในการผลิตไฟฟ้า และให้ราคานำเข้า LNG ที่มีราคาสูงในภาวะวิกฤติพลังงานสามารถเฉลี่ยใน Pool Gas เพื่อช่วยลดผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายเพิ่มสัดส่วน การผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นเพื่อลดการนำเข้า LNG ในช่วงที่มีความผันผวนและมีราคาสูง โดยมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำแผนการใช้น้ำมันแทนก๊าซธรรมชาติ และให้ ปตท. พิจารณาความสามารถในการขนส่งน้ำมันให้สอดคล้องกัน โดยในเดือนพฤศจิกายน 2564 ถึงเดือนมกราคม 2565 มีการใช้น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลรวมประมาณ 127 ล้านลิตร และ 459 ล้านลิตร ตามลำดับ โดยการดำเนินการดังกล่าวช่วยลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นได้เพียงบางส่วนเท่านั้น เนื่องจากโครงสร้างราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ย ถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และ LNG ที่จัดหาโดย Shipper รายเดิม (ปตท.) เท่านั้น ทำให้ค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง
3. หลักการและเหตุผลในการสร้างกลไกการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) ประกอบด้วย (1) ประเทศไทยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตกระแสไฟฟ้า และมีแนวโน้มการใช้ LNG เพิ่มขึ้นตามการลดลงของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย จึงต้องเตรียมการจัดหาและนำเข้า LNG เพิ่มเติมให้รองรับปริมาณการใช้ โดยสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรมระหว่าง Shipper รายเก่าและรายใหม่ สามารถวัดประสิทธิภาพการจัดหา และสะท้อนราคาสู่ผู้ใช้ภายใต้โครงสร้างการเฉลี่ยราคาที่เหมือนกัน (2) การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 กำหนดให้ New Shippers นำเข้า LNG มาใช้เองหรือจำหน่ายให้ผู้ใช้ก๊าซโดยส่งผ่านราคา LNG ไปยังผู้ใช้ก๊าซโดยตรง ในขณะที่ผู้นำเข้า LNG รายเก่า (PTT Shipper) สามารถนำเข้า LNG มาผสมกับก๊าซอ่าวไทยที่มีอยู่เดิมและมีราคาต่ำกว่าเพื่อขายให้กับผู้ใช้ก๊าซได้ ทั้งนี้ โครงสร้างการคิดราคาก๊าซที่แตกต่างกันของ Shipper รายเก่าและรายใหม่ทำให้เกิดความเหลื่อมล้ำระหว่าง PTT Shipper และ New Shippers ซึ่งไม่สะท้อนประสิทธิภาพการนำเข้า LNG ของ Shipper แต่ละราย และเป็นอุปสรรคต่อการส่งเสริมการแข่งขัน และ (3) กรณีที่ LNG มีราคาสูงกว่าน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล การผลิตไฟฟ้าสามารถเลือกใช้น้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงแทน ก๊าซธรรมชาติได้ และทำให้ราคา Pool Gas ลดลงซึ่งเป็นประโยชน์ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas เดิม โดยค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้เชื้อเพลิงดังกล่าวจะถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง ทำให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าต้องรับภาระค่าใช้จ่ายแทนกลุ่มผู้ใช้ก๊าซในภาคธุรกิจอื่นๆ จึงจำเป็นต้องมีกลไกการคำนวณราคา ก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม Regulated Market ใหม่ ที่คำนึงถึงต้นทุนด้านพลังงานของประเทศในภาพรวมโดย ไม่สร้างภาระให้ผู้ใช้พลังงานกลุ่มใดกลุ่มหนึ่งเกินสมควร ในลักษณะ Energy Pool Price
4. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การคำนวณและการดําเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้ การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) มีสาระสำคัญ 4 ส่วน ได้แก่
4.1 Energy Pool Price หมายถึง การนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล และ LNG นำเข้าของกลุ่ม Regulated Market มาเฉลี่ยกับก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตของภาคไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมในกลุ่ม Regulated Market อยู่ในแนวปฏิบัติเดียวกัน ซึ่งมีการใช้เชื้อเพลิงคิดเป็นหน่วยราคาต่อความร้อน (หน่วยบาทต่อล้านบีทียู)
4.2 หลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price และแนวปฏิบัติ ประกอบด้วย (1) หลักการคำนวณ Energy Pool Price มาจากราคาถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุน Pool Gas ของ ปตท. ต้นทุนเชื้อเพลิง LNG นำเข้าที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และต้นทุนเชื้อเพลิงน้ำมันเตา น้ำมันดีเซล ที่ภาครัฐกำหนดให้นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าแทนการนำเข้า LNG ในช่วงวิกฤติ โดยสูตรการคำนวณ Energy Pool Price = [(Vpool x Bpool,avg) + V1B1 + V2B2] / [Vpool + V1 + V2] โดย Bpool,avg คือ ราคา Pool Gas ของ ปตท. หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B1 คือ ราคา LNG ของ New Shipper หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B2 คือราคาน้ำมันดีเซลและ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยบาท ต่อล้านบีทียู Vpool คือ ปริมาณ Pool Gas ของ ปตท. หน่วยล้านบีทียู V1 คือ ปริมาณ LNG ของ New Shipper หน่วยล้านบีทียู V2 คือ ปริมาณน้ำมันดีเซล และ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยล้านบีทียู ทั้งนี้ Pool Gas ของ ปตท. หมายถึง ก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) SPP และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ คือ ก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือหลังผ่านกระบวนการแยกของโรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน LNG และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต (2) ในช่วงเวลาปกติ การผลิตไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market ให้ กฟผ. นำต้นทุนเชื้อเพลิง LNG ของโรงไฟฟ้าที่ผลิตและขายไฟเข้าระบบโดยใช้ LNG นำเข้าของ Shipper เป็นเชื้อเพลิง มาเฉลี่ยรวมกับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas ได้เป็น Energy Pool Price (3) ในสภาวะวิกฤติพลังงาน การผลิตไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market อาจมีการเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด แทนการนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูง โดยให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ที่ใช้ในโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนการนำเข้า LNG ดังกล่าว มาเฉลี่ยรวมใน Energy Pool Price ได้ เพื่อลดภาระค่า Ft ที่ส่งผลถึงผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรง (4) ให้ กฟผ. ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) รวบรวมข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณ Energy Pool Price จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์และแนวทางปฏิบัติที่ กกพ. กำหนด ประกอบด้วยข้อมูลจากผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ซึ่งปัจจุบัน คือ กฟผ. ที่มีข้อมูลด้านราคาและปริมาณการใช้เชื้อเพลิง LNG นำเข้าของ กฟผ. และ New Shippers น้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ของโรงไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market และข้อมูลจาก PTT Shipper ในฐานะผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของ ปตท. ซึ่งมีหน้าที่ส่งข้อมูลด้านราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติที่รับมาจากแหล่งต่างๆ ซึ่งรวมถึง LNG ที่จัดหาโดย PTT Shipper และข้อมูลประมาณการราคา Pool Gas ในแต่ละงวด (5) ให้ กฟผ. นำส่ง Energy Pool Price ให้แก่ PTT Shipper นำไปใช้เป็นราคา ก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายกับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม พร้อมทั้งรายงานให้ กกพ. ทราบโดยพลัน ภายใต้หลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด เพื่อไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนในการเรียกเก็บค่าบริการที่จะถูกรวมเป็นต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดย กกพ. จะกำกับดูแลและกำหนดแบบเอกสารการเรียกเก็บ ค่าก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ให้เหมาะสมและไม่เกิดความสับสน ส่วนการคิดผลตอบแทนการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper Fee) ของ PTT Shipper นั้น ยังคงให้คำนวณจากราคา Pool Gas ของ ปตท. และ (6) กรณีที่มีส่วนต่างระหว่าง Energy Pool Price กับราคา Pool Gas ของ ปตท. ให้ กฟผ. หรือ PTT Shipper (แล้วแต่กรณี) นำส่วนต่างราคาที่เกิดขึ้นไปเรียกเก็บตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด โดยการพิจารณาส่วนต่างราคาจะมีรอบการคิดและชำระเงินเป็นรายเดือน
4.3 แนวทางในการกำกับ มีดังนี้ (1) กกพ. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price แนวทางปฏิบัติ และแนวทางในการบริหารจัดการส่วนต่างค่าเชื้อเพลิง รวมถึงแนวทางในการใช้ Energy Pool Price กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม (2) กฟผ. ในฐานะที่เป็นผู้ซื้อรายเดียว รวบรวมข้อมูลและคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ (3) กกพ. สามารถเสนอทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับ Energy Pool Price ได้ตามความเหมาะสม โดยคำนึงถึงความมั่นคงด้านพลังงานและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน
4.4 เพื่อสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรม ควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยปริมาณความต้องการใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ของ ปตท. ให้ถือเป็น New Demand ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่สามารถเลือกใช้ก๊าซจาก Pool Gas หรือ New Shipper ได้ ภายใต้การกำกับของ กกพ.
5. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง (2) มอบหมายให้ กฟผ. ในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ปตท. ได้มีข้อสังเกตต่อหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) ดังนี้ (1) กรณีที่ New Shipper นำเข้า LNG ที่มีราคาสูง จะส่งผลให้ต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. สูงขึ้น ซึ่งกระทบต่อลูกค้าของ ปตท. (2) กลไกนี้อาจไม่ส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติเนื่องจากเป็นการเกลี่ยต้นทุนให้เป็นราคาเดียวกัน และ (3) การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ดังกล่าว ปตท. ต้องแก้ไขสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติที่มีกับลูกค้า เนื่องจากในสัญญาระบุว่า ราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. เรียกเก็บจากลูกค้าต้องมาจากก๊าซธรรมชาติที่จัดหาโดย ปตท. เท่านั้น
6. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า แนวทางดังกล่าวเป็นประโยชน์ในการแก้ไขข้อจำกัดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 ในระยะยาวให้สามารถส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันที่เป็นธรรมและไม่เลือกปฏิบัติระหว่างผู้เล่นรายเก่าและรายใหม่ ส่งผลให้การบริหารการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศมีประสิทธิภาพมากขึ้น อีกทั้งยังมีกลไกในการเลือกใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพและเป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศได้ ในช่วงวิกฤติพลังงาน โดยไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าเกินความจำเป็น การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จะช่วยสนับสนุนให้การส่งเสริมการแข่งขันตามเจตนารมณ์ของนโยบายภาครัฐ และผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติมีทางเลือกในการจัดหาก๊าซเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ดี การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของประเทศให้เกิดความมั่นคงและมีประสิทธิภาพต้องมีการวางแผนล่วงหน้าระยะยาว โดย ชธ. และ ปตท. ควรเร่งจัดทำข้อมูล Demand - Supply และความสามารถในการจัดหา LNG เพิ่มเติมโดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ของ ปตท. ในช่วง 10 ถึง 15 ปีข้างหน้า ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การผลิตและความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป นอกจากนี้ การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จำเป็นต้องมีการกำหนดหลักเกณฑ์ในการบริหารจัดการเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่น ในกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้เกิดความชัดเจน โดยต้องได้รับการสนับสนุนข้อมูลจากหน่วยงาน อาทิ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน ปตท. กฟผ. และ Shipper เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้ การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคา ก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ.
3. มอบหมายให้ กกพ. กำหนดมาตรการกำกับดูแลเชื้อเพลิงที่จัดหาเข้าใน Energy Pool Price ทั้งในกรณีปกติ และช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ให้มีความโปร่งใส ตรวจสอบได้ เป็นไปตามมาตรฐานสากล และให้เกิดการแข่งขันอย่างเสรี สำหรับการนำเชื้อเพลิงประเภทอื่น เช่น น้ำมันเตา หรือน้ำมันดีเซลมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าตามที่เสนอนั้น ควรใช้ตามความจำเป็นเร่งด่วนเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน เนื่องจาก ก๊าซธรรมชาติมีราคาแพง ไม่คุ้มค่าในการผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ หากราคาน้ำมันดิบดูไบในตลาดโลกมีราคาต่ำกว่า 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ต่อเนื่องระยะเวลาหนึ่งแล้ว ให้ กกพ. นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทบทวนความจำเป็นของการนำเชื้อเพลิงประเภทอื่นดังกล่าว มาคิดรวมใน Energy Pool Price รวมทั้งให้รับข้อคิดเห็นของที่ประชุม ไปประกอบการพิจารณาดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 3 การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] รองรับการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยกำหนดให้โครงการแล้วเสร็จและสามารถแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศ และกระจายพื้นที่ในการรองรับการนำเข้า LNG ดังกล่าว ซึ่งคณะกรรมการบริษัท ปตท. ได้อนุมัติให้บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565
2. ปัจจุบันมีปัญหาเรื่องการถ่ายโอนการดำเนินการสัมปทานแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ (G1) เนื่องจากผู้รับสัมปทานแปลง G1 รายใหม่ คือ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.) ยังไม่สามารถเข้าพื้นที่เพื่อประเมินสภาพแหล่งผลิตได้ ซึ่งจะส่งผลกระทบให้ไม่สามารถผลิตก๊าซ ที่ระดับ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ได้ตามกำหนดการเดิม ประกอบกับสถานการณ์ความไม่สงบ ที่ยืดเยื้อในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาจากเหตุการณ์รัฐประหารตั้งแต่ต้นปี 2564 ซึ่งอาจทำให้เมียนมา ถูกคว่ำบาตร ส่งผลกระทบต่อการจัดหาก๊าซของประเทศไทยโดยรวมประมาณ 600 MMSCFD ถึง 700 MMSCFD และอาจยืดเยื้อถึงสิ้นปี 2565 ทำให้ประเทศไทยอาจขาดแคลนก๊าซธรรมชาติสำหรับเป็นเชื้อเพลิง ในการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ซึ่งจะส่งผลต่อการใช้ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม ซึ่งสถานการณ์ดังกล่าวถือได้ว่า เป็นวิกฤตทางพลังงาน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2564 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ได้นำเสนอสรุปแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และต่อมา เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 ได้ประชุมหารือแผนบริหารจัดการความต่อเนื่องด้านก๊าซธรรมชาติ (BCM) กรณี ไม่สามารถนำเข้าก๊าซจากเมียนมาได้ และจัดเตรียมแผนรองรับเหตุการณ์ฉุกเฉินด้านการบริหารจัดการเชื้อเพลิงกรณีเหตุการณ์ยืดเยื้อจนถึงช่วงรอยต่อของบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (CTEP) และการเข้าพื้นที่แปลง G1/61 (แหล่งก๊าซเอราวัณ) โดยเพิ่มอัตราการส่งก๊าซธรรมชาติของ LNG Receiving Terminal 1 [T-1] (Send-out LNG [T-1]) เต็มความสามารถที่ 11.5 ล้านตัน หรือประมาณ 1,600 MMSCFD เนื่องจากคาดว่าในเดือนเมษายน 2565 มีความเสี่ยงที่ความจุของ LNG Terminal จะไม่เพียงพอหากโครงการ [T-2] ยังไม่แล้วเสร็จ จึงพิจารณาเร่งโครงการ [T-2] ให้พร้อมใช้งานเร็วขึ้น เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ที่เพิ่มสูงขึ้นมากกว่า 1,600 MMSCFD ในช่วงไตรมาสที่ 2 ของปี 2565 โดย ชธ. ได้มีหนังสือแจ้งรายละเอียดการประชุมหารือ BCM ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ทราบเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2564 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติแผนการดำเนินงานและงบประมาณเพิ่มเติมในการเร่งรัด Early Gas Send Out (EGSO) โครงการก่อสร้างคลังจัดเก็บและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Terminal) แห่งที่ 2 [T-2] ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง หรือ LMPT-2 จากเดิมกำหนดแล้วเสร็จเดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นภายในเดือนพฤษภาคม 2565 งบประมาณ 2,900 ล้านบาท เพิ่มเติมจากเดิมที่ 38,500 ล้านบาท รวมเป็น 41,400 ล้านบาท โดยเมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2564 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] (LMPT2) และมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาและให้ความเห็นในเรื่องดังกล่าว เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป
3. การขอปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) โดยเร่งรัดให้สามารถจัดส่งก๊าซธรรมชาติบางส่วนได้เร็วขึ้นกว่าแผน สามารถดำเนินการได้ในลักษณะ Early Gas Sent-Out (EGSO) ซึ่งสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ภายในวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 รองรับการนำเข้า LNG ประมาณ 2.5 ล้านตันต่อปี โดยมีเงินลงทุนส่วนเพิ่มประมาณ 2,900 ล้านบาท แบ่งออกเป็น (1) ค่าติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมสำหรับรองรับการจ่ายก๊าซในรูปแบบ EGSO 62.4 ล้านบาท (2) ค่าปรับเปลี่ยนการออกแบบอุปกรณ์ใหม่ เพื่อกระชับเวลางานก่อสร้าง 415 ล้านบาท (3) จ่ายค่าเร่งรัดการผลิตอุปกรณ์และเปลี่ยนแปลงวิธีการขนส่งให้ใช้ระยะเวลาสั้นที่สุด 300 ล้านบาท และ (4) ค่าจัดจ้างผู้คุมงาน (Supervisor) และแรงงานเพิ่มเติม พร้อมขยายเวลาการทำงาน 2,122.6 ล้านบาท
4. เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้พิจารณาและได้มีความเห็นต่อแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ดังนี้ (1) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเร็วกว่าแผนเดิมมาเป็น เดือนพฤษภาคม 2565 จะทำให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้เพิ่มขึ้น 2.5 ล้านตันต่อปี เพื่อลดความเสี่ยงจากการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนถ่ายผู้รับสัมปทานแหล่งก๊าซเอราวัณ (2) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเพื่อเชื่อมต่อท่อเส้นที่ 5 ในขณะที่สถานีผสมก๊าซธรรมชาติ TP5 MXS ยังไม่แล้วเสร็จ จะส่งผลให้ดัชนี Wobbe (WI) ของ LNG ที่นำเข้ากระทบต่อความสามารถรองรับก๊าซของโรงไฟฟ้า เนื่องจากยังไม่มีการผสมก๊าซจากแหล่งอื่น ดังนั้น การจัดหา LNG จึงต้องพิจารณาจากแหล่งที่มีค่า WI ที่โรงไฟฟ้าสามารถรองรับได้ (3) การปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ควรคำนึงถึงบทปรับกรณีผู้รับเหมาไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดเวลา และ (4) โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนเกินกรอบที่คณะรัฐมนตรี ได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยการลงทุนใหม่ ที่เกิดขึ้นต้องอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในฐานะที่เป็นหน่วยงานกำกับกิจการพลังงาน ซึ่ง กกพ. จะพิจารณาให้ส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อมาเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2] โดยมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้นำข้อเสนอของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เรื่อง การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป และ (2) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนในการดำเนินการเกินกรอบวงเงินที่ กพช. ได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. พิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยเงินลงทุนดังกล่าวจะมีผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต จึงขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผล ของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ที่มอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการ จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน
เรื่องที่ 4 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ประกอบด้วย (1.1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซธรรมชาติที่มีศักยภาพ (1.2) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งคาดว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ 2,197 ล้านหน่วยต่อปี สามารถลดปริมาณการใช้ LNG ตลอดปี 2565 ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.282 ล้านตันต่อปี และ (1.3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล ซึ่งปัจจุบันกลุ่ม SPP ชีวมวล มีกำลังผลิตเหลือ 455 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทสัญญา Firm 20 ราย จำนวน 151 เมกะวัตต์ และประเภทสัญญา Non-Firm 20 ราย จำนวน 305 เมกะวัตต์ คาดว่าจะผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี (PF 50%) ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.225 ล้านตันต่อปี (1.4) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า คาดว่าจะทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 1.59 ล้านตันต่อปี และ (1.5) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เช่น เร่งรัดการจ่ายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าน้ำงึม 3 ซึ่งมีกำหนด Unit Operation Period กลางปี 2566 (2) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ (2.1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ (2.2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป และ (3) มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณาต่อไป ซึ่งประกอบด้วย (3.1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทน ก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน (3.2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิง เพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม (3.3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม จาก SPP และ/หรือ VSPP โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือ จากชีวมวลได้ด้วย และ (3.4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
2. คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน ภายใต้ กบง. ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานฯ ได้ประชุมหารือเพื่อวิเคราะห์ข้อมูลและพิจารณาแนวทางจัดหาพลังงานเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามมติ กบง. และ กพช. และได้รายงานผลการดำเนินงานให้ กบง. รับทราบเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 สรุปได้ ดังนี้ (1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถ โดยเร่งการผลิตจากแหล่งอาทิตย์ การจัดทำ CO2 relaxation และเร่งการขุดเจาะหลุม Infill เป็นต้น สามารถทดแทนได้ 0.5 ล้านตัน (2) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ดำเนินการได้ตามเป้าหมาย สามารถทดแทนได้ 0.28 ล้านตัน (3) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิมชีวมวล โดยรับซื้อไฟฟ้าที่ราคาไม่เกินราคา Pool Gas สามารถทดแทนได้ 0.17 ล้านตัน (4) การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) กรณีใช้ LNG เป็นหลักสามารถทดแทนได้ 3.25 ล้านตัน และกรณีใช้น้ำมันเป็นหลักสามารถทดแทนได้ 1.76 ล้านตัน และ (5) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า กรณีใช้ LNG เป็นหลักสามารถทดแทนได้ 0.29 ล้านตัน กรณีใช้น้ำมันเป็นหลักสามารถทดแทนได้ 1.79 ล้านตัน ซึ่ง (4) และ (5) สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างพิจารณารูปแบบการคิดอัตรา ค่าไฟฟ้าและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ก่อนกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ที่เหมาะสมเพื่อแจ้งต่อกระทรวงพลังงานต่อไป และ (6) การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว เป็นการนำพลังงานจากแผนล่วงหน้ามาใช้ โดยไม่ได้ผลิตชดเชยก๊าซของแหล่ง G1 และมีปริมาณน้อยมาก ซึ่งจากความต้องการนำเข้าก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อชดเชยก๊าซธรรมชาติที่จะหายไปในช่วงเปลี่ยนผ่านของแหล่งเอราวัณ (G1/61) จำนวน 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG เพื่อการแข่งขัน จำนวน 2.7 ล้านตัน รวม 4.5 ล้านตัน เมื่อพิจารณาตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 พบว่ากระทรวงพลังงานจะสามารถจัดหาเชื้อเพลิงต้นทุนต่ำเพิ่มขึ้นเบื้องต้น 0.95 ล้านตัน ส่งผลให้เกิดความมั่นคงทางพลังงาน และการจัดหา LNG ลดลง
3. เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม โดยมีมติเห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม โดยมีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มเฉพาะกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิต กระแสไฟฟ้าจากสัญญาเดิม ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ (2) รูปแบบการจ่ายพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Excess Energy) แบบ Non-Firm (3) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่ม 1.8931 บาทต่อหน่วย โดยมีหลักการสำคัญ ดังนี้ (3.1) การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่มเป็นการใช้สินทรัพย์เดิมของผู้ผลิตไฟฟ้าและไม่มีการลงทุนใหม่ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มโดยอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนผันแปร (FiTv) เชื้อเพลิงชีวมวลปี 2565 ซึ่งคิดจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า 1.8931 บาทต่อหน่วย และไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม (3.2) การรับซื้อไฟฟ้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ภาครัฐต้องการพลังงานไฟฟ้าทดแทนการนำเข้า LNG ซึ่งปรับตัวอยู่ในระดับสูง จึงควรพิจารณากรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าต้นทุนค่าเชื้อเพลิง ในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas (ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas 2.4972 บาทต่อหน่วย (ประมาณการราคาเฉลี่ยปี 2565)) (3.3) ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ประโยชน์ทดแทนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า จาก Pool Gas หน่วยละ 0.6041 บาทต่อหน่วย หรือ 51.53 ล้านบาทต่อเดือน (4) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาพิจารณาคัดเลือกจากความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 รวมถึงข้อจำกัดด้านเทคนิค Feeder และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า (Grid Capacity) เป็นรายกรณี และ (5) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมตามสัญญาเดิม
4. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มนอกเหนือจากสัญญาเดิม และได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวลจากผู้ผลิตไฟฟ้า ที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกิน 1.8931 บาทต่อหน่วย (2) มอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า โดยให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) บริหารให้เป็นไปตามนโยบายต่อไป และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
2. เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวลจากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการ ลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) หรือการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) สามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกินต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่หลีกเลี่ยงได้จากการใช้เชื้อเพลิงนำเข้าในราคาสูง ณ ปัจจุบัน (Avoided Cost)
3. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ร่วมกันกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้า และเงื่อนไขอื่นๆ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีการผลิตและใช้เองอยู่แล้วในปัจจุบันและมีพลังงานส่วนเหลือที่จะจำหน่ายเข้าสู่ระบบ ให้มีความเหมาะสม เป็นธรรมทั้งผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า โดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้าต่อไป
4. มอบหมายให้ กบง. พิจารณาและบริหารการดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน ส่วนเพิ่มให้มีความเหมาะสมเป็นไปตามนโยบายโดยคำนึงถึงประเภทเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ให้ทันต่อสถานการณ์ และรายงานให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) (Tariff MOU) และการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่าง Tariff MOU ทั้ง 3 ฉบับ ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจึงจะสามารถลงนามได้ (2) เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไข ในร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม ทั้งนี้ จะต้องไม่กระทบอัตราค่าไฟฟ้า และ (3) เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือ ในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ ตามผลการหารือของ ที่ประชุมที่ได้พิจารณาข้อเสนอเดิมที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เคยเสนอในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยข้อเสนอดังกล่าวได้พิจารณาครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการ กับ สปป. ลาว ทั้งหมดและสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป. ลาว ซึ่งเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 10,500 เมกะวัตต์ ภายใต้ร่าง MOU ดังกล่าว และอนุมัติให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน หรือผู้ได้รับมอบอำนาจจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ผู้ลงนามใน MOU ในวันที่ 4 มีนาคม 2565 โดยเมื่อวันที่ 4 มีนาคม 2565 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ ลงนามใน MOU กับ กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว เรียบร้อยแล้ว
2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว ในโครงการ หลวงพระบาง และโครงการปากแบง โดยมีรายละเอียด ดังนี้
2.1 โครงการหลวงพระบาง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณา ร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และรับทราบว่ารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ แห่ง สปป. ลาว ได้แจ้งว่ารัฐบาล สปป. ลาว เสนอรายงานผลการศึกษาผลกระทบต่อแหล่งมรดกโลก (Heritage Impact Assessment: HIA) ฉบับสมบูรณ์ต่อ UNESCO แล้ว โดยจะดำเนินการตามคำแนะนำใดๆ ที่จะได้รับจาก UNESCO หรือ Advisory Bodies ให้ถูกต้องตามกฎหมายและมีความมั่นใจว่าจะไม่กระทบต่อการพัฒนาโครงการ สปป.ลาว จึงเห็นว่าการลงนามในร่าง Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) สามารถดำเนินการต่อไปได้โดยไม่ต้องรอคำแนะนำจาก Advisory Bodies ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบ ร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าโครงการหลวงพระบาง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการ หลวงพระบางที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. ภายหลังจากที่มีการลงนามใน MOU แล้ว และ (3) มอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง และเมื่อ อส. ตรวจพิจารณาแล้วเสร็จให้ดำเนินการเจรจาร่าง PPA กับโครงการหลวงพระบางอย่างไม่เป็นทางการคู่ขนานกันไประหว่างรอเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามร่าง Tariff MOU ทั้งนี้ หาก กพช. พิจารณา Tariff MOU แล้ว มีความเห็นแตกต่างจากร่าง Tariff MOU ที่ อส. ได้เคยตรวจพิจารณาแล้วให้นำไปปรับปรุงในร่าง Tariff MOU และร่าง PPA ด้วย
2.2 โครงการปากแบง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบว่าผู้พัฒนาโครงการปากแบงได้มีหนังสือขอให้พิจารณาเปลี่ยนแปลงกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการปากแบง จากเดิมที่กำหนด SCOD วันที่ 31 ธันวาคม 2571 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าใหม่ของโครงการปากแบงที่เสนอขอเปลี่ยนแปลงกำหนด SCOD เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 และเสนอ SCOD ทางเลือกเพิ่มเติมเป็นวันที่ 1 มกราคม 2576 และได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าของโครงการที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาปรับปรุงร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการ ให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันดังกล่าว และต่อมาเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงที่ได้แก้ไขให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 ได้แก่ กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการบริหารจัดการน้ำ ปรับปรุงเงื่อนไข AC Collective Substation กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการติดตั้ง Generator Shedding Scheme ปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า และปรับปรุงกำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ โดยได้มีมติเห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการปากแบง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตรา ค่าไฟฟ้าโครงการปากแบง รวมทั้งมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการปากแบงที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว
3. เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง โดยได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง ที่ผ่าน การตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว (2) เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบางและโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่าง PPA เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
4. สรุปรายละเอียดโครงการ และข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power ร่วมกับ PT (Sole) Company Limited ร่วมกับ Ch.Karnchang และ Petro Vietnam Power Corporation ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run off River) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 35 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2573 และ (2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงอุดมไซย สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 897 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off River พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,525 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2576 ทั้งนี้ ข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทย ของโครงการหลวงพระบาง 2.8432 บาทต่อหน่วย และโครงการปากแบง 2.9179 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU)โครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด แล้ว
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2563 ที่ประชุม ASEAN Minister on Energy Meeting and Associated Meeting (AMEM) ได้นำเสนอการขยายโครงการเชื่อมโยงพลังงานไฟฟ้าระหว่างสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ไทย มาเลเซีย และสิงคโปร์ ภายใต้ชื่อโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (Lao PDR – Thailand – Malaysia - Singapore on Power Interconnection Project: LTMS - PIP) โดย สปป. ลาว เป็นผู้จำหน่ายไฟฟ้าให้สิงคโปร์ผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซียเป็นระยะเวลา 2 ปี และต่อมาได้มีการประชุมร่วมกันระหว่าง 4 ประเทศดังกล่าวเพื่อเจรจาหลักการสำคัญของการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP โดยมีเป้าหมายให้สามารถลงนามสัญญาและเริ่มต้นโครงการ LTMS - PIP ภายในไตรมาส 2 ของปี 2565
2. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าบริการในการใช้หรือการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) ของไทย เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ใช้ในการเจรจาโครงการ LTMS - PIP โดยต่อมา ผู้แทนของ สปป. ลาว มาเลเซีย สิงคโปร์ และไทย โดยผู้แทนกระทรวงพลังงานและผู้แทน กฟผ. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ การไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) การไฟฟ้ามาเลเซีย (Tenaga Nasional Berhad: TNB) และหน่วยงานด้านกิจการไฟฟ้าของสิงคโปร์ คือ Energy Market Authority (EMA) และ Singapore Importer (Keppel) ได้ประชุมหารือแนวทางการดำเนินโครงการ LTMS - PIP และจัดทำร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) สำหรับโครงการ LTMS - PIP โดยเมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 ที่ประชุมได้เห็นชอบจัดทำร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS – PIP ร่วมกัน และต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP และมอบหมายให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาอัตราค่า Wheeling Charge ของไทย และหลักการร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS - PIP ซึ่ง กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 ได้มีมติดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยและหลักการร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP (2) มอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS - PIP ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ หาก อส. กบง และ กพช. มีความเห็นให้แก้ไขร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปได้ และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3. อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS - PIP ประกอบด้วย 3 ส่วน คือ ค่าระบบส่งไฟฟ้า (Transmission Tariff) ค่าสายส่งระบบ High Voltage Direct Current (HVDC Cost) และค่าภาษี (Tax) โดยมีหลักการคำนวณ ดังนี้ ส่วนที่ 1 อัตรา Transmission Tariff ประกอบด้วย (1) ค่า Wheeling Charge เท่ากับ 0.7813 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย (2) ค่าบริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary Services) เท่ากับ 0.7603 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ (3) ค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ (Policy Expense) เท่ากับ 0.8750 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ส่วนที่ 2 ค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.3248 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย มีสมมติฐานการคำนวณโดยใช้ค่าสินทรัพย์สายส่ง ณ ปี 2564 ค่าสินทรัพย์ HVDC ที่สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ณ ปี 2564 และค่าบำรุงรักษา (Refurbishment Cost) และส่วนที่ 3 ค่า Tax คือภาษีมูลค่าเพิ่มในอัตราร้อยละ 7 ของผลรวมของค่า Transmission Tariff และค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.2066 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ทั้งนี้ การพิจารณากำหนดอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS – PIP ได้คำนึงค่าความสูญเสีย ที่จะเกิดในระบบ (Transmission Loss) เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง โดยสรุปอัตรา Wheeling Charge เท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย
4. หลักการของสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ประกอบด้วยสาระสำคัญ 3 ส่วน ดังนี้
4.1 หลักการซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS – PIP มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) การส่งพลังงานไฟฟ้า (LTMS Energy) ฟฟล. จะจ้าง กฟผ. และ TNB ส่งพลังงานไฟฟ้าให้กับ Keppel ณ จุดส่งมอบตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงซื้อขายกันในแต่ละวันตาม Actual Confirmation of Wheeling (ACoW) ทั้งนี้ กฟผ. และ TNB ตกลงที่จะนำส่ง LTMS Energy จาก ฟฟล. ให้กับ Keppel ตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงกันใน ACoW โดยมีกำหนดการซื้อขายขั้นต่ำที่ 30 เมกะวัตต์ สูงสุดไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ ต่อเนื่องกันอย่างน้อย 5 ชั่วโมง (2) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP จะใช้โครงสร้างพื้นฐานในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่เดิมระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. และ กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา Energy Purchase and Wheeling Charge Agreement (EPWA) ของโครงการ LTM - PIP โดยเพิ่มการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่าง TNB กับ SP Power Assets Limited (SPPA) ของสิงคโปร์ 3 ส่วนดังนี้ ส่วนที่ 1 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - ฟฟล. ผ่านระบบส่งเชื่อมโยง 115 เควี จำนวน 7 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าท่านาแล้ง สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าโพนต้อง สถานีไฟฟ้าบึงกาฬ - สถานีไฟฟ้าปากซัน สถานีไฟฟ้าท่าลี่ - สถานีไฟฟ้าแก่งท้าว สถานีไฟฟ้านครพนม - สถานีไฟฟ้าท่าแขก สถานีไฟฟ้ามุกดาหาร - สถานีไฟฟ้าปากบ่อ และสถานีไฟฟ้าสิรินธร 2 – สถานีไฟฟ้าบังเยาะ ส่วนที่ 2 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - TNB ผ่านระบบ 300 เมกะวัตต์ 300 เควี HVDC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ของไทย – สถานีไฟฟ้า Gurun East ของมาเลเซีย และส่วนที่ 3 จุดเชื่อมโยงระหว่าง TNB - SPPA ผ่านระบบ HVAC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้า Plentong ของมาเลเซีย – สถานีไฟฟ้า Woodlands ของสิงคโปร์ (3) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP ตั้งอยู่บนพื้นฐานของการทำงานร่วมกับสัญญาที่มีอยู่เดิม ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา EPWA ของโครงการ LTM-PIP ดังนี้ ส่วนที่ 1 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทย - สปป. ลาว เป็นตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ลงนามเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2562 ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. รองรับการเชื่อมโยงแบบระบบต่อระบบ (Grid to Grid: G2G) มีการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนระหว่างกันแบบ Non-Firm (G2G Energy) ซึ่งกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าจากการคำนวณต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost: SRMC) เฉลี่ยในช่วง 6 เดือนแรกของปีก่อนปีสัญญาถัดไป และส่วนที่ 2 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง ไทย - มาเลเซีย เป็นตามสัญญา HVDC System Interconnection Agreement (SIA) ระหว่าง กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ลงนามเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เป็นการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนและสำรองกำลังการผลิตระหว่างกัน ปริมาณซื้อขายไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ ในลักษณะที่ทั้งสองฝ่ายตกลงทำข้อเสนอราคาขายไฟฟ้าล่วงหน้าเดือนต่อเดือน (4) เมื่อมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP ฟฟล. จะส่ง LTMS Energy ปริมาณไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ มายังระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และมาเลเซีย จากนั้นมาเลเซียจะนำส่งพลังงานดังกล่าวต่อให้สิงคโปร์เพื่อขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ผ่าน Keppel และ (5) อายุสัญญา 2 ปี
4.2 หลักการทำงานระหว่างสัญญาเดิมกับสัญญา EWA มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปัจจุบัน สปป. ลาว ได้ส่งพลังงานไฟฟ้าให้ไทยอยู่แล้วตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ซึ่งรวมเรียกว่า EDL - EGAT PPA และเรียกพลังงานส่วนนี้ว่า G2G Energy ส่วนพลังงานไฟฟ้าที่ สปป. ลาว ส่งไปขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ ผ่าน Keppel ตามโครงการ LTMS – PIP เรียกว่า LTMS Energy (2) พลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับมาเลเซียแบ่งเป็น 2 ส่วนเช่นกัน คือ ตามสัญญา SIA เรียกว่า SIA Energy และตามโครงการ LTMS - PIP เรียกว่า LTMS Energy และ (3) หากมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS – PIP เกิดขึ้น ปริมาณไฟฟ้า ที่จะถือเป็น LTMS Energy ภายใต้สัญญา EWA ก่อน คือ ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) แรก ที่ ฟฟล. ส่งเข้ามายังระบบไฟฟ้าของไทยและมาเลเซีย ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) ที่ไทยส่งให้มาเลเซีย และปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ที่มาเลเซียส่งให้สิงคโปร์ โดยส่วนที่เหลือจึงจะถือว่าเป็น G2G Energy ที่มีการซื้อขายตาม EDL-EGAT PPA ถือเป็น SIA Energy ที่มีการซื้อขายตามสัญญา SIA และถือเป็นพลังงานตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างมาเลเซียกับสิงคโปร์ ตามลำดับ
4.3 อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยเท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และของมาเลเซียเท่ากับ 2.48 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่า Wheeling Charge ของไทย เท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และหลักการร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) โครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (LTMS – PIP)
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS - PIP ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ หาก อส. และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ มีความเห็นให้แก้ไขร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปได้
เรื่องที่ 7 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ดังนี้ (1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย (โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกิน ที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 เมกะวัตต์ (MWp) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย โดยให้อัตรามีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 และ (2) กลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 1.00 บาทต่อหน่วย เป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp แบ่งเป็นกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา 20 MWp กลุ่มโรงพยาบาล 20 MWp และ กลุ่มสูบน้ำเพื่อการเกษตร 10 MWp โดยมีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 กิโลวัตต์ (kWp) แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป นอกจากนี้ กรณีการลงทุนโดยภาครัฐในกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำ เพื่อการเกษตร มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปหารือกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณาปรับปรุงกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาสามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม
2. กกพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย พ.ศ. 2564 และสำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) พ.ศ. 2564 โดยสถานะการดำเนินงานในรอบปี 2564 ณ วันที่ 31 มกราคม 2565 มีดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 2,415 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.30 MWp มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 404 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2.27 MWp (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 27 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2.95 MWp และ ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 16 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1.87 MWp ซึ่งทยอยจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการดังกล่าวยังไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากมาตรการควบคุมและป้องกันการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19 ส่งผลให้สถานศึกษาปิดทำการต่อเนื่อง อาจทำให้โรงเรียน สถานศึกษา และโรงพยาบาลยังไม่ตัดสินใจเข้าร่วมโครงการในปัจจุบัน ประกอบกับกลุ่มโรงพยาบาลมีความต้องการใช้ไฟฟ้า ทุกวันจึงทำให้ไม่มีปริมาณไฟฟ้าเหลือขายเข้าร่วมโครงการ
3. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และเสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และปีต่อๆ ไป เห็นควรให้กำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าต่อเนื่อง และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ซึ่ง ต่อมา เมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2565 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ให้มีการรับซื้อต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป โดยกำหนดเป้าหมายการรับซื้อปีละ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กบง. กำหนดเป้าหมายการรับซื้อได้ในกรณีต้องปรับปรุงเป้าหมายการรับซื้อดังกล่าวต่อไป (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ดังนี้
1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ให้มีการรับซื้อต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป โดยกำหนดเป้าหมาย การรับซื้อปีละ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงเป้าหมายการรับซื้อ มอบให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณากำหนดเป้าหมายดังกล่าวได้
2. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
เรื่องที่ 8 ทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ตามที่พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (1) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และเมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบการทบทวนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 ในส่วนของแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ 1) ตัดข้อความการระบุวงเงินกู้ ในข้อ 4 จากเดิม “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้ (จำนวนเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท) แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562...” แก้ไขเป็น “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562...” และ (2) แก้ไขข้อ 5 5) จากเดิม “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุด การชดเชย” แก้ไขเป็น “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท หรือติดลบตามจำนวน ที่กำหนดในพระราชกฤษฎีกา ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงหยุดการชดเชย”
2. ด้วยสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกยังมีความผันผวนและมีราคาสูง ส่งผลกระทบต่อราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงภายในประเทศ ประกอบกับสภาพทางเศรษฐกิจที่ยังไม่ฟื้นตัว ตลอดจนการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโควิด-19 ทำให้ประชาชนได้รับความเดือนร้อนในการดำรงชีพ และสอดคล้องกับการดำเนินการขยายกรอบวงเงินกู้ยืมเงิน 20,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 วรรคสอง และปรับกลยุทธ์การถอนกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (Exit Strategy) ให้มีความยืดหยุ่นขึ้น สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) จึงขอเสนอการทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ในหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงฉบับปรับปรุง ครั้งที่ 2 เพื่อเป็นการรองรับให้การปฏิบัติงานของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สามารถดำเนินการได้อย่างต่อเนื่องจากเหตุการณ์ต่าง ๆ ที่อาจเกิดขี้น จนเป็นอุปสรรคต่อการดำเนินการของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบ ต่อการดำรงชีพเนื่องจากความผันผวนด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งเมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2565 กบน. ได้มีมติเห็นชอบทบทวนแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 - 2567 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ดังนี้ (1) ตัดข้อความในข้อ 4 จากเดิม “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งเมื่อรวมกับเงินกู้แล้วต้องไม่เกินจำนวน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในกรอบวงเงิน 40,000 ล้านบาท ตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้จ่ายได้เพื่อกิจการ ดังต่อไปนี้...” แก้ไขเป็น “4. การบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องมีจำนวนเงินเพียงพอเพื่อใช้ในการบริหารจัดการกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 การใช้จ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้จ่ายได้เพื่อกิจการ ดังต่อไปนี้...” และ (2) แก้ไขข้อ 5 4) จากเดิม “4) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใกล้ติดลบ หากระดับราคายังอยู่ในระดับวิกฤตจนส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ ให้เริ่มดำเนินกลยุทธ์การถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) โดยปรับสัดส่วนการช่วยเหลือลงครึ่งหนึ่ง และยังคงดำเนินการหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต เพื่อให้ระดับราคาไม่ปรับตัวสูงขึ้นมากนัก และเริ่มดำเนินการกู้เงินเพื่อให้กองทุนฯ ไม่ขาดสภาพคล่อง” เป็น “4) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใกล้ติดลบ หากระดับราคายังอยู่ในระดับวิกฤตจนส่งผลให้ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ ตามมาตรา 26 วรรคสอง หรือ วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 โดยเฉพาะเมื่อใกล้วงเงินกู้ยืมเงินที่ได้รับตามพระราชกฤษฎีกาที่ออกตามกฎหมายดังกล่าวให้เริ่มดำเนินการพิจารณากลยุทธการถอนกองทุนน้ำมันฯ (Exit Strategy) และยังคงดำเนินการหารือเรื่องการปรับลดภาษีสรรพสามิต เพื่อให้ระดับราคา ไม่ปรับตัวสูงขึ้นมากนัก และเริ่มดำเนินการกู้เงินเพื่อให้กองทุนฯ ไม่ขาดสภาพคล่อง” และ (3) ขอตัดข้อ 5 5) จากเดิม “5) กรณีฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงติดลบ 20,000 ล้านบาท หรือติดลบตามจำนวนที่กำหนดใน พระราชกฤษฎีกา ตามมาตรา 26 วรรคสาม แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หยุดการชดเชย” เป็น ตัดข้อ 5) ออก
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2563 – 2567 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 2 ตามที่คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเสนอ เพื่อนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 9 การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) เพิ่มเติม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ Feed-in Tariff (FiT) และมีมติ ดังนี้
1.1 เห็นชอบข้อเสนอหลักการในการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ ปี 2565 ประกอบด้วย (1) การรับซื้อไฟฟ้าไม่ต้องผ่านกระบวนการแข่งขันด้านราคา (Competitive Bidding) สอดคล้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 โดยต้องเป็นโครงการที่สอดคล้องกับ Roadmap หรือแผนแม่บทระดับชาติของรัฐบาล และต้องผ่านการพิจารณาคัดเลือกจากคณะกรรมการกลางจัดการสิ่งปฏิกูลและมูลฝอย และได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย ตามพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 (2) การส่งเสริมจะเป็นในลักษณะ Non-firm ทั้ง SPP และ VSPP เนื่องจากปัญหาการจัดหาเชื้อเพลิงขยะที่ไม่แน่นอนอาจส่งผลให้ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้อย่างสม่ำเสมอ (3) การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้า FiT จะสะท้อนต้นทุนของโรงไฟฟ้าขยะ ทั้งค่าก่อสร้าง ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการและบำรุงรักษา (O&M) ตลอดอายุการใช้งานโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดเตรียมขยะสำหรับการผลิตไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายในการควบคุมมลพิษ ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าจะได้รับค่ากำจัดขยะ (Tipping Fee) จากองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น ตามงบประมาณที่ได้รับการจัดสรรซึ่งแตกต่างกันตามแต่ละพื้นที่ ส่งผลให้ต้นทุนการบริหารจัดการเชื้อเพลิงสุทธิแตกต่างกัน ดังนั้น การพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจะต้องคำนึงถึงข้อจำกัดดังกล่าว ร่วมกับประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าและการกำจัดขยะของโครงการโรงไฟฟ้าขยะ เพื่อให้ได้ผลตอบแทนที่เหมาะสม ไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชน และเป็นประโยชน์ต่อประเทศชาติสูงสุด ในภาพรวม (4) กำหนดให้มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) ภายในปี 2567 - 2568 ตามการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 ปริมาณรับซื้อไฟฟ้ารวมไม่เกิน 215 เมกะวัตต์ โดยพิจารณาจากโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย แบ่งเป็น VSPP ปริมาณ 115 เมกะวัตต์ และ SPP ปริมาณ 100 เมกะวัตต์ (5) การรับซื้อไฟฟ้าจะต้องพิจารณาถึงความพร้อมในด้านต่างๆ ได้แก่ ที่ดิน ปริมาณเชื้อเพลิง เทคโนโลยี ระบบสายส่ง/สายจำหน่าย แหล่งเงินทุน และประสบการณ์ของผู้พัฒนาโครงการ และ (6) โครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นเป็นการมอบให้เอกชนดำเนินการหรือร่วมดำเนินการตามมาตรา 34/1 ของพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติรักษาความสะอาดและความเป็นระเบียบเรียบร้อยของบ้านเมือง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2560 โดยเอกชนจะได้ค่ากำจัดขยะจากองค์กรปกครอง ส่วนท้องถิ่นซึ่งมีแหล่งที่มาจากงบประมาณรายจ่ายประจำปี หรืองบประมาณขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่น และรายได้จากการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าของประชาชนโดยรวม ดังนั้น เพื่อมิให้เป็นการเพิ่มภาระแก่ผู้ใช้ไฟฟ้า หากจะมีโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าเพิ่มเติมจากรายชื่อโครงการ ที่กระทรวงมหาดไทยรายงานการดำเนินงานผ่านคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) มาในครั้งนี้ หรือเป็นโครงการใหม่ที่จะมีในอนาคต ควรให้ กพช. กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้า และ กกพ. ออกระเบียบและประกาศรับซื้อไฟฟ้าก่อน เพื่อนำอัตราและเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าไปพิจารณาประกอบการกำหนดค่ากำจัดขยะที่มีความเหมาะสมและดำเนินการคัดเลือกโครงการต่อไป ทั้งนี้ ตามนัยของมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560
1.2 เห็นชอบข้อเสนอกรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ปี 2565 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ซึ่งโครงการกำจัดขยะเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าของกรุงเทพมหานครและองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ผ่านความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยเป็นการพิจารณาความเหมาะสมของโครงการจากผลการศึกษา ซึ่งหลายโครงการได้ลงนามสัญญากับภาคเอกชนให้ดำเนินโครงการแล้ว และ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 ได้มอบหมายให้ กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป จึงเห็นควรให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ไม่เกินกรอบอัตราสูงสุดตามที่ กพช. เคยมีมติในเรื่องนี้ไว้แล้ว ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ VSPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2557 ที่กำลังผลิตติดตั้งน้อยกว่าหรือเท่ากับ 10 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 2.39 2.69 และ 5.08 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี มี FiT Premium 8 ปีแรก อยู่ที่ 0.70 บาทต่อหน่วย และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับ SPP สำหรับปี 2565 อ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้ารูปแบบ FiT ตาม มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ที่กำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 แต่ไม่เกิน 50 เมกะวัตต์ อัตรา FiTF FiTV,2567 และ FiT อยู่ที่ 1.81 1.85 และ 3.66 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ ระยะเวลาสนับสนุน 20 ปี
1.3 มอบหมายให้ กกพ. พิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมภายใต้กรอบอัตราสูงสุดในข้อ 2 (แล้วแต่กรณี) โดยคำนึงถึงต้นทุนโครงการประกอบกับปัจจัยด้านอื่นๆ เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดต่อประเทศในภาพรวม เพื่อใช้เป็นอัตราในการประกาศรับซื้อไฟฟ้าแล้วรายงานให้ กบง. ทราบ และดำเนินการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT สำหรับปี 2565 ให้เป็นไปตามข้อเสนอหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนที่ได้รับความเห็นชอบตามข้อ 1 ต่อไป
2. กระทรวงมหาดไทย ได้รับทราบมติ กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 ได้พิจารณาอัตรา รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนขององค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นที่ได้รับความเห็นชอบจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทย จำนวน 23 โครงการ ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 และมอบหมาย กกพ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการที่มีความพร้อมในระยะถัดไป โดยเห็นควรให้กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ไม่เกินอัตราสูงสุดตามที่ กพช. เคยมีมติไว้ ซึ่งโครงการ ที่องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นได้จัดทำโครงการเสนอมาได้ยึดต้นทุนหรือค่าไฟฟ้าที่ กกพ. ประกาศล่าสุดในการจัดทำโครงการ แต่หลังจากการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 ปรากฏว่า รัฐมนตรีว่าการกระทรวงมหาดไทยได้พิจารณาให้ความเห็นชอบโครงการอีก 11 โครงการ รวมทั้งสิ้น 34 โครงการ โดยโครงการ ที่เพิ่ม 11 โครงการ เป็นโครงการที่มีการใช้อัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมในการพิจารณาคำนวณต้นทุนโครงการ ซึ่งหากมีการกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าใหม่ที่ไม่เท่ากับ 23 โครงการเดิม อาจเกิดปัญหาในการดำเนินการต่อไปได้ ดังนั้น การพิจารณากำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าของโครงการทั้งหมด 34 โครงการในอัตราเดิม จะทำให้โครงการดังกล่าวสามารถดำเนินการต่อไปได้ องค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นกำจัดขยะได้อย่างมีประสิทธิภาพ แก้ไขผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมที่มีต่อประชาชน สร้างความมั่นใจและความเชื่อมั่นให้กับภาคเอกชนที่สนใจจะเข้ามาลงทุน ในโครงการต่างๆ กับองค์กรปกครองส่วนท้องถิ่นต่อไปในอนาคต ซึ่งเป็นไปตามนโยบายของรัฐบาลที่กำหนดให้การแก้ไขขยะเป็นวาระแห่งชาติ จึงขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากขยะชุมชนในรูปแบบ FiT ของกระทรวงมหาดไทย จำนวน 34 โครงการ ในอัตรารับซื้อไฟฟ้าเดิมตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561
มติของที่ประชุม
มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้า จากขยะชุมชน (เพิ่มเติม) ของกระทรวงมหาดไทย และนำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลก ไม่ว่าจะเป็นราคาน้ำมันดิบดูไบ Brent WTI มีแนวโน้ม ที่ปรับตัวสูงขึ้น เช่นเดียวกับน้ำมันเชื้อเพลิงสำเร็จรูป เบนซิน และ ดีเซล ที่มีราคาสูงสุดในรอบ 14 ปี พบว่า ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงปัจจุบัน ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับตัวสูงขึ้นจาก 77.26 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เป็น 122.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล สำหรับน้ำมันดีเซล ราคาปรับตัวสูงขึ้นจาก 89.30 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เป็น 157.65 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล และยังมีแนวโน้มที่ปรับตัวสูงขึ้น จากความกังวลเรื่องอุปทานน้ำมัน ในตลาดโลกจากการคว่ำบาตรธุรกรรมทางการเงิน และบริษัทพลังงานหลายแห่งระงับการลงทุนในรัสเซีย และจากมติของกลุ่มประเทศโอเปคและพันธมิตร (OPEC+) ยึดตามข้อตกลงเดิมที่จะเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบในเดือนเมษายน 2565 เพียง 400,000 บาร์เรลต่อวัน ซึ่งเมื่อพิจารณาสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบดูไบและดีเซลในอดีต พบว่า สมัยนายกรัฐมนตรี นายสมัคร สุนทรเวช เป็นช่วงที่มีราคาน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้นมาก โดยน้ำมันดีเซลปรับตัวสูงขึ้นถึง 184 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล แต่มาสมัยนายกรัฐมนตรี นายประยุทธ์ จันทร์โอชา น้ำมันดีเซลปัจจุบันอยู่ที่ 158 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ก็ถือได้ว่าเป็นการปรับตัวขึ้นสูงสุดในรอบ 14 ปี
2. สถานการณ์ราคา LPG ตลาดโลก หรือ ก๊าซหุงต้มที่ใช้ในภาคครัวเรือนมีแนวโน้มสูงขึ้น เมื่อเปรียบเทียบ ณ สิ้นปี 2564 ถึงปัจจุบัน ราคา LPG Cargo ปรับตัวสูงขึ้นจาก 711.5 เหรียญสหรัฐต่อตัน เป็น 968.0 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เพิ่มขึ้น 128.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จากความกังวลของภาวะสงครามระหว่างสหพันธ์รัฐรัสเซียกับประเทศยูเครน ซึ่งราคา LPG ตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้นในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมัน ทั้งนี้ ความคืบหน้าในการเจรจาข้อตกลงนิวเคลียร์ของอิหร่าน อาจนำไปสู่การส่งออกน้ำมัน รวมถึง LPG จากอิหร่านสู่ตลาดเพิ่มเติม
3. สถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติ พบว่าราคาจากแหล่งจากอ่าวไทย สหภาพเมียนมา และสัญญาระยะยาว (LNG) มีราคาปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น เช่นเดียวกับราคา LNG Spot JKM ปรับตัวจากราคา 30.658 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 54.281 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคา NBP ในยุโรปปรับตัวเพิ่มขึ้นจากราคา 27.804 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 66.108 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เนื่องจากสถานการณ์ความไม่มั่นคงของอุปทานจากรัสเซีย และมาตรการคว่ำบาตรของสหรัฐฯ ที่ครอบคลุมน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ ในขณะเดียวกันประเทศในสหภาพยุโรปต้องนำเข้าก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม เพื่อไว้ใช้สำหรับฤดูหนาวในช่วงปลายปี 2565
4. ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยเปรียบเทียบกับต่างประเทศ พบว่า ราคาน้ำมันดีเซลของไทย มีราคาขายปลีกต่ำกว่าประเทศเพื่อนบ้าน ยกเว้นมาเลเซียและบรูไนซึ่งมีแหล่งพลังงานเป็นของตนเอง และมีการสนับสนุนจากรัฐบาล เนื่องจากภาคเศรษฐกิจของไทยใช้น้ำมันดีเซลอยู่ที่ประมาณร้อยละ 60 ถึง70 กระทรวงพลังงานจึงช่วยเหลือกลุ่มน้ำมันดีเซลซึ่งเป็นกลุ่มใหญ่ก่อน ส่วนน้ำมันเบนซิน ราคาของไทยอยู่ในระดับกลางเมื่อเทียบกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งอาจจะเป็นเพราะยังไม่มีมาตรการเข้าไปช่วย สำหรับราคา LPG ภาคครัวเรือน จากมาตรการสนับสนุนอยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทำให้ราคาLPG ของไทยมีราคา ต่ำกว่าประเทศเพื่อนบ้านยกเว้นมาเลเซียที่มีแหล่งพลังงานของตัวเอง
5. กระทรวงพลังงานมีแนวทางบริหารจัดการสถานการณ์ฉุกเฉินด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเป็น 4 ระดับ คือ ระดับ 1 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับต่ำกว่า 100 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะตรึงราคาน้ำมันดีเซล ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร มีการบริหารจัดการต้นทุนน้ำมัน อาทิ การปรับลดสัดส่วนไบโอดีเซล ขอความร่วมมือผู้ค้าปรับลดค่าการตลาด ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการ และการพิจารณาปรับลดภาษีสรรพสามิตบางส่วน ระดับ 2 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 100 ถึง 130 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะตรึงราคาน้ำมันดีเซล ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการ และพิจารณาปรับลดภาษีสรรพสามิตทั้งหมด ระดับ 3 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับ 131 ถึง 150 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะพิจารณาลอยตัวบางส่วนให้ราคาน้ำมันดีเซล เกิน 30 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงยังคงช่วยเหลือเพิ่มเติม และระดับ 4 หากราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ระดับสูงกว่า 150 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล จะพิจารณาลอยตัวสมบูรณ์ ให้ราคาน้ำมันดีเซล เกิน 30 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ไม่ช่วยเหลือเพิ่มเติม ทั้งนี้ ควรคำนึงเรื่อง Price Shock หากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ไม่สามารถชดเชยได้แล้ว (เช่น เมื่อติดลบถึง 40,000 ล้านบาท) และควรทยอยถอนการอุดหนุนแบบค่อยเป็นค่อยไป (ทยอยลดการอุดหนุน เมื่อกองทุนติดลบถึง 35,000 ล้านบาท) ทั้งนี้ จะต้องมีการหารือในภาพรวมเศรษฐกิจ ร่วมกับสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) และธนาคารแห่งประเทศไทย (ธปท.) เพื่อพิจารณามาตรการที่เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง.ครั้งที่ 4/2565 (ครั้งที่ 42) วันพฤหัสบดีที่ 3 มีนาคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2565 (ครั้งที่ 42)
วันพฤหัสบดีที่ 3 มีนาคม พ.ศ. 2565
2. การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]
3. การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
6. แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
7. การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มนอกเหนือจากสัญญาเดิม
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโนบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติ เรื่อง แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล ต่อมาเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ ตามความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ได้แก่ การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้ กฟผ. และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง และการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือ ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการ (3) มอบหมาย กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมซาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา ซึ่งประกอบด้วย 1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทนก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน 2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม 3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจาก ชีวมวลได้ด้วย และ 4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
2. กกพ. ได้ดำเนินงานตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 วันที่ 6 มกราคม 2565 และข้อเสนอแนะของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 โดยจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้ผู้นำเข้า LNG รายใหม่ (New Shippers) ที่มีความประสงค์นำเข้า LNG สำหรับปี 2564 แจ้งความประสงค์ในการนำเข้า ซึ่งปรากฎว่าไม่มี New Shippers รายใดประสงค์นำเข้า LNG เนื่องจากสถานการณ์ราคา LNG มีความผันผวนและปรับตัวสูง กกพ. จึงมีมติมอบหมายให้ กฟผ. ซึ่งเป็น New Shippers ในกลุ่ม Regulated Market และมีความประสงค์ที่จะนำเข้า LNG มาใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้นำเข้า LNG ทั้งสิ้น 6 ลำเรือ อย่างไรก็ดี เนื่องจากราคานำเข้า LNG ของ กฟผ. ยังไม่สามารถนำไปเฉลี่ย กับราคา Pool Gas ได้ จึงส่งผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าและเป็นผลให้อัตราค่าไฟฟ้าปรับตัวสูงขึ้น ทำให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารับภาระต้นทุนจาก LNG ทั้งหมด ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 กกพ. จึงมีมติให้ ปตท. ในฐานะ ที่เป็นผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (PTT Shipper) จัดหา Spot LNG ตามปริมาณที่ต้องจัดหาเพิ่มในช่วงเดือนมกราคม ถึงเมษายน 2565 รวม 22 ลำเรือ เพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในการผลิตไฟฟ้า และให้ราคานำเข้า LNG ที่มีราคาสูงในภาวะวิกฤติพลังงานสามารถเฉลี่ยใน Pool Gas เพื่อช่วยลดผลกระทบต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทำให้ค่าไฟฟ้าลดลง ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้มีนโยบายเพิ่มสัดส่วน การผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นเพื่อลดการนำเข้า LNG ในช่วงที่มีความผันผวนและมีราคาสูง โดยมอบหมายให้ กฟผ. จัดทำแผนการใช้น้ำมันแทนก๊าซธรรมชาติ และให้ ปตท. พิจารณาความสามารถในการขนส่งน้ำมันให้สอดคล้องกัน โดยในเดือนพฤษจิกายน 2564 ถึงเดือนมกราคม 2565 มีการใช้น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลรวมประมาณ 127 ล้านลิตร และ 459 ล้านลิตร ตามลำดับ โดยการดำเนินการดังกล่าวช่วยลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นได้เพียงบางส่วนเท่านั้น เนื่องจากโครงสร้างราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ย ถ่วงน้ำหนักของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และ LNG ที่จัดหาโดย Shipper รายเดิม (ปตท.) เท่านั้น ทำให้ค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง
3. หลักการและเหตุผลในการสร้างกลไกการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) ประกอบด้วย (1) ประเทศไทยใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตกระแสไฟฟ้า และมีแนวโน้มการใช้ LNG เพิ่มขึ้นตามการลดลงของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย จึงต้องเตรียมการจัดหาและนำเข้า LNG เพิ่มเติมให้รองรับปริมาณการใช้ โดยสนับสนุนให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรมระหว่าง Shipper รายเก่า และรายใหม่ สามารถวัดประสิทธิภาพการจัดหา และสะท้อนราคาสู่ผู้ใช้ภายใต้โครงสร้างการเฉลี่ยราคา ที่เหมือนกัน (2) การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 กำหนดให้ New Shippers นำเข้า LNG มาใช้เองหรือจำหน่ายให้ผู้ใช้ก๊าซโดยส่งผ่านราคา LNG ไปยังผู้ใช้ก๊าซโดยตรง ในขณะที่ผู้นำเข้า LNG รายเก่า (PTT Shipper) สามารถนำเข้า LNG มาผสมกับก๊าซอ่าวไทยที่มีอยู่เดิมและมีราคาต่ำกว่าเพื่อขายให้กับผู้ใช้ก๊าซได้ ทั้งนี้ โครงสร้างการคิดราคาก๊าซที่แตกต่างกันของ Shipper รายเก่าและรายใหม่ทำให้เกิดความเหลื่อมล้ำระหว่าง PTT Shipper และ New Shippers ซึ่งไม่สะท้อนประสิทธิภาพการนำเข้า LNG ของ Shipper แต่ละราย และเป็นอุปสรรคต่อการส่งเสริมการแข่งขัน และ (3) กรณีที่ LNG มีราคาสูงกว่าน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล การผลิตไฟฟ้าสามารถเลือกใช้น้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงแทนก๊าซธรรมชาติได้ และทำให้ราคา Pool Gas ลดลงซึ่งเป็นประโยชน์ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas เดิม โดยค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการใช้เชื้อเพลิงดังกล่าวจะถูกนำมาคิดเป็นต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยตรง ทำให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าต้องรับภาระค่าใช้จ่ายแทนกลุ่ม ผู้ใช้ก๊าซในภาคธุรกิจอื่นๆ จึงจำเป็นต้องมีกลไกการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติของกลุ่ม Regulated Market ใหม่ ที่คำนึงถึงต้นทุนด้านพลังงานของประเทศในภาพรวมโดยไม่สร้างภาระให้ผู้ใช้พลังงานกลุ่มใดกลุ่มหนึ่งเกินสมควร ในลักษณะ Energy Pool Price
4. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การคำนวณและการดําเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ. (Energy Pool Price) มีสาระสำคัญ 4 ส่วน ได้แก่
4.1 Energy Pool Price หมายถึงการนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาหรือน้ำมันดีเซล และ LNG นำเข้าของกลุ่ม Regulated Market มาเฉลี่ยกับก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตของภาคไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมในกลุ่ม Regulated Market อยู่ในแนวปฏิบัติเดียวกัน ซึ่งมีการใช้เชื้อเพลิงคิดเป็นหน่วยราคาต่อความร้อน (หน่วยบาทต่อล้านบีทียู)
4.2 หลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price และแนวปฏิบัติ ประกอบด้วย (1) หลักการคำนวณ Energy Pool Price มาจากราคาถัวเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุน Pool Gas ของ ปตท. ต้นทุนเชื้อเพลิง LNG นำเข้าที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และต้นทุนเชื้อเพลิงน้ำมันเตา น้ำมันดีเซล ที่ภาครัฐกำหนดให้นำมาใช้ผลิตไฟฟ้าแทนการนำเข้า LNG ในช่วงวิกฤติ โดยสูตรการคำนวณ Energy Pool Price = [(Vpool x Bpool,avg) + V1B1 + V2B2] / [Vpool + V1 + V2] โดย Bpool,avg คือ ราคา Pool Gas ของ ปตท. หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B1 คือ ราคา LNG ของ New Shipper หน่วยบาทต่อล้านบีทียู B2 คือราคาน้ำมันดีเซลและ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยบาท ต่อล้านบีทียู Vpool คือ ปริมาณ Pool Gas ของ ปตท. หน่วยล้านบีทียู V1 คือ ปริมาณ LNG ของ New Shipper หน่วยล้านบีทียู V2 คือ ปริมาณน้ำมันดีเซล และ/หรือน้ำมันเตา และ/หรือ LPG ที่ใช้กับโรงไฟฟ้า และ/หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด หน่วยล้านบีทียู ทั้งนี้ Pool Gas ของ ปตท. หมายถึง ก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) SPP และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ คือ ก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือหลังผ่านกระบวนการแยกของโรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน LNG และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต (2) ในช่วงเวลาปกติ การผลิตไฟฟ้า ในกลุ่ม Regulated Market ให้ กฟผ. นำต้นทุนเชื้อเพลิง LNG ของโรงไฟฟ้าที่ผลิตและขายไฟเข้าระบบโดยใช้ LNG นำเข้าของ Shipper เป็นเชื้อเพลิง มาเฉลี่ยรวมกับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติใน Pool Gas ได้เป็น Energy Pool Price (3) ในสภาวะวิกฤติพลังงาน การผลิตไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market อาจมีการเปลี่ยนไปใช้น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด แทนการนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาสูง โดยให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนค่าใช้จ่ายน้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ที่ใช้ในโรงไฟฟ้า เพื่อทดแทนการนำเข้า LNG ดังกล่าว มาเฉลี่ยรวมใน Energy Pool Price ได้ เพื่อลดภาระค่า Ft ที่ส่งผลถึงผู้ใช้ไฟฟ้าโดยตรง (4) ให้ กฟผ. ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) รวบรวมข้อมูลที่ใช้ในการคำนวณ Energy Pool Price จากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์และแนวทางปฏิบัติที่ กกพ. กำหนด ประกอบด้วยข้อมูลจากผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว ซึ่งปัจจุบัน คือ กฟผ. ที่มีข้อมูลด้านราคาและปริมาณการใช้เชื้อเพลิง LNG นำเข้าของ กฟผ. และ New Shippers น้ำมันเตาน้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่นตามที่ กกพ. กำหนด ของโรงไฟฟ้าในกลุ่ม Regulated Market และข้อมูลจาก PTT Shipper ในฐานะผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของ ปตท. ซึ่งมีหน้าที่ส่งข้อมูลด้านราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติที่รับมาจากแหล่งต่างๆ ซึ่งรวมถึง LNG ที่จัดหาโดย PTT Shipper และข้อมูลประมาณการราคา Pool Gas ในแต่ละงวด (5) ให้ กฟผ. นำส่ง Energy Pool Price ให้แก่ PTT Shipper นำไปใช้เป็นราคาก๊าซธรรมชาติที่จำหน่าย กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม พร้อมทั้งรายงานให้ กกพ. ทราบโดยพลัน ภายใต้หลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด เพื่อไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนในการเรียกเก็บค่าบริการที่จะถูกรวมเป็นต้นทุนราคา ก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดย กกพ. จะกำกับดูแลและกำหนดแบบเอกสารการเรียกเก็บค่าก๊าซธรรมชาติ ของ PTT Shipper ให้เหมาะสมและไม่เกิดความสับสน ส่วนการคิดผลตอบแทนการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper Fee) ของ PTT Shipper นั้น ยังคงให้คำนวณจากราคา Pool Gas ของ ปตท. และ (6) กรณีที่มีส่วนต่างระหว่าง Energy Pool Price กับราคา Pool Gas ของ ปตท. ให้ กฟผ. หรือ PTT Shipper (แล้วแต่กรณี) นำส่วนต่างราคาที่เกิดขึ้นไปเรียกเก็บตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด โดยการพิจารณาส่วนต่างราคาจะมี รอบการคิดและชำระเงินเป็นรายเดือน
4.3 แนวทางในการกำกับ มีดังนี้ (1) กกพ. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณ Energy Pool Price แนวทางปฏิบัติ และแนวทางในการบริหารจัดการส่วนต่างค่าเชื้อเพลิง รวมถึงแนวทางในการใช้ Energy Pool Price กับลูกค้าผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติของ PTT Shipper ทุกกลุ่ม (2) กฟผ. ในฐานะที่เป็นผู้ซื้อรายเดียว รวบรวมข้อมูลและคำนวณ Energy Pool Price ตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ (3) กกพ. สามารถเสนอทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับ Energy Pool Price ได้ตามความเหมาะสม โดยคำนึงถึงความมั่นคงด้านพลังงานและผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน
4.4 ควรให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการเปิดตลาดเสรีในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยปริมาณความต้องการ ใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ของ ปตท. ให้ถือเป็น New Demand ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่สามารถเลือกใช้ก๊าซจาก Pool Gas หรือ New Shipper ได้ ภายใต้การกำกับของ กกพ.
5. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า แนวทางดังกล่าวเป็นประโยชน์ในการแก้ไขข้อจำกัดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 ในระยะยาวให้สามารถส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันที่เป็นธรรมและไม่เลือกปฏิบัติระหว่างผู้เล่นรายเก่าและรายใหม่ ส่งผลให้การบริหารการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศมีประสิทธิภาพมากขึ้น อีกทั้งยังมีกลไกในการเลือกใช้เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพและเป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศได้ ในช่วงวิกฤติพลังงาน โดยไม่ส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าเกินความจำเป็น การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จะช่วยสนับสนุนให้การส่งเสริมการแข่งขันตามเจตนารมณ์ของนโยบายภาครัฐ และผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติมีทางเลือกในการจัดหาก๊าซเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ดี การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติของประเทศ ให้เกิดความมั่นคงและมีประสิทธิภาพต้องมีการวางแผนล่วงหน้าระยะยาว โดย ชธ. และ ปตท. ควรเร่งจัดทำข้อมูล Demand - Supply และความสามารถในการจัดหา LNG เพิ่มเติมโดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ของ ปตท. ในช่วง 10 ถึง 15 ปีข้างหน้า ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การผลิตและความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป นอกจากนี้ การดำเนินการตามหลักเกณฑ์ Energy Pool Price จำเป็นต้องมีการกำหนดหลักเกณฑ์ในการบริหารจัดการเชื้อเพลิง ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา น้ำมันดีเซล หรือเชื้อเพลิงอื่น ในกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้เกิดความชัดเจน โดยต้องได้รับการสนับสนุนข้อมูลจากหน่วยงาน อาทิ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน ปตท. กฟผ. และ Shipper เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Energy Pool Price) โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยในฐานะที่เป็นผู้รับซื้อไฟฟ้ารายเดียว เป็นหน่วยงานกลาง (Clearing House) ดำเนินการตามหลักเกณฑ์การคำนวณและการดำเนินการเกี่ยวกับราคาก๊าซธรรมชาติภายใต้การกำกับของ กกพ.
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 การปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal จังหวัดระยอง [T-2]
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] รองรับการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยกำหนดให้โครงการแล้วเสร็จและสามารถแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศ และกระจายพื้นที่ ในการรองรับการนำเข้า LNG ดังกล่าว ซึ่งคณะกรรมการบริษัท ปตท. ได้อนุมัติให้บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) เป็นผู้ดำเนินการโครงการ ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ LNG Receiving Terminal แห่งที่ 2 จังหวัดระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565
2. ปัจจุบันมีปัญหาเรื่องการถ่ายโอนการดำเนินการสัมปทานแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ (G1) เนื่องจากผู้รับสัมปทานแปลง G1 รายใหม่ คือ บริษัท ปตท. สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) (ปตท.สผ.) ยังไม่สามารถเข้าพื้นที่เพื่อประเมินสภาพแหล่งผลิตได้ ซึ่งจะส่งผลกระทบให้ไม่สามารถผลิตก๊าซ ที่ระดับ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ได้ตามกำหนดการเดิม ประกอบกับสถานการณ์ความไม่สงบ ที่ยืดเยื้อในสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมาจากเหตุการณ์รัฐประหารตั้งแต่ต้นปี 2564 ซึ่งอาจทำให้เมียนมา ถูกคว่ำบาตร ส่งผลกระทบต่อการจัดหาก๊าซของประเทศไทยโดยรวมประมาณ 600 MMSCFD ถึง 700 MMSCFD และอาจยืดเยื้อถึงสิ้นปี 2565 ทำให้ประเทศไทยอาจขาดแคลนก๊าซธรรมชาติสำหรับเป็นเชื้อเพลิง ในการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า ซึ่งจะส่งผลต่อการใช้ไฟฟ้าของประเทศโดยรวม ซึ่งสถานการณ์ดังกล่าวถือได้ว่า เป็นวิกฤตทางพลังงาน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 มิถุนายน 2564 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ได้นำเสนอสรุปแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และต่อมา เมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 ได้ประชุมหารือแผนบริหารจัดการความต่อเนื่องด้านก๊าซธรรมชาติ (BCM) กรณี ไม่สามารถนำเข้าก๊าซจากเมียนมาได้ และจัดเตรียมแผนรองรับเหตุการณ์ฉุกเฉินด้านการบริหารจัดการเชื้อเพลิงกรณีเหตุการณ์ยืดเยื้อจนถึงช่วงรอยต่อของบริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (CTEP) และการเข้าพื้นที่แปลง G1/61 (แหล่งก๊าซเอราวัณ) โดยเพิ่มอัตราการส่งก๊าซธรรมชาติของ LNG Receiving Terminal 1 [T-1] (Send-out LNG [T-1]) เต็มความสามารถที่ 11.5 ล้านตัน หรือประมาณ 1,600 MMSCFD เนื่องจากคาดว่าในเดือนเมษายน 2565 มีความเสี่ยงที่ความจุของ LNG Terminal จะไม่เพียงพอหากโครงการ [T-2] ยังไม่แล้วเสร็จ จึงพิจารณาเร่งโครงการ [T-2] ให้พร้อมใช้งานเร็วขึ้น เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ที่เพิ่มสูงขึ้นมากกว่า 1,600 MMSCFD ในช่วงไตรมาสที่ 2 ของปี 2565 โดย ชธ. ได้มีหนังสือแจ้งรายละเอียดการประชุมหารือ BCM ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ทราบเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2564 คณะกรรมการ ปตท. ได้มีมติอนุมัติแผนการดำเนินงานและงบประมาณเพิ่มเติมในการเร่งรัด Early Gas Send Out (EGSO) โครงการก่อสร้างคลังจัดเก็บและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Terminal) แห่งที่ 2 [T-2] ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง หรือ LMPT-2 จากเดิมกำหนดแล้วเสร็จเดือนพฤศจิกายน 2565 เป็นให้แล้วเสร็จภายในเดือนพฤษภาคม 2565 งบประมาณ 2,900 ล้านบาท เพิ่มเติมจากเดิมที่ 38,500 ล้านบาท รวมเป็น 41,400 ล้านบาท โดยเมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2564 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] (LMPT2) และมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาและให้ความเห็นในเรื่องดังกล่าว เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาต่อไป
3. การขอปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) โดยเร่งรัดให้สามารถจัดส่งก๊าซธรรมชาติบางส่วนได้เร็วขึ้นกว่าแผน สามารถดำเนินการได้ในลักษณะ Early Gas Sent-Out (EGSO) ซึ่งสามารถเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จได้ภายในวันที่ 31 พฤษภาคม 2565 รองรับการนำเข้า LNG ประมาณ 2.5 ล้านตันต่อปี โดยมีเงินลงทุนส่วนเพิ่มประมาณ 2,900 ล้านบาท แบ่งออกเป็น (1) ค่าติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมสำหรับรองรับการจ่ายก๊าซในรูปแบบ EGSO 62.4 ล้านบาท (2) ค่าปรับเปลี่ยนการออกแบบอุปกรณ์ใหม่ เพื่อกระชับเวลางานก่อสร้าง 415 ล้านบาท (3) จ่ายค่าเร่งรัดการผลิตอุปกรณ์และเปลี่ยนแปลงวิธีการขนส่งให้ใช้ระยะเวลาสั้นที่สุด 300 ล้านบาท และ (4) ค่าจัดจ้างผู้คุมงาน (Supervisor) และแรงงานเพิ่มเติม พร้อมขยายเวลาการทำงาน 2,122.6 ล้านบาท
4. เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้พิจารณาและได้มีความเห็นต่อแนวทางการปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ดังนี้ (1) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเร็วกว่าแผนเดิม มาเป็นเดือนพฤษภาคม 2565 จะทำให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG ได้เพิ่มขึ้น 2.5 ล้านตันต่อปี เพื่อลด ความเสี่ยงจากการขาดแคลนก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนถ่ายผู้รับสัมปทานแหล่งก๊าซเอราวัณ (2) การเร่งดำเนินโครงการ [T-2] (LMPT2) ให้แล้วเสร็จเพื่อเชื่อมต่อท่อเส้นที่ 5 ในขณะที่สถานีผสมก๊าซธรรมชาติ TP5 MXS ยังไม่แล้วเสร็จ จะส่งผลให้ดัชนี Wobbe (WI) ของ LNG ที่นำเข้ากระทบต่อความสามารถรองรับก๊าซ ของโรงไฟฟ้า เนื่องจากยังไม่มีการผสมก๊าซจากแหล่งอื่น ดังนั้น การจัดหา LNG จึงต้องพิจารณาจากแหล่งที่มี ค่า WI ที่โรงไฟฟ้าสามารถรองรับได้ (3) การปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ควรคำนึงถึงบทปรับกรณีผู้รับเหมาไม่สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดเวลา และ (4) โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนเกินกรอบที่คณะรัฐมนตรีได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยการลงทุนใหม่ที่เกิดขึ้นต้องอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในฐานะที่เป็นหน่วยงานกำกับกิจการพลังงาน ซึ่ง กกพ. จะพิจารณาให้ส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามหลักเกณฑ์ที่กำหนดตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อมาเมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้นำความเห็นของ กกพ. มาประกอบการพิจารณาการปรับเงินลงทุนโครงการ [T-2] (LMPT2) ตามข้อเสนอของ ปตท. และได้มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของ ปตท. เรื่องการปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการดังกล่าว ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงิน 41,400 ล้านบาท เสนอ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณา ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า โครงการมีการลงทุนและดำเนินการไปแล้ว ทำให้เงินลงทุนในการดำเนินการเกินกรอบวงเงินที่ กพช. ได้อนุมัติไว้ จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. พิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม โดยเงินลงทุนดังกล่าวจะมีผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต จึงขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้นำข้อเสนอของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เรื่อง การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จังหวัดระยอง [T-2] ในแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง จากเดิมวงเงิน 38,500 ล้านบาท เป็นวงเงินไม่เกิน 41,400 ล้านบาท เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคตไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน
เรื่องที่ 3 การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้กำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ที่ใช้ในปัจจุบัน โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ ที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่น ๆ ในอนาคต โดยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงวันนี้จะสะท้อนราคาก๊าซธรรมชาติอีก 6 เดือน ถึง 12 เดือนถัดไป ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้นตั้งแต่ช่วงต้นปี 2564 เป็นต้นมา ประกอบกับราคา LNG ในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้น จากระดับ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 30 ถึง 40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู ในช่วงปลายปี 2564 ต่อเนื่องปี 2565 เนื่องจากตลาดมีความต้องการใช้ LNG ที่สูงขึ้น และอุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG มีจำกัดจากการลงทุนการก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ที่ลดลง ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นต้นทุนของ ก๊าซ NGV ปรับตัวสูงขึ้น
2. จากสภาวะการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ตั้งแต่ต้นปี 2563 เป็นต้นมา ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ รวมทั้งทำให้รถโดยสารสาธารณะ มีปริมาณผู้โดยสารลดลงอย่างมาก ส่งผลให้ผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะมีรายได้ไม่เพียงพอต่อค่าใช้จ่ายและเกิดภาวะการขาดทุนสะสมจากค่าเชื้อเพลิงที่เป็นต้นทุนหลักในการดำเนินธุรกิจ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมาตรการช่วยเหลือเพื่อบรรเทาผลกระทบกับกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิง ในรถยนต์ทั่วไปและรถโดยสารสาธารณะ ดังนี้ (1) รถยนต์ทั่วไป มีมติให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563 และที่ราคา 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2565 และ (2) รถโดยสารสาธารณะ ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ได้แก่ รถแท็กซี่ ตุ๊กตุ๊ก รถตู้ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด ได้แก่ รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถวร่วม บขส. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่ ช่วยเหลือราคาขายปลีก NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2563 ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 และที่ราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 รวมทั้ง บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ดำเนินโครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน เพื่อบรรเทาผลกระทบ แก่ผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล โดยสามารถซื้อก๊าซ NGV ในราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม วงเงินซื้อก๊าซที่ได้รับส่วนลดไม่เกิน 10,000 บาทต่อเดือน ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 ถึงวันที่ 15 มีนาคม 2565
3. ปัจจุบันราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามสูตรโครงสร้างราคา ณ เดือนกุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ระดับ 22.27 บาทต่อกิโลกรัม และจากข้อมูลแนวโน้มราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในปี 2565 พบว่าราคาอาจปรับสูงขึ้นถึงระดับ 19 ถึง 22 บาทต่อกิโลกรัม จากราคา 13 ถึง 18 บาทต่อกิโลกรัมในปี 2564 ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงและรถโดยสารสาธารณะ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีก ก๊าซ NGV โครงการเอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีกเป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2565 เพื่อบรรเทาความเดือดร้อนและลดภาระค่าใช้จ่ายจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19 คิดเป็นวงเงินช่วยเหลือประมาณ 1,761 ล้านบาทต่อ 3 เดือน โดยเป็นส่วนของรถยนต์ทั่วไป 1,590 ล้านบาทต่อ 3 เดือน และรถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล 171 ล้านบาทต่อ 3 เดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) คงราคาขายปลีก ก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV โครงการ “เอ็นจีวี เพื่อลมหายใจเดียวกัน” ให้กับผู้ประกอบอาชีพขับขี่รถแท็กซี่ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก เป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม 2565 ถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) (Tariff MOU) และการขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ สปป. ลาว โดยได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่าง Tariff MOU ทั้ง 3 ฉบับ ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 จะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อนจึงจะสามารถลงนามได้ (2) เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไข ในร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลาย ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม ทั้งนี้ จะต้องไม่กระทบอัตราค่าไฟฟ้า และ (3) เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือ ในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ ตามผลการหารือของ ที่ประชุมที่ได้พิจารณาข้อเสนอเดิมที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เคยเสนอในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยข้อเสนอดังกล่าวได้พิจารณาครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการ กับ สปป. ลาว ทั้งหมดและสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป. ลาว โดยต่อมา เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2565 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 10,500 เมกะวัตต์ ภายใต้ร่าง MOU ดังกล่าว และอนุมัติให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน หรือผู้ได้รับมอบอำนาจจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นผู้ลงนามใน MOU โดยมีกำหนดการลงนามในวันที่ 4 มีนาคม 2565
2. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว ในโครงการ หลวงพระบาง และโครงการปากแบง โดยมีรายละเอียด ดังนี้
2.1 โครงการหลวงพระบาง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณา ร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และรับทราบว่ารัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ แห่ง สปป. ลาว ได้แจ้งว่ารัฐบาล สปป. ลาว เสนอรายงานผลการศึกษาผลกระทบต่อแหล่งมรดกโลก (Heritage Impact Assessment: HIA) ฉบับสมบูรณ์ต่อ UNESCO แล้ว โดยจะดำเนินการตามคำแนะนำใดๆ ที่จะได้รับจาก UNESCO หรือ Advisory Bodies ให้ถูกต้องตามกฎหมายและมีความมั่นใจว่าจะไม่กระทบต่อการพัฒนาโครงการ สปป.ลาว จึงเห็นว่าการลงนามในร่าง Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) สามารถดำเนินการต่อไปได้โดยไม่ต้องรอคำแนะนำจาก Advisory Bodies ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบ ร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าโครงการหลวงพระบาง และมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการ หลวงพระบางที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. ภายหลังจากที่มีการลงนามใน MOU แล้ว และ (3) มอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการหลวงพระบาง และเมื่อ อส. ตรวจพิจารณาแล้วเสร็จให้ดำเนินการเจรจาร่าง PPA กับโครงการหลวงพระบางอย่างไม่เป็นทางการคู่ขนานกันไประหว่างรอเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามร่าง Tariff MOU ทั้งนี้ หาก กพช. พิจารณา Tariff MOU แล้ว มีความเห็นแตกต่างจากร่าง Tariff MOU ที่ อส. ได้เคยตรวจพิจารณาแล้วให้นำไปปรับปรุงในร่าง Tariff MOU และร่าง PPA ด้วย
2.2 โครงการปากแบง เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้รับทราบว่าผู้พัฒนาโครงการปากแบงได้มีหนังสือขอให้พิจารณาเปลี่ยนแปลงกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ของโครงการปากแบง จากเดิมที่กำหนด SCOD วันที่ 31 ธันวาคม 2571 เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าใหม่ของโครงการปากแบงที่เสนอขอเปลี่ยนแปลงกำหนด SCOD เป็นวันที่ 31 มีนาคม 2574 และเสนอ SCOD ทางเลือกเพิ่มเติมเป็นวันที่ 1 มกราคม 2576 และได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าของโครงการที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเจรจาปรับปรุงร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาโครงการ ให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันดังกล่าว และต่อมาเมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงที่ได้แก้ไขให้สอดคล้องกับข้อเสนอขายไฟฟ้าที่มีกำหนด SCOD ในวันที่ 1 มกราคม 2576 ได้แก่ กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการบริหารจัดการน้ำ ปรับปรุงเงื่อนไข AC Collective Substation กำหนดเงื่อนไขเพิ่มเติมในการติดตั้ง Generator Shedding Scheme ปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า และปรับปรุงกำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ โดยได้มีมติเห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการปากแบง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะอนุกรรมการฯ เสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบอัตรา ค่าไฟฟ้าโครงการปากแบง รวมทั้งมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU โครงการปากแบงที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้ว3. สรุปรายละเอียดโครงการ และข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power ร่วมกับ PT (Sole) Company Limited ร่วมกับ Ch.Karnchang และ Petro Vietnam Power Corporation ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทเขื่อนน้ำไหลผ่าน (Run off River) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 35 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2573 และ (2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงอุดมไซย สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 912 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 897 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Run off River พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,525 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนด SCOD วันที่ 1 มกราคม 2576 ทั้งนี้ ข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ย ณ ชายแดน รวมค่าก่อสร้างระบบส่งไฟฟ้าในฝั่งไทย ของโครงการหลวงพระบาง 2.8432 บาทต่อหน่วย และโครงการปากแบง 2.9179 บาทต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU)โครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่าง Tariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง และโครงการปากแบง ในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2563 ที่ประชุม ASEAN Minister on Energy Meeting and Associated Meeting (AMEM) ได้นำเสนอการขยายโครงการเชื่อมโยงพลังงานไฟฟ้าระหว่างสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ไทย มาเลเซีย และสิงคโปร์ ภายใต้ชื่อโครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (Lao PDR – Thailand – Malaysia - Singapore on Power Interconnection Project: LTMS - PIP) โดย สปป. ลาว เป็นผู้จำหน่ายไฟฟ้าให้สิงคโปร์ผ่านระบบส่งของไทยและมาเลเซียเป็นระยะเวลา 2 ปี และต่อมาได้มีการประชุมร่วมกันระหว่าง 4 ประเทศดังกล่าวเพื่อเจรจาหลักการสำคัญของการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP โดยมีเป้าหมายให้สามารถลงนามสัญญาและเริ่มต้นโครงการ LTMS - PIP ภายในไตรมาส 2 ของปี 2565
2. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้มีมติเห็นชอบอัตราค่าบริการในการใช้หรือการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Wheeling Charge) ของไทย เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ใช้ในการเจรจาโครงการ LTMS - PIP โดยต่อมา ผู้แทนของ สปป. ลาว มาเลเซีย สิงคโปร์ และไทย โดยผู้แทนกระทรวงพลังงานและผู้แทน กฟผ. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ การไฟฟ้าลาว (ฟฟล.) การไฟฟ้ามาเลเซีย (Tenaga Nasional Berhad: TNB) และหน่วยงานด้านกิจการไฟฟ้าของสิงคโปร์ คือ Energy Market Authority (EMA) และ Singapore Importer (Keppel) ได้ประชุมหารือแนวทางการดำเนินโครงการ LTMS - PIP และจัดทำร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) สำหรับโครงการ LTMS - PIP โดยเมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 ที่ประชุมได้เห็นชอบจัดทำร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS – PIP ร่วมกัน และต่อมาเมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP และมอบหมายให้เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาอัตราค่า Wheeling Charge ของไทย และหลักการร่างสัญญา EWA สำหรับโครงการ LTMS - PIP ต่อไป
3. อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS - PIP ประกอบด้วย 3 ส่วน คือ ค่าระบบส่งไฟฟ้า (Transmission Tariff) ค่าสายส่งระบบ High Voltage Direct Current (HVDC Cost) และค่าภาษี (Tax) โดยมีหลักการคำนวณ ดังนี้ ส่วนที่ 1 อัตรา Transmission Tariff ประกอบด้วย (1) ค่า Wheeling Charge เท่ากับ 0.7813 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย (2) ค่าบริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary Services) เท่ากับ 0.7603 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และ (3) ค่าใช้จ่ายตามนโยบายของรัฐ (Policy Expense) เท่ากับ 0.8750 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ส่วนที่ 2 ค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.3248 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย มีสมมติฐานการคำนวณโดยใช้ค่าสินทรัพย์สายส่ง ณ ปี 2564 ค่าสินทรัพย์ HVDC ที่สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ณ ปี 2564 และค่าบำรุงรักษา (Refurbishment Cost) และส่วนที่ 3 ค่า Tax คือภาษีมูลค่าเพิ่มในอัตราร้อยละ 7 ของผลรวมของค่า Transmission Tariff และค่า HVDC Cost เท่ากับ 0.2066 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย ทั้งนี้ การพิจารณากำหนดอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยสำหรับโครงการ LTMS – PIP ได้คำนึงค่าความสูญเสีย ที่จะเกิดในระบบ (Transmission Loss) เพื่อให้สอดคล้องกับต้นทุนที่เกิดขึ้นจริง โดยสรุปอัตรา Wheeling Charge เท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย
4. หลักการของสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ประกอบด้วยสาระสำคัญ 3 ส่วน ดังนี้
4.1 หลักการซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS – PIP มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) การส่งพลังงานไฟฟ้า (LTMS Energy) ฟฟล. จะจ้าง กฟผ. และ TNB ส่งพลังงานไฟฟ้าให้กับ Keppel ณ จุดส่งมอบตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงซื้อขายกันในแต่ละวันตาม Actual Confirmation of Wheeling (ACoW) ทั้งนี้ กฟผ. และ TNB ตกลงที่จะนำส่ง LTMS Energy จาก ฟฟล. ให้กับ Keppel ตามเงื่อนไขในสัญญา EWA และตามที่ได้ตกลงกันใน ACoW โดยมีกำหนดการซื้อขายขั้นต่ำที่ 30 เมกะวัตต์ สูงสุดไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ ต่อเนื่องกันอย่างน้อย 5 ชั่วโมง (2) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP จะใช้โครงสร้างพื้นฐานในการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าที่มีอยู่เดิมระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. และ กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา Energy Purchase and Wheeling Charge Agreement (EPWA) ของโครงการ LTM - PIP โดยเพิ่มการเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าระหว่าง TNB กับ SP Power Assets Limited (SPPA) ของสิงคโปร์ 3 ส่วนดังนี้ ส่วนที่ 1 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - ฟฟล. ผ่านระบบส่งเชื่อมโยง 115 เควี จำนวน 7 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าท่านาแล้ง สถานีไฟฟ้าหนองคาย - สถานีไฟฟ้าโพนต้อง สถานีไฟฟ้าบึงกาฬ - สถานีไฟฟ้าปากซัน สถานีไฟฟ้าท่าลี่ - สถานีไฟฟ้าแก่งท้าว สถานีไฟฟ้านครพนม - สถานีไฟฟ้าท่าแขก สถานีไฟฟ้ามุกดาหาร - สถานีไฟฟ้าปากบ่อ และสถานีไฟฟ้าสิรินธร 2 – สถานีไฟฟ้าบังเยาะ ส่วนที่ 2 จุดเชื่อมโยงระหว่าง กฟผ. - TNB ผ่านระบบ 300 เมกะวัตต์ 300 เควี HVDC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้าคลองแงะ ของไทย – สถานีไฟฟ้า Gurun East ของมาเลเซีย และส่วนที่ 3 จุดเชื่อมโยงระหว่าง TNB - SPPA ผ่านระบบ HVAC จำนวน 1 จุด ได้แก่ สถานีไฟฟ้า Plentong ของมาเลเซีย – สถานีไฟฟ้า Woodlands ของสิงคโปร์ (3) การซื้อขายไฟฟ้าของโครงการ LTMS - PIP ตั้งอยู่บนพื้นฐานของการทำงานร่วมกับสัญญาที่มีอยู่เดิม ซึ่งเป็นไปตามหลักการเดิมตามสัญญา EPWA ของโครงการ LTM-PIP ดังนี้ ส่วนที่ 1 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างไทย - สปป. ลาว เป็นตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ลงนามเมื่อวันที่ 15 มีนาคม 2562 ระหว่าง กฟผ. กับ ฟฟล. รองรับการเชื่อมโยงแบบระบบต่อระบบ (Grid to Grid: G2G) มีการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนระหว่างกันแบบ Non-Firm (G2G Energy) ซึ่งกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าจากการคำนวณต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost: SRMC) เฉลี่ยในช่วง 6 เดือนแรกของปีก่อนปีสัญญาถัดไป และส่วนที่ 2 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง ไทย - มาเลเซีย เป็นตามสัญญา HVDC System Interconnection Agreement (SIA) ระหว่าง กฟผ. กับ TNB ของมาเลเซีย ลงนามเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เป็นการซื้อขายไฟฟ้าแลกเปลี่ยนและสำรองกำลังการผลิตระหว่างกัน ปริมาณซื้อขายไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ ในลักษณะที่ทั้งสองฝ่ายตกลงทำข้อเสนอราคาขายไฟฟ้าล่วงหน้าเดือนต่อเดือน (4) เมื่อมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS - PIP ฟฟล. จะส่ง LTMS Energy ปริมาณไม่เกิน 100 เมกะวัตต์ มายังระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และมาเลเซีย จากนั้นมาเลเซียจะนำส่งพลังงานดังกล่าวต่อให้สิงคโปร์เพื่อขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ผ่าน Keppel และ (5) อายุสัญญา 2 ปี
4.2 หลักการทำงานระหว่างสัญญาเดิมกับสัญญา EWA มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปัจจุบัน สปป. ลาว ได้ส่งพลังงานไฟฟ้าให้ไทยอยู่แล้วตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 1 และเซเสด ซึ่งรวมเรียกว่า EDL - EGAT PPA และเรียกพลังงานส่วนนี้ว่า G2G Energy ส่วนพลังงานไฟฟ้าที่ สปป. ลาว ส่งไปขายในตลาดไฟฟ้าสิงคโปร์ ผ่าน Keppel ตามโครงการ LTMS – PIP เรียกว่า LTMS Energy (2) พลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับมาเลเซียแบ่งเป็น 2 ส่วนเช่นกัน คือ ตามสัญญา SIA เรียกว่า SIA Energy และตามโครงการ LTMS - PIP เรียกว่า LTMS Energy และ (3) หากมีการซื้อขายไฟฟ้าตามโครงการ LTMS – PIP เกิดขึ้น ปริมาณไฟฟ้าที่จะถือเป็น LTMS Energy ภายใต้สัญญา EWA ก่อน คือ ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) แรก ที่ ฟฟล. ส่งเข้ามายังระบบไฟฟ้าของไทยและมาเลเซีย ปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ (ขั้นต่ำ 30 เมกะวัตต์) ที่ไทยส่งให้มาเลเซีย และปริมาณไฟฟ้า 100 เมกะวัตต์ที่มาเลเซียส่งให้สิงคโปร์ โดยส่วนที่เหลือจึงจะถือว่าเป็น G2G Energy ที่มีการซื้อขายตาม EDL-EGAT PPA ถือเป็น SIA Energy ที่มีการซื้อขายตามสัญญา SIA และถือเป็นพลังงานตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างมาเลเซียกับสิงคโปร์ ตามลำดับ
4.3 อัตราค่า Wheeling Charge ของไทยเท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และของมาเลเซียเท่ากับ 2.48 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่า Wheeling Charge ของไทยเท่ากับ 3.1584 เซนต์สหรัฐฯ ต่อหน่วย และหลักการร่างสัญญา Energy Wheeling Agreement (EWA) โครงการบูรณาการด้านไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาวไปประเทศสิงคโปร์ ผ่านระบบส่งของประเทศไทยและมาเลเซีย (LTMS – PIP)
2. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS - PIP ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) แล้ว ทั้งนี้ หาก อส. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีความเห็นให้แก้ไข ร่างสัญญา EWA โครงการ LTMS – PIP ในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญา เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการ ในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไปได้
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ดังนี้ (1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย (โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 เมกะวัตต์ (MWp) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาทต่อหน่วย โดยให้อัตรามีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 และ (2) กลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 1.00 บาทต่อหน่วย เป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp แบ่งเป็นกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา 20 MWp กลุ่มโรงพยาบาล 20 MWp และกลุ่มสูบน้ำเพื่อการเกษตร 10 MWp โดยมีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 กิโลวัตต์ (kWp) แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป นอกจากนี้ กรณีการลงทุนโดยภาครัฐในกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำ เพื่อการเกษตร มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) รับไปหารือกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณาปรับปรุงกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาสามารถดำเนินการได้อย่าง เป็นรูปธรรม และต่อมาเมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 โดยระบุเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในปี 2565 จำนวน 10 เมกะวัตต์ (MW)
2. กกพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย พ.ศ. 2564 และสำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) พ.ศ. 2564 โดยสถานะการดำเนินงานในรอบปี 2564 ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2564 มีดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 2,372 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 13,032.8 kWp จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 259 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,459 kWp โดยตั้งแต่ปี 2562 – 2564 มีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบจากโครงการรวม 1,103 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 6,096.3 kWp และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำ เพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) มีผู้ยื่นแบบคำขอขายไฟฟ้าที่มีเอกสารครบถ้วน 27 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 2,953.9 kWp ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว 16 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 1,867.0 kWp โดยยังไม่มีผู้จ่ายไฟฟ้า เข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) ทั้งนี้ ผู้เข้าร่วมโครงการดังกล่าวยังไม่เป็นไปตามเป้าหมาย เนื่องจากมาตรการควบคุมและป้องกันการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อ COVID-19 ส่งผลให้สถานศึกษาปิดทำการต่อเนื่อง อาจทำให้โรงเรียน สถานศึกษา และโรงพยาบาลยังไม่ตัดสินใจเข้าร่วมโครงการในปัจจุบัน ประกอบกับกลุ่มโรงพยาบาล มีความต้องการใช้ไฟฟ้าทุกวันจึงทำให้ไม่มีปริมาณไฟฟ้าเหลือขายเข้าร่วมโครงการ
3. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา และเสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้ (1) โครงการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และปีต่อๆ ไป เห็นควรให้กำหนดเป้าหมายการรับซื้อไฟฟ้าต่อเนื่อง เนื่องจากในปี 2564 มีแนวโน้มผู้เข้าร่วมโครงการเพิ่มขึ้น ตลอดจนเพื่อให้การส่งเสริมโครงการดังกล่าวดำเนินการต่อเนื่องตามนโยบายของ กพช. และ (2) โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 MWp ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ดังนี้
1.1 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โซลาร์ภาคประชาชน) ให้มีการรับซื้อต่อเนื่องตั้งแต่ปี 2565 เป็นต้นไป โดยกำหนดเป้าหมายการรับซื้อปีละ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 2.20 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณามอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) กำหนดเป้าหมายการรับซื้อได้ ในกรณีต้องปรับปรุงเป้าหมายการรับซื้อดังกล่าวต่อไป
1.2 โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคา สำหรับกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร ปี 2565 กำหนดเป้าหมายการรับซื้อ 10 เมกะวัตต์ (MWp) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 1.00 บาทต่อหน่วย และระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 7 การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มนอกเหนือจากสัญญาเดิม
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ (1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ทั้งจากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป (3) มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบ การพิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้เสนอ กบง. พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม ซึ่ง กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้า จากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม โดยมีสาระสำคัญ 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ให้รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจาก SPP และ/หรือ VSPP จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มเฉพาะกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าจากสัญญาเดิม ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ ส่วนที่ 2 รูปแบบการจ่ายพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Excess Energy) เป็นแบบ Non-Firm และส่วนที่ 3 อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่ม 1.8931 บาทต่อหน่วย โดยมีหลักการสำคัญ ได้แก่ (1) การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่มเป็นการใช้สินทรัพย์เดิมของผู้ผลิตไฟฟ้าและไม่มีการลงทุนใหม่ จึงควรรับซื้อไฟฟ้า ส่วนเพิ่มโดยอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนผันแปร (FiTv) เชื้อเพลิงชีวมวลปี 2565 ซึ่งคิดจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า 1.8931 บาทต่อหน่วย และไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม (2) การรับซื้อไฟฟ้า ตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ภาครัฐต้องการพลังงานไฟฟ้าทดแทนการนำเข้า LNG ซึ่งมีราคาสูง จึงควรพิจารณากรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas (3) ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ประโยชน์ทดแทนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas 0.6041 บาทต่อหน่วย หรือ 51.53 ล้านบาทต่อเดือน (4) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาพิจารณาคัดเลือกจากความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในปี 2565 รวมถึงข้อจำกัดด้านเทคนิค Feeder และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้า (Grid Capacity) เป็นรายกรณี และ (5) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมตามสัญญาเดิม
3. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ปัจจุบันยังมีพลังงานทดแทนที่มีศักยภาพนอกเหนือจากสัญญาเดิม จึงควรพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนประเภทชีวมวลและเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวล ที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า เพื่อให้สามารถช่วยบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติได้อย่างรวดเร็ว โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการเพิ่มเติมในเรื่องของการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า และการเปิดรับซื้อไฟฟ้าต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากกลุ่มสัญญาเดิม โดยรับซื้อพลังงานไฟฟ้าเพิ่มเติมจากผู้ผลิตไฟฟ้าประเภทชีวมวลหรืออื่นๆ นอกจากชีวมวล จากผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีโรงไฟฟ้าอยู่แล้ว ไม่มีการลงทุนใหม่ และมีความพร้อมในการจำหน่ายไฟฟ้า ซึ่งระบบโครงข่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค หรือการไฟฟ้านครหลวงสามารถรองรับได้ โดยเป็นการรับซื้อปีต่อปี ไม่เกิน 2 ปี ในรูปแบบสัญญา Non-Firm ที่กรอบราคารับซื้อไฟฟ้าสูงสุดไม่เกิน 1.8931 บาทต่อหน่วย
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การรับซื้อไฟฟ้า โดยให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานบริหารให้เป็นไปตามนโยบายต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณา ให้ความเห็นชอบต่อไป
กบง.ครั้งที่ 3/2565 (ครั้งที่ 41) วันอังคารที่ 22 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2565 (ครั้งที่ 41)
วันอังคารที่ 22 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2565
1. ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
2. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน
3. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 ผลการดำเนินงานตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มกราคม 2565 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานในการประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ที่แต่งตั้งภายใต้ กบง. ติดตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามมติ กพช. โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีการประชุมหารือ และรายงานแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และแนวทางบริหารจัดการเพื่อรองรับสถานการณ์การเมืองระหว่างประเทศกรณีสหรัฐอเมริกาอาจจะดำเนินมาตรการลงโทษ (Sanction) ต่อเมียนมา ซึ่งอาจส่งผลกระทบต่อการจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทย ต่อที่ประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน โดยที่ประชุมเห็นชอบให้นำผลการดำเนินการของคณะอนุกรรมการฯ เสนอต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป
2. การดำเนินการตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 มีรายละเอียด ดังนี้
2.1 หลักการทำงานและแนวทางบริหารจัดการ ประกอบด้วย (1) กำหนดบทบาทการดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ของแต่ละหน่วยงาน โดยกระทรวงพลังงานจะติดตามการบริหารจัดการให้มีก๊าซธรรมชาติเพียงพอ จากสถานการณ์ฉุกเฉินเนื่องจากแหล่งเอราวัณ (G1) ไม่สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติได้ตามเป้าหมาย ที่กำหนดภายในปี 2565 เป็นหลัก ด้านการจัดหาและจัดสรรปริมาณนำเข้า LNG ในภาพรวม จะดำเนินการโดยสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ตามมติ กบง. ซึ่งให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้จัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแล และ (2) กำกับการดำเนินการ โดยคำนึงถึงผลกระทบค่าไฟฟ้าต่อประชาชนให้มีน้อยที่สุด โดยพิจารณาลำดับการเลือกใช้ชนิดเชื้อเพลิงบริหารจัดการ ตามลำดับสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุด (Merit Order) ที่ กกพ. ให้ความเห็นชอบ
2.2 คณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมหารือและปรับปรุงแนวทางการบริหารจัดการเชื้อเพลิง ในการผลิตไฟฟ้าตาม Merit order แบ่งเป็น 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่ม 1 ต้นทุนต่ำ ได้แก่ (1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถ โดยเร่งการผลิตก๊าซจากแหล่งอาทิตย์ การทำ CO2 Relaxation และเร่งการขุดเจาะหลุม Infill เป็นต้น (2) เลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 และ (3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม ชีวมวล ในราคาที่ไม่เกิน Pool Gas โดยการปรับปรุงแนวทางตาม (1) (2) และ (3) สามารถทดแทน การนำเข้า LNG Spot ได้ 0.5 ล้านตัน 0.28 ล้านตัน และ 0.17 ล้านตัน ตามลำดับ กลุ่ม 2 พิจารณาตามต้นทุน ได้แก่ (4) จัดหา LNG และ (5) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า โดยสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างพิจารณารูปแบบการคิดอัตราค่าไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผันแปร (Ft) ก่อนกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ที่เหมาะสม ซึ่งการปรับปรุงแนวทางตาม (4) กรณีใช้ LNG เป็นหลัก ทดแทนการนำเข้า LNG Spot ได้ 3.25 ล้านตัน กรณีใช้น้ำมันเป็นหลักทดแทนได้ 1.76 ล้านตัน ส่วนการปรับปรุงแนวทางตาม (5) กรณีใช้ LNG เป็นหลักทดแทนได้ 0.29 ล้านตัน กรณีใช้น้ำมันเป็นหลักทดแทนได้ 1.79 ล้านตัน และกลุ่ม 3 ยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เนื่องจากเป็นการนำพลังงานจากแผนล่วงหน้ามาใช้ โดยไม่ได้ชดเชยการผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ ทั้งนี้ เมื่อพิจารณาการปรับปรุงแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 พบว่ากระทรวงพลังงานสามารถจัดหาเชื้อเพลิงต้นทุนต่ำทดแทนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติได้เพิ่มขึ้นเบื้องต้น 0.95 ล้านตัน จากความต้องการนำเข้าก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เพื่อชดเชยก๊าซธรรมชาติที่จะหายไปในช่วงเปลี่ยนผ่าน ของแหล่งเอราวัณ 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG
2.3 ผลการดำเนินงานของคณะอนุกรรมการฯ สามารถบริหารจัดการเชื้อเพลิงทดแทน การนำเข้า LNG Spot ได้เกินกว่าเป้าหมายที่กำหนด โดย ณ วันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 สามารถจัดหาเชื้อเพลิงทดแทนได้ 0.6 ล้านตันเทียบเท่า LNG Spot สูงกว่าแผน ณ สิ้นเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ที่กำหนดไว้ที่ 0.52 ล้านตันเทียบเท่า LNG Spot อย่างไรก็ดี แผนปฏิบัติการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 มีความชัดเจนของการจัดหาเชื้อเพลิงถึงเพียงเดือนกุมภาพันธ์ 2565 เนื่องจากสำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างพิจารณารูปแบบการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าและผลกระทบต่ออัตราค่า Ft ซึ่งมีผลต่อการกำหนดแผนการใช้น้ำมันและ LNG ในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมของเดือนมีนาคม ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยหากสำนักงาน กกพ. ได้ข้อสรุปจะแจ้งต่อกระทรวงพลังงานเพื่อปรับแผนต่อไป
3. แผนการรองรับหากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกกรณีเกิดเหตุการณ์ในเมียนมา มีรายละเอียด ดังนี้
3.1 การประเมินสถานการณ์การเมืองในเมียนมา พบว่า (1) ท่าทีผู้รับสัญญาแหล่งยาดานา ได้แก่ บริษัท โททาลเอนเนอร์ยี่ส์ อีพี เมียนมา ได้ประกาศเมื่อวันที่ 21 มกราคม 2565 ว่าจะขอถอนตัวจาก การเป็นผู้ร่วมทุนและผู้ดำเนินงานในโครงการยาดานาภายใน 6 เดือน โดยจะถ่ายโอนการดำเนินงานให้กับ ผู้ดำเนินงานรายใหม่ ด้านบริษัท ยูโนแคลเมียนมา ออฟชอร์ หรือเชฟรอน แจ้งว่าไม่พร้อมที่จะเป็นผู้ดำเนินงาน แต่ยังไม่มีการกำหนดช่วงเวลาในการถอนตัว โดยเบื้องต้นบริษัท ปตท.สำรวจและผลิตปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) สามารถเป็นผู้ดำเนินงานแหล่งยาดานาได้ โดยมีประเด็นที่ต้องบริหารจัดการ คือ ระยะเวลาการถ่ายโอนที่ลดลงจากปกติ 2 ปี เหลือ 6 เดือน และสถานการณ์การเมืองของเมียนมาภายหลังการถ่ายโอน เนื่องจากหากสหรัฐอเมริกามีมาตรการลงโทษเมียนมาจะส่งผลกระทบโดยตรงต่อธุรกรรมการเงินและการลงทุน และ (2) สถานะร่าง รัฐบัญญัติว่าด้วยการปลดปล่อยพม่า (Burma Act) ซึ่งผ่านการพิจารณาของกรรมาธิการสมาชิกสภาผู้แทนราษฎรของสหรัฐอเมริกาแล้ว แต่ยังอยู่ในชั้นกรรมาธิการสมาชิกวุฒิสภาและยังไม่มีกำหนดการประชุมดังกล่าว โดยมีกำหนดระยะเวลาที่ต้องพิจารณาลงความเห็นภายใน 90 วัน ทั้งนี้ ช่วงปลายเดือนพฤศจิกายน 2565 จะมีการเลือกตั้งในสหรัฐอเมริกา ซึ่งหากพรรคริพับลิกันชนะการเลือกตั้งคาดว่าจะมีผลต่อการตัดสินใจยกเลิกมาตรการลงโทษเมียนมา โดยกระทรวงการต่างประเทศเห็นว่าประเทศไทยควรใช้ช่องทางพิธีทางการทูตหารือ กับสหรัฐอเมริกาเพื่อชะลอการถอนตัวของบริษัท เชฟรอน ให้นานที่สุด
3.2 สถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติของไทยจากเมียนมา จากแหล่งยาดานา เยตากุน และซอติกา ณ วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ 909 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) จ่ายก๊าซแก่โรงไฟฟ้า 10 แห่ง กำลังผลิตรวม 8,762 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ หากไม่สามารถจ่ายก๊าซได้จะส่งผลกระทบต่อโรงไฟฟ้า 3 แห่ง ที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงได้อย่างเดียว ได้แก่ โรงไฟฟ้า SPP Cogen โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ ชุดที่ 2 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ชุดที่ 3 คิดเป็นกำลังผลิตรวม 1,988 เมกะวัตต์ โดยโรงไฟฟ้าอื่นสามารถใช้น้ำมันดีเซลทดแทน และจ่ายก๊าซจากฝั่งตะวันออกมาเสริมได้
3.3 แผนการรองรับหากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตก กรณีหากมีการใช้มาตรการลงโทษเมียนมาขึ้นในเดือนกรกฎาคม 2565 (นับจากที่ผู้รับสัญญาแหล่งยาดานาได้ประกาศ เมื่อเดือนมกราคม 2565) โดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประเมินความต้องการเชื้อเพลิง เพื่อผลิตไฟฟ้าให้เกิดความมั่นคง ดังนี้ (1) การดำเนินการโดยทันที หากใช้น้ำมันเชื้อเพลิงที่สำรองไว้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าอย่างเดียว จะทดแทนก๊าซธรรมชาติจากเมียนมาได้ 10 วัน โดยใช้น้ำมันดีเซลทดแทน 17.5 ล้านลิตรต่อวัน ควบคู่กับการจ่ายก๊าซจากฝั่งตะวันออกให้โรงไฟฟ้าในเขตนครหลวงเพิ่มขึ้นอีก 300 MMscfd จนกว่า จะสามารถเพิ่มการจ่ายก๊าซจากฝั่งตะวันออกทดแทนได้ทั้งหมด และ (2) การดำเนินการต่อเนื่อง หากสามารถจ่ายก๊าซธรรมชาติจากฝั่งตะวันออกทดแทนได้เพิ่มขึ้น 650 MMscfd จะเป็นการใช้ก๊าซผลิตไฟฟ้าทั้งหมด ยกเว้นโรงไฟฟ้าราชบุรีที่ต้องใช้น้ำมันทดแทน 2.5 ล้านลิตรต่อวัน เพื่อรักษาความมั่นคงของการจ่ายไฟฟ้าภาคตะวันตก
4. การดำเนินการระยะต่อไป ประกอบด้วย (1) การปรับปรุงแผนปฏิบัติการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ของเดือนมีนาคม ถึงเดือนธันวาคม 2565 โดยให้สำนักงาน กกพ. เร่งพิจารณา 2 เรื่อง ได้แก่ เรื่องที่ 1 การพิจารณาหลักการคิดอัตราค่าไฟฟ้า นำเสนอ กบง. และ กพช. เพื่อพิจารณากำหนดการใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า และการนำเข้า LNG ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2565 เป็นต้นไป โดยให้สำนักงาน กกพ. แจ้งต่อกระทรวงพลังงานภายในปลายเดือนกุมภาพันธ์ 2565 และเรื่องที่ 2 การพิจารณาให้ส่งผ่านค่าไฟฟ้าได้ทั้งหมด กรณีการสั่งเพิ่มปริมาณน้ำมันสำรองเกินกว่ากำหนดเพื่อรองรับ เหตุฉุกเฉิน รวมทั้งกรณีน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลมีส่วนเกินจากสัญญาโดยสถานการณ์สิ้นสุดก่อน และ (2) แผนการรองรับหากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซธรรมชาติฝั่งตะวันตกกรณีเกิดเหตุการณ์ในเมียนมา โดยให้สำนักงาน กกพ. พิจารณาให้ความเห็นชอบแผนการรองรับฯ หากเกิดผลกระทบจากการหยุดจ่ายก๊าซดังกล่าว และให้กรมธุรกิจพลังงาน กฟผ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำรายละเอียดแผนการจัดหาและขนส่งน้ำมันรองรับสถานการณ์ และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการฯ ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้น 18 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.03 ถึง 0.52 บาทต่อลิตร และปรับลง 14 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.01 ถึง 0.39 บาทต่อลิตร โดยรวมเฉลี่ยปรับขึ้น 2.52 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และดีเซลตลาดสิงคโปร์ ที่เฉลี่ยปรับเพิ่มขึ้น 2.88 บาทต่อลิตร และ 3.48 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งสอดคล้องกับราคาน้ำมันดิบ ทั้งนี้ การเคลื่อนไหวของราคาน้ำมันตลาดโลกดังกล่าวสะท้อนสู่ ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน และกลุ่มแก๊สโซฮอล 95E10 95E20 และ 91E10 ที่ปรับขึ้น 10 ครั้ง ครั้งละ 0.40 ถึง 0.60 บาทต่อลิตร รวมปรับขึ้น 5 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลปัจจุบันอยู่ที่ 35.04 ถึง 43.56 บาทต่อลิตร เช่นเดียวกับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลที่ปรับเพิ่มขึ้นต่อเนื่องจนถึง 29.94 บาทต่อลิตร ด้านราคาเอทานอลมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้นเช่นกัน โดย ณ วันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ 25.60 บาทต่อลิตร เพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2565 ซึ่งอยู่ที่ 25.52 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จากสถานการณ์ดังกล่าว ภาครัฐได้มีมาตรการตรึงราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่เดือนตุลาคม 2564 เป็นต้นมา โดยปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซล ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคา ปรับลดภาษีสรรพสามิต และขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันปรับลด ค่าการตลาด อย่างไรก็ดี ด้านราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลยังคงปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ในระดับ 35.04 ถึง 43.56 บาทต่อลิตร ซึ่งส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชนที่ใช้รถยนต์เครื่องยนต์เบนซิน ดังนั้น กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรกำหนดแนวทางดูแลราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล ให้มีความเหมาะสม
2. กระทรวงพลังงานได้เสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน โดยให้ปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลลงเหลือ 3 ชนิด คือ เบนซิน แก๊สโซฮอล 95E10 และแก๊สโซฮอล 91E10 และมีแนวทางบริหารจัดการราคาน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล ดังนี้ กรณีที่ 1 คงอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลตามอัตราปัจจุบัน ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับในกลุ่มเบนซินเพิ่มขึ้นประมาณ 295 ล้านบาทต่อเดือน จากเดิมที่มีรายรับ 643 ล้านบาท ต่อเดือน เป็น 938 ล้านบาทต่อเดือน โดยค่าการตลาดที่เหมาะสมของน้ำมันเบนซินอยู่ที่ 2.45 บาทต่อลิตร แก๊สโซฮอล 95E10 และแก๊สโซฮอล91E10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ซึ่งเป็นไปตามที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) กำหนด กรณีที่ 2 ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลลง 1 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับในกลุ่มเบนซินลดลงประมาณ 520 ล้านบาทต่อเดือน จากเดิมที่มีรายรับ 643 ล้านบาทต่อเดือน เป็น 122 ล้านบาทต่อเดือน โดยค่าการตลาดของน้ำมันเบนซินอยู่ที่ 2.45 บาทต่อลิตร แก๊สโซฮอล 95E10 และแก๊สโซฮอล 91E10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ซึ่งเป็นไปตามที่ กบง. กำหนด ทั้งนี้ ให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ติดตามกำกับให้ค่าการตลาดของน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลเป็นไปตามที่ กบง. กำหนด และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดอยู่ที่ 1.40 บาท ต่อลิตร โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ ในการบริหารจัดการ
3. ผลกระทบจากการปรับลดชนิดน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลตามมาตรการที่เสนอ จะทำให้ความต้องการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงลดลงประมาณ 1.23 ล้านลิตรต่อวัน หรือประมาณ 37 ล้านลิตรต่อเดือน จากเดือนมกราคม 2565 ซึ่งมีการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงเฉลี่ยอยู่ที่ 3.95 ล้านลิตรต่อวัน และเดือนธันวาคม 2564 มีการผลิตเอทานอลอยู่ที่ 3.90 ล้านลิตรต่อวัน โดยในระยะสั้นอาจต้องประสานผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง ตามมาตรา 7 และผู้ผลิตเอทานอลให้บริหารจัดการปริมาณคงเหลือของเอทานอลดังกล่าว โดยอาจลดกำลังการผลิตของเอทานอลลง และส่งเสริมให้มีการส่งออกวัตถุดิบ อาทิ มันสำปะหลัง และกากน้ำตาล เนื่องจากตลาดโลก ยังมีความต้องการวัตถุดิบดังกล่าวเพิ่มขึ้นในระดับสูง
มติของที่ประชุม
1. รับทราบข้อเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับตัวเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันกลุ่มเบนซิน
2. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หารือผู้ประกอบการน้ำมันเชื้อเพลิงในการติดตาม และบริหารจัดการค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 และวันที่ 4 ตุลาคม 2564 โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการ ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง และนำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2565 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 2 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 (2) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG และ (3) เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ผู้มีรายได้น้อยที่เป็นร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไป จนถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ทั้งนี้ ที่ผ่านมารัฐบาลได้ให้ความช่วยเหลือส่วนลดค่าก๊าซ LPG ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดย ณ เดือนมกราคม 2565 ได้ให้ส่วนลดค่าก๊าซ LPG สำหรับกลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร จำนวนเงิน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ซึ่งสนับสนุนงบประมาณโดย บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีการใช้สิทธิ์ 5,379 ครั้ง จำนวนเงิน 534,158 บาท และการให้ส่วนลดค่าก๊าซ LPG สำหรับกลุ่มผู้มีรายได้น้อย ภายใต้โครงการประชารัฐสวัสดิการ ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวนเงิน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ซึ่งสนับสนุนงบประมาณโดยกระทรวงการคลัง มีการใช้สิทธิ์ 1,947,144 ครั้ง จำนวนเงิน 88,083,702 บาท
2. ปัจจุบันราคา LPG ตลาดโลกได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น โดยในเดือนธันวาคม 2564 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2565 ราคาตลาดโลกเพิ่มขึ้นประมาณ 81.73 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 12 จากระดับ 682.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ระดับ 764.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ณ วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น แม้ว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าปรับตัวลดลง และอัตราแลกเปลี่ยนแข็งค่าขึ้น ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่นที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ช่วงวันที่ 8 กุมภาพันธ์ ถึงวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2565 ปรับเพิ่มขึ้น 0.3150 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 26.8574 บาท ต่อกิโลกรัม เป็น 27.1724 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 14.8686 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.1836 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ขนาดถัง 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2565 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 29,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูป ในภายหลัง โดย ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2565 กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 18,151 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 7,610 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 25,761 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 2,215 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 4,290 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 2,075 ล้านบาทต่อเดือน
4. จากสถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกที่ยังคงอยู่ในระดับสูง โดย ณ วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2565 อยู่ที่ 764.63 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เทียบได้กับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 434 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ขณะที่มีการตรึงราคาขายปลีกไว้ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลต่อสภาพคล่องของกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบ 2,075 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งปัจจุบันฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 25,761 ล้านบาท เข้าใกล้กรอบวงเงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ที่ให้ติดลบได้ไม่เกิน 29,000 ล้านบาท ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม หรือคิดเป็นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งเป็นระดับที่ส่งผลกระทบต่อความเป็นอยู่ ของประชาชนตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ของพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เป็น 2 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยการปรับขึ้นครั้งที่ 1 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 15.3104 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 333 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,768 ล้านบาทต่อเดือน การปรับขึ้นครั้งที่ 2 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2565 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม อยู่ที่ 16.2450 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 348 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,499 ล้านบาทต่อเดือน และการปรับขึ้นครั้งที่ 3 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2565 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,230 ล้านบาทต่อเดือน และแนวทางที่ 2 ปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 1 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม โดยปรับขึ้น 2.8037 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ราคาขายปลีกอยู่ที่ 363 บาท ต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,230 ล้านบาทต่อเดือน มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป ทั้งนี้ รัฐบาลควรมีมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 โดยเพิ่มการช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ครัวเรือนผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จากเดิม 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป และขอความร่วมมือ ปตท. พิจารณาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐที่ ปตท. ดำเนินการต่อไป ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2565
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้วิเคราะห์สภาพคล่องและฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG พบว่า ณ วันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2565 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ติดลบประมาณ 25,761 ล้านบาท หากยังคงตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 จะติดลบประมาณ 44,436 ล้านบาท โดยหากปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 หรือแนวทางที่ 2 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ บัญชี LPG ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2565 จะติดลบประมาณ 39,252 ล้านบาท หรือติดลบประมาณ 36,831 ล้านบาท ตามลำดับ อย่างไรก็ดี แม้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ไปที่ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG ยังคงมีรายจ่าย 1,230 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG และเพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ในสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) มากเกินไป ฝ่ายเลขานุการฯ จึงได้เสนอแนวทางการปรับราคาก๊าซ LPG ตามแนวทางที่ 1 คือ ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง ไปที่ 17.1795 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2565 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG
2. มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และกรมธุรกิจพลังงาน ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อจัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มแนวทางบริหารจัดการอื่นได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น โดยเลื่อนแผนปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิมกลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ โดยควรมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม และมอบหมายคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการต่อไป และ (3) มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและดูแลแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของ กบง. เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณา โดยข้อสังเกตของ กบง. ที่เกี่ยวข้อง คือ อาจพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ด้วย
2. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 กกพ. ได้มีมติเห็นชอบหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า SPP และ VSPP จากสัญญาเดิม ดังนี้ (1) ควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มเฉพาะกลุ่มโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ใช้เชื้อเพลิงในการผลิตกระแสไฟฟ้าจากสัญญาเดิม ได้แก่ ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ และขยะ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 (2) รูปแบบการจ่ายพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่ม (Excess Energy) แบบ Non-Firm (3) อัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่ม 1.8931 บาทต่อหน่วย โดยมีหลักการ ดังนี้ หลักการที่ 1 การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเพิ่มเป็นการใช้สินทรัพย์เดิมของผู้ผลิตไฟฟ้าและไม่มีการลงทุนใหม่ จึงควรรับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มโดยอ้างอิงอัตรารับซื้อไฟฟ้าส่วนผันแปร (FiTv) เชื้อเพลิงชีวมวลปี 2565 ซึ่งคิดจากต้นทุนเชื้อเพลิงที่ใช้ใน การผลิตไฟฟ้า 1.8931 บาทต่อหน่วย และไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม หลักการที่ 2 การรับซื้อไฟฟ้าตามแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ภาครัฐต้องการพลังงานไฟฟ้าทดแทนการนำเข้า LNG ซึ่งปรับตัวอยู่ในระดับสูง จึงควรพิจารณากรอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าจาก Pool Gas และหลักการที่ 3 ผู้ใช้ไฟฟ้าได้ประโยชน์ทดแทนต้นทุนค่าเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า จาก Pool Gas หน่วยละ 0.6041 บาทต่อหน่วย หรือ 51.53 ล้านบาทต่อเดือน (4) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาพิจารณาคัดเลือกจากความพร้อมจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 รวมถึงข้อจำกัดด้านเทคนิค Feeder และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าเป็นรายกรณี และ (5) ให้การไฟฟ้าคู่สัญญาแก้ไขสัญญาเพิ่มเติมตามสัญญาเดิม นอกจากนี้ กกพ. ได้มีความเห็นให้เสนอ กบง. พิจารณาประเด็นระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มว่าเฉพาะเพียงภายในปี 2565 หรือไม่ เนื่องจากเป็นการดำเนินการตามมติ กพช. ที่เห็นชอบแนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม (Excess Energy) จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการ พลังงานเสนอ และให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยมีระยะเวลารับซื้อไฟฟ้าส่วนเพิ่มภายในปี 2565 ต่อไป
กบง.ครั้งที่ 2/2565 (ครั้งที่ 40) วันจันทร์ที่ 31 มกราคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2565 (ครั้งที่ 40)
วันจันทร์ที่ 31 มกราคม พ.ศ. 2565
1. การกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7
2. แนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
3. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม ได้ประชุมคณะทำงานย่อยซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงาน (นายกุลิศ สมบัติศิริ) เป็นประธาน โดยผู้แทนภาคประชาชนมีความเห็นว่า น้ำมันเชื้อเพลิงเป็นสินค้าควบคุมตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 จึงขอให้กระทรวงพลังงานกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 ไม่ให้เกิน 1.85 บาทต่อลิตร ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 และค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ให้เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ซึ่งกระทรวงพลังงานได้รับข้อเสนอการกำกับดูแลค่าการตลาดดังกล่าวเพื่อนำเสนอต่อ กบง. พิจารณา
2. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติรับทราบผลการประชุมหารือของคณะทำงานย่อย ภายใต้คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม และรับทราบข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ ในการดำเนินการตามข้อเสนอของภาคประชาชนที่เสนอให้มีแนวทางการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 พร้อมทั้งมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานกรมการค้าภายใน (คน.) กระทรวงพาณิชย์ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค (สคบ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง หารือแนวทางการกำกับดูแลการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมกับทุกภาคส่วน รวมทั้งศึกษาแนวทางอื่นเพิ่มเติมในการกำกับดูแลค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง และเสนอต่อ กบง. พิจารณา
3. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2565 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ประชุมหารือกับผู้แทน คน. สคบ. และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) ถึงแนวทางการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงไม่ให้เกินระดับที่เหมาะสมตามมติ กบง. ซึ่งที่ประชุมมีความเห็น ดังนี้ (1) สคบ. มีอำนาจหน้าที่ตามพระราชบัญญัติคุ้มครองผู้บริโภค พ.ศ. 2522 ในการดำเนินการตามที่ผู้บริโภคร้องทุกข์ โดยมาตรา 21 ได้กำหนดไว้ว่าในกรณีที่มีกฎหมายว่าด้วยการใดได้บัญญัติเรื่องใดไว้โดยเฉพาะแล้วให้บังคับตามบทบัญญัติแห่งกฎหมายว่าด้วยการนั้น และให้นำบทบัญญัติในพระราชบัญญัติคุ้มครองผู้บริโภคไปใช้บังคับได้เท่าที่ไม่ซ้ำหรือขัดกับบทบัญญัติต่างๆ ที่มีอยู่แล้ว ดังนั้น พระราชบัญญัติคุ้มครองผู้บริโภคจะเป็นกฎหมายทั่วไปที่เข้าไปเสริม จึงไม่สามารถเข้าไปดำเนินการบังคับผู้ประกอบธุรกิจได้ (2) คน. มีอำนาจตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 มีหน้าที่ดูแลเรื่องการติดป้ายแสดงราคาและมาตรวัด โดยกำกับดูแลราคาขายปลีกน้ำมันให้ตรงตามที่มีการแจ้งไว้ และกำกับดูแลให้สถานีบริการติดป้ายแสดงราคาที่ชัดเจนตรงตามที่กำหนดและผู้บริโภคได้รับปริมาณน้ำมันตรงตามที่ซื้อ (3) สคก. ได้ให้ความเห็นว่า กระทรวงพลังงานสามารถอาศัยอำนาจตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 15/2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง มาใช้ในการกำหนดราคาขายปลีกน้ำมันและกำหนดค่าการตลาดได้ แต่การกำหนดราคาน้ำมันอาจจะขัดกับหลักการค้าเสรี หรือหากจะใช้กฎหมายฉบับอื่นที่มีอยู่แล้วมากำหนดราคาก็จะขัดกับหลักการค้าเสรีเช่นเดียวกัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 แนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อจัดทำข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบต่อเกษตรกรผู้ปลูกปาล์มน้ำมันและการส่งออกน้ำมันปาล์ม และจัดทำข้อเสนอเพื่อบรรเทาผลกระทบเสนอต่อ กบง. พิจารณา
2. คณะอนุกรรมการฯ ได้ประชุมหารือโดยสรุปประเด็นสำคัญได้ ดังนี้
2.1 แนวคิดและหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ต้องพิจารณาถึงผลกระทบต่อราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีผลต่อค่าครองชีพและระบบการขนส่ง ซึ่งมีผลต่อการขยายตัวทางเศรษฐกิจ รวมถึงปริมาณการใช้ไบโอดีเซลที่ช่วยดูดซับน้ำมันปาล์มดิบส่วนเกินจากการบริโภคในประเทศ เพื่อช่วยเหลือเกษตรกรผู้ปลูกปาล์มน้ำมันให้ได้รับผลประโยชน์ในระดับที่เหมาะสม และควรดำเนินการภายใต้สมมติฐานที่ไม่มีการชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของเชื้อเพลิงชีวภาพจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามวัตถุประสงค์ของกองทุนที่กำหนดไว้ในพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562
2.2 ทางเลือกการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มี 4 ทางเลือก ได้แก่ ทางเลือกที่ 1 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 เกรดเดียว ทางเลือกที่ 2 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว ทางเลือกที่ 3 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 และทางเลือกที่ 4 กำหนดเป็น 2 ระยะ โดยระยะสั้น ปี 2565 ถึงปี 2566 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และบี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว ปี 2567 เป็นต้นไป กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์ข้อดีข้อเสียของทางเลือกในมิติด้านราคาขายปลีกของน้ำมัน มิติด้านการบริหารจัดการสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบของประเทศ และมิติด้านความเข้ากันได้กับเทคโนโลยีของเครื่องยนต์ในอนาคต สรุปได้ว่า ทางเลือกที่ 1 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 เกรดเดียว จะทำให้มีสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบส่วนเกินสูงเกินขีดความสามารถในการบริหารจัดการ และอาจส่งผลให้ราคาผลปาล์มดิบตกต่ำ จึงไม่เหมาะสมต่อการดำเนินการในปัจจุบัน ด้านทางเลือกที่ 3 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 มีข้อจำกัดด้านการใช้งานกับรถยนต์มาตรฐานยูโร 5 เนื่องจากผู้ผลิตรถยนต์ส่วนใหญ่ยังไม่รับรองการใช้งานน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และบี20 กับรถยนต์ดังกล่าว ประกอบกับการกำหนดน้ำมันหลายเกรดสร้างภาระต่อผู้ประกอบการที่ต้องมีหลายหัวจ่าย และต้องแยกการจัดเก็บและขนส่งน้ำมันแต่ละเกรด ตลอดจนไม่สอดคล้องกับนโยบายการส่งเสริมรถยนต์ไฟฟ้าที่ทำให้การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและไบโอดีเซลในอนาคตมีแนวโน้มลดลง ดังนั้น ทางเลือกที่เป็นไปได้จึงมี 2 กรณี คือ ทางเลือกที่ 2 และทางเลือกที่ 4
2.3 คณะอนุกรรมการฯ มีข้อคิดเห็นต่อทางเลือกการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ ผู้ทรงคุณวุฒิ เห็นว่า (1) ทางเลือกที่ควรดำเนินการมากที่สุด คือ ทางเลือกที่ 1 โดยไม่ควรกำหนดน้ำมันดีเซลหลายเกรด และการใช้น้ำมันปาล์มดิบเป็นพลังงานทดแทนควรเป็นการดูดซับเฉพาะปริมาณส่วนเกินจากการบริโภคโดยไม่นำมาใช้ในภาคพลังงานเป็นหลักเช่นปัจจุบัน (2) ควรยกเลิกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 เนื่องจากน้ำมันที่ผสมไบโอดีเซลสูงกว่าร้อยละ 7 ไม่สามารถเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้ อีกทั้งยังต้องใช้กองทุนน้ำมันฯ เพื่อชดเชยราคาซึ่งไม่สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของกองทุนน้ำมันฯ(3) การใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 และบี 20 กับรถยนต์ยูโร 5 ที่จะบังคับใช้ภายในปี 2567 อาจทำให้เกิดปัญหาด้านสิ่งแวดล้อมจากระบบกำจัดมลพิษของเครื่องยนต์ที่ทำงานไม่เต็มประสิทธิภาพหรือเกิดการเสื่อมสภาพก่อนกำหนด ด้านอนุกรรมการจากสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร และกรมการค้าภายใน เห็นว่า (1) ควรดำเนินการตามทางเลือกที่ 3 เนื่องจากคาดว่าปริมาณผลผลิตปาล์มปี 2565 จะเพิ่มมากกว่าปี 2564 อีกร้อยละ 3 จึงมีโอกาสสูงที่สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบอาจสูงกว่า 300,000 ตัน ซึ่งเป็นระดับสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศตั้งแต่เดือนพฤษภาคม 2565 เป็นต้นไป โดยมีโอกาสที่จะส่งออกน้ำมันปาล์มดิบได้ยาก เนื่องจากปกติราคาน้ำมันปาล์มดิบของไทยสูงกว่าต่างประเทศมากกว่า 2 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่เข้าข่ายได้รับเงินสนับสนุนตามโครงการผลักดันการส่งออกน้ำมันปาล์มเพื่อลดผลผลิตส่วนเกินของกรมการค้าภายใน (2) ปัจจุบันแผนเพิ่มปริมาณการใช้น้ำมันปาล์มดิบจากการพัฒนาอุตสาหกรรมโอลิโอเคมีคัล ภายใต้การพิจารณาของคณะอนุกรรมการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันของอุตสาหกรรมปาล์มน้ำมันยังไม่มีข้อสรุปอย่างเป็นรูปธรรม จึงยังจำเป็นต้องใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 และบี20 เพื่อไม่ให้เกิดภาวะสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบล้น อย่างไรก็ดี คณะอนุกรรมการฯ มีความเห็นว่า ทางเลือกที่ 4 เป็นทางเลือกที่ยอมรับได้มากที่สุด หากยังไม่มีทางเลือกอื่นที่สามารถดำเนินการได้ ภายใต้ข้อจำกัดของสถานการณ์โควิด และช่องทางการระบายสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบที่จำกัด เพื่อให้ภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง เช่น สำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร และกรมการค้าภายใน มีเวลาเตรียมความพร้อมบริหารจัดการสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบ เช่น มาตรการส่งเสริมการส่งออก การปฏิบัติตามมาตรการการลดปริมาณการผลิตผลปาล์ม และการเพิ่มปริมาณการใช้จากการพัฒนาอุตสาหกรรมโอลิโอเคมีคัล
2.4 เมื่อวันที่ 21 มกราคม 2565 คณะอนุกรรมการฯ ได้กำหนดข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในกรณีเกิดวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติมจากภาวะปกติ เพื่อรักษาเสถียรภาพ ด้านราคาจากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบตลาดโลกและไบโอดีเซลมีแนวโน้มเพิ่มสูงขึ้นต่อเนื่อง ดังนี้ หากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ มีแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล โดยกรณีราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า และ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (B0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5 และร้อยละ 3 ตามลำดับ ทั้งนี้ ราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน วันที่ 24 มกราคม 2565 อยู่ที่ 20 บาทต่อลิตร ราคาไบโอดีเซล อยู่ที่ 57.72 บาทต่อลิตร ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ วันที่ 23 มกราคม 2565 อยู่ที่ติดลบ 12,335 ล้านบาท และสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ เดือนมกราคม 2565 ติดลบ 7,353 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งหากราคาสถานการณ์ราคาน้ำมันยังไม่คลี่คลาย คาดว่าจะสามารถใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในการชดเชยราคาน้ำมันได้จนถึงเดือนมีนาคม 2565
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติ และภาวะวิกฤติ ดังนี้
1. ภาวะปกติ
1.1 ระยะสั้น (พ.ศ. 2565 ถึง พ.ศ. 2566) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่
1.2 ระยะยาว (พ.ศ. 2567 เป็นต้นไป) กำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว
2. ภาวะวิกฤติ
2.1 กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 5
2.2 กรณีราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (บี0) ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 3
ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง หารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ดังนี้ (1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 ที่ระดับไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 ร้อยละ 10 และร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตามลำดับ (2) ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (3) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. (4) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันกลุ่มดีเซลให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น และ (5) มอบฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน สกนช. นำเสนอ กบน. ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ บริหารจัดการอัตราเงินกองทุนเพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
2. สถานการณ์ราคาน้ำมันตลาดโลกมีแนวโน้มปรับสูงขึ้นต่อเนื่อง โดยในเดือนมกราคม 2565 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับขึ้น 12 ครั้ง ในช่วง 0.03 ถึง 0.46 บาทต่อลิตร และปรับลง 7 ครั้ง ในช่วง 0.05 ถึง 0.39 บาทต่อลิตร เฉลี่ยทั้งเดือนปรับขึ้น 2.01 บาทต่อลิตร ซึ่งสะท้อนไปสู่ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศเดือนมกราคม 2565 ซึ่งมีการปรับขึ้น 4 ครั้ง ครั้งละประมาณ 10 ถึง 60 สตางค์ต่อลิตร เนื่องจากค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่ระดับ 2 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและกลุ่มแก๊สโซฮอล 95E10 E20 และ 91E10 ปรับขึ้นรวม 2.90 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และบี20 ปรับขึ้นรวม 1.50 บาทต่อลิตร เป็นไปในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมันตลาดโลกที่ราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลปรับเพิ่มขึ้นรวม 1.68 และ 2.37 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ด้านราคาไบโอดีเซล (บี100) ณ วันที่ 28 มกราคม 2565 อยู่ที่ 57.72 บาทต่อลิตร สูงขึ้นจากต้นเดือนธันวาคม 2564 ซึ่งอยู่ที่ 48.29 บาทต่อลิตร ประมาณร้อยละ 20 ส่งผลต่อต้นทุนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ผสมไบโอดีเซลขั้นต่ำที่ร้อยละ 6.6 ประมาณ 0.62 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ราคาน้ำมันตลาดโลกและไบโอดีเซลที่ปรับเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้น โดยปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับประมาณ 30 บาทต่อลิตร ซึ่งส่งผลให้ผู้บริโภคได้รับความเดือดร้อนเนื่องจากการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 68 ของปริมาณการใช้น้ำมันทั้งหมด และส่งผลต่อภาระค่าใช้จ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ในการจ่ายเงินชดเชย โดย ณ วันที่ 23 มกราคม 2564 ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ อยู่ที่ติดลบ 12,335 ล้านบาท และสภาพคล่องสุทธิ อยู่ที่ติดลบ 7,353 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 กบง. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อเสนอแนะแนวทางบริหารจัดการราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซล เพื่อลดผลกระทบต่อประชาชนในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำข้อเสนอแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงภาวะปกติและภาวะวิกฤติ เสนอต่อ กบง. พิจารณา ดังนี้ ภาวะปกติ ระยะสั้น ปี 2565 ถึงปี 2566 กำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 2 เกรด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และบี20 สำหรับใช้กับรถบรรทุกขนาดใหญ่ และระยะยาว ปี 2567 เป็นต้นไปกำหนดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 เกรดเดียว และภาวะวิกฤติ หากราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร โดยไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ มีแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล โดยกรณีราคาไบโอดีเซลสูงกว่า 1.5 เท่า และ 2.5 เท่า ของราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐาน (B0) ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นร้อยละ 5 และร้อยละ 3 ตามลำดับ
4. หากไม่มีการชดเชยราคาจากกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 28 มกราคม 2565 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจะอยู่ที่ 33.25 บาทต่อลิตร และราคาไบโอดีเซลอยู่ที่ 57.72 บาทต่อลิตร สูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลพื้นฐานซึ่งอยู่ที่ 21.79 บาทต่อลิตร คิดเป็น 2.65 เท่า โดยจากข้อเสนอแนวทางการกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลของคณะอนุกรรมการฯ ควรปรับลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เป็นร้อยละ 3 ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่า การลดสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลลงจะช่วยลดภาระค่าครองชีพของประชาชนมากขึ้น รวมทั้งลดภาระของกองทุนน้ำมันฯ นอกจากนี้ การลดความต้องการใช้น้ำมันปาล์มดิบในภาคพลังงานจะช่วยให้มีปริมาณน้ำมันปาล์มสำหรับการบริโภคเพิ่มขึ้น บรรเทาความเดือนร้อนด้านราคาน้ำมันปาล์มขวดสูง โดยการลดสัดส่วนผสมเป็นร้อยละ 3 (บี3) จะลดต้นทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงประมาณ 1.00 ถึง 1.30 บาทต่อลิตร อย่างไรก็ตาม จะทำให้อัตราภาษีสรรพสามิตปรับเพิ่มขึ้น 45 สตางค์ต่อลิตร จาก 5.99 บาทต่อลิตร เป็น 6.44 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกลดลงเพียง 0.55 ถึง 0.85 บาทต่อลิตร ประกอบกับมาตรการดังกล่าวอาจทำให้สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบสูงกว่าสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศที่ระดับ 3 แสนตัน เมื่อสิ้นสุดมาตรการช่วงสิ้นเดือนมีนาคม 2565 จากสต๊อกน้ำมันปาล์มดิบ ณ สิ้นเดือนธันวาคม 2564 ที่ 1.73 แสนตัน ซึ่งจะส่งผลต่อเสถียรภาพราคาผลปาล์มทะลาย ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้น โดยให้ปรับลดสัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากร้อยละ 7 (บี7) เป็นร้อยละ 5 (บี5) ซึ่งจะลดต้นทุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลงประมาณ 50 ถึง 60 สตางค์ ต่อลิตร โดยไม่ทำให้อัตราภาษีสรรพสามิตปรับเพิ่มขึ้น และคาดว่าจะไม่ทำให้สต๊อกน้ำมันปาล์มดิบสูงกว่าสต๊อกที่เหมาะสมของประเทศที่ระดับ 3 แสนตันเมื่อสิ้นสุดมาตรการ ทั้งนี้ เห็นควรรายงานให้คณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) ทราบในวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2565 ก่อนเริ่มบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นในระยะสั้นตั้งแต่วันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 โดยกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ ...) พ.ศ. 2565 ให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ ตามข้อ 1
3. มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน นำเสนอมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ตามข้อ 1 ต่อคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติเพื่อทราบ
กพช. ครั้งที่ 156 วันพฤหัสบดีที่ 6 มกราคม พ.ศ. 2565
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2565 (ครั้งที่ 156)
วันพฤหัสบดีที่ 6 มกราคม พ.ศ. 2565 เวลา 09.30 น.
1. แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574
2. การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
4. โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566
5. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บทฯ ต่อมา สนพ. ได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 (แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น) เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา โดยเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น รวมทั้งกรอบงบประมาณ การดำเนินการตามแผนดังกล่าว และต่อมา เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติรับทราบตามมติ กบง. ทั้งนี้ แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นจะสิ้นสุดในปี 2564 สนพ. จึงได้จัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574 (แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง) โดยผ่านกระบวนการรับฟังและแลกเปลี่ยนความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกภาคส่วน และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ของประเทศไทย (คณะอนุกรรมการฯ) โดยเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามและขับเคลื่อนการดำเนินงานให้เป็นไปตามกรอบเป้าหมายสำคัญ ของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และให้นำกิจกรรม/โครงการ รวมถึงงบประมาณของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง เสนอต่อคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) เพื่อพิจารณากำหนดกิจกรรม/โครงการ และกรอบงบประมาณไว้ในแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รวมทั้งให้คณะอนุกรรมการฯ สามารถพิจารณาทบทวนรายละเอียดโครงการ/กิจกรรม รวมถึงกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ได้ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ในอนาคต โดยหากมีการเปลี่ยนแปลงที่กระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ ให้นำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบ
2. ร่างแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้
2.1 วิสัยทัศน์ (Vision) คือ ส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่าง ๆ และการจัดการทรัพยากรในระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่จำเป็น รองรับการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบโครงข่ายไฟฟ้ายุคใหม่อย่างมีประสิทธิภาพ และเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม เป้าหมายภาพ (Goal) รวมแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ได้แก่ เป้าหมายระยะสั้น 1 – 5 ปี เป็นการเตรียมความพร้อมและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่างๆ ที่จำเป็น และนำร่องการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์ (Distributed energy resources: DER) ในรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่เริ่มส่งผลต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า และเป้าหมายระยะปานกลาง 6 – 10 ปี เป็นการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน และเร่งการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์อย่างเต็มรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่ส่งผลอย่างมีนัยสำคัญต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า
2.2 เป้าหมายสำคัญ (Key Milestone) แบ่งเป็น 4 ระยะ ได้แก่ ระยะ 1 – 2 ปี เป็นระยะเร่งด่วนที่ต้องเร่งดำเนินการ ระยะ 3 – 5 ปี เป็นระยะสั้นของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะ 6 – 10 ปี เป็นระยะยาวของแผนการขับเคลื่อนฯ และระยะมากกว่า 10 ปี เป็นมุมมองที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในระยะต่อไป โดยแบ่งเป้าหมายสำคัญเป็น 5 เสาหลัก และแผนอำนวยการสนับสนุน ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการสั่งการและใช้งานการตอบสนองด้านโหลดแบบกึ่งอัตโนมัติ (Semi-Auto DR) และแบบอัตโนมัติ (Auto DR) ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท สามารถทดแทนผลิตภัณฑ์ในระบบไฟฟ้าได้หลากหลายในเชิงพาณิชย์ และครอบคลุมทุกรูปแบบการให้บริการ (Grid Service) โดยจะกำหนดเป้าหมายการตอบสนองด้านโหลดลงในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) (2) เสาหลักที่ 2 การพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ครอบคลุมทั้งโรงไฟฟ้า SPP VSSP รวมถึง Prosumer-Aggregator (3) เสาหลักที่ 3 ระบบไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (Microgrid & Prosumer) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานพลังงานหมุนเวียนสำหรับไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (RE base Microgrid / Prosumer) เชิงพาณิชย์ที่เป็นการดำเนินการปกติ และไมโครกริดสามารถช่วยในการบริหารจัดการโครงข่ายไฟฟ้าที่มีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนสูง (High %RE Penetration) (4) เสาหลักที่ 4 ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานในทุกรูปแบบการบริการของระบบกักเก็บพลังงานที่เกี่ยวข้องกับโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศไทย รวมถึงมาตรการส่งเสริมรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ ของ ESS (5) เสาหลักที่ 5 การบูรณาการยานยนต์ไฟฟ้า (EV Integration) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าที่มีการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าแบบ V1G และ V2X ครอบคลุมผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าทุกประเภทตามแผนการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน เป้าหมายสำคัญ คือ ช่วยสนับสนุนคู่ขนาน 5 เสาหลัก รวมถึงพัฒนาเทคโนโลยีสมัยใหม่เพื่อสนับสนุนงาน Smart Grid และพัฒนาให้เกิดรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ โดยมีแผนกลยุทธ์การดำเนินงาน (Strategic Plan) ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ ด้านนโยบาย ด้านกฎระเบียบข้อบังคับ และด้านเทคนิค
2.3 แผนการดำเนินกิจกรรม/โครงการ (Action Plan Projects) ประกอบด้วย สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ซึ่งมีจำนวนกิจกรรม/โครงการรวมทั้งสิ้น 71 กิจกรรม/โครงการ ประมาณการกรอบงบประมาณรวมทั้งสิ้น 415,610 ล้านบาท สรุปได้ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 DR & EMS จำนวน 17 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 48,380 ล้านบาท (2) เสาหลักที่ 2 RE Forecast จำนวน 8 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 160 ล้านบาท (3) เสาหลักที่ 3 Microgrid & Prosumer จำนวน 13 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 80,256 ล้านบาท (4) เสาหลักที่ 4 ESS จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 196,980 ล้านบาท (5) เสาหลักที่ 5 EV Integration จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 3,800 ล้านบาท และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน จำนวน 9 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 86,034 ล้านบาท
2.4 ความมุ่งหมายของแผน ประกอบด้วย 3 ด้านหลัก ดังนี้ (1) ด้านการบริหารการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย จะทำให้เกิดการบูรณาการร่วมกันของทุกภาคส่วน และมีกลไกในการติดตามการพัฒนาอย่างเป็นระบบ (2) ด้านการเตรียมความพร้อมด้านเทคโนโลยีและโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านทางด้านพลังงานให้สามารถรองรับการพัฒนาประเทศและเป้าหมายของแผนต่างๆ อย่างครบถ้วน และ (3) ด้านการพัฒนาโอกาสทางธุรกิจภาคเอกชนและศักยภาพการพัฒนาเทคโนโลยีและการมีส่วนร่วมของหน่วยงานและบุคลากร รวมถึงผู้ใช้ไฟฟ้าภายในประเทศ
3. การวิเคราะห์กรอบงบประมาณและความคุ้มค่าของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้
3.1 กรอบงบประมาณของกิจกรรม/โครงการ จำนวน 415,610 ล้านบาท แบ่งออกเป็นกลุ่มกิจกรรมหลัก 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) งบดำเนินงาน ประมาณ 2,359 ล้านบาท (2) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน ประมาณ 146,980 ล้านบาท และ (3) โครงการลงทุน ประมาณ 266,271 ล้านบาท ทั้งนี้ กรอบงบประมาณส่วนใหญ่ประมาณ 413,251 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 99.4 เป็นงบดำเนินการของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ทั้งการพัฒนาระบบและโครงสร้างพื้นฐาน รวมถึงโครงการลงทุนขนาดใหญ่ โดยมีงบประมาณสำหรับการผลักดันและขับเคลื่อนการดำเนินงานภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง 2,359 ล้านบาทเท่านั้น
3.2 ผลประโยชน์ภาพรวมของประเทศ ในมิติของความสมดุลด้านพลังงาน (Energy Trilemma) สอดคล้องกับหลักการเสริมสร้างความยั่งยืนตามยุทธศาสตร์ของประเทศ 3 ด้าน ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคง ทำให้เกิดความมั่นคงทางพลังงานจากการผลิตและใช้พลังงานภายในประเทศ และการใช้โครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานแบบกระจายศูนย์เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นให้กับระบบไฟฟ้า (2) ด้านความมั่งคั่ง ทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศลดลง หลีกเลี่ยงการลงทุนที่ไม่จำเป็น ภาคผู้ใช้ไฟฟ้ามีโอกาสลดต้นทุนค่าไฟฟ้าของตนเองและเกิดการสร้างรายได้ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถของผู้ใช้ไฟฟ้า เกิดการลงทุนในประเทศ การเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ เกิดการจ้างงานในประเทศ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขัน ทั้งด้านการส่งออกและการลงทุนต่าง ๆ ในประเทศ และ (3) ด้านความยั่งยืน ทำให้สามารถรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปริมาณสูง และสนับสนุนการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์โดยใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
สรุปสาระสำคัญ
1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ลงนามสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานา เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2538 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติ (ก๊าซฯ) เมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2541 และลงนามสัญญาซื้อก๊าซฯ จากแหล่งเยตากุน เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2540 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซฯ วันที่ 1 เมษายน 2543 ซึ่งทั้งสองสัญญามีเงื่อนไขการซื้อขายแบบ Take or Pay (TOP) กล่าวคือ หากผู้ซื้อรับก๊าซฯ ไม่ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญา ผู้ซื้อจะมีภาระผูกพันต้องจ่ายเงินค่าก๊าซฯ ให้ผู้ขายก๊าซฯ สำหรับปริมาณที่รับขาดไปก่อน ทั้งนี้ผู้ซื้อสามารถเรียกรับก๊าซฯ ตามปริมาณที่ได้ชำระเงินไปแล้วนั้นคืนในภายหลัง โดยไม่ต้องจ่ายเงินอีก (Make up) ต่อมา ปตท. มีการวางท่อส่งก๊าซฯ จากชายแดนไทย-เมียนมา ณ บ้านอีต่อง อำเภอทองผาภูมิ จังหวัดกาญจนบุรี มายังโรงไฟฟ้าราชบุรีของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยช่วงปี 2541 – 2544 ปตท. ไม่สามารถรับก๊าซฯ จากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนได้ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญา และต้องจ่ายเงินค่า TOP เนื่องจากวิกฤติเศรษฐกิจปี 2540 ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าและก๊าซฯ ลดลง โดยคณะรัฐมนตรีได้มีมติให้ กฟผ. ขยายสัญญาก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรีออกไป 180 วัน และให้ ปตท. ชะลอโครงการก่อสร้างท่อราชบุรี-วังน้อย ต่อมา คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2543 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP ดังนี้ (1) ให้ ปตท. เป็นแกนกลางเพื่อชำระค่าภาระ TOP โดยการกู้หรือระดมทุน เพื่อชำระค่า TOP ไปก่อน แล้วจึงเรียกเก็บภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจาก กฟผ. และภาครัฐ ซึ่งในส่วนของภาครัฐให้ ปตท. เป็นแกนกลางในการบริหารการจัดสรรภาระดอกเบี้ยส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ และค่าไฟฟ้าต่อไป (2) สัดส่วนของภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นและอยู่ในความรับผิดชอบของ ปตท. และ กฟผ. เท่ากับร้อยละ 11.4 และร้อยละ 12.8 ตามลำดับ ซึ่งจะไม่ถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาค่าก๊าซฯ หรือราคาค่าไฟฟ้า (3) ภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในส่วนของภาครัฐในสัดส่วนร้อยละ 75.8 จะถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ โดยการเกลี่ยราคาเท่ากันทุกปีเป็นราคาเท่ากับ 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู และ (4) คณะรัฐมนตรีมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หรือสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ในขณะนั้น เป็นแกนกลาง ในการเร่งรัดและติดตามการดำเนินมาตรการลดขนาดของปัญหา TOP และรายงาน กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ และให้ สนพ. กฟผ. และ ปตท. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการบริหารจัดการบัญชี TOP ต่อไป
2. ปตท. เริ่มรับก๊าซฯ Make up ของแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ตั้งแต่ปี 2544 และ 2545 ตามลำดับ และได้ออกพันธบัตรเพื่อจ่ายชำระค่าก๊าซฯ TOP ให้แก่ผู้ผลิตมูลค่า 35,451 ล้านบาท มีภาระดอกเบี้ย TOP ทั้งสิ้น 4,403 ล้านบาท โดยเป็นความรับผิดชอบของ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ 502 564 และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ ต่อมาราคาก๊าซฯ Make up ปรับสูงขึ้นโดยตลอด ทำให้เกิดกำไรจากส่วนต่างราคาที่รับ Make up และราคาที่จ่าย TOP ภายหลังจาก ปตท. นำกำไรไปหักลดดอกเบี้ยจ่ายพันธบัตรบางส่วน และนำไปหักลดมูลค่าต้นทุน TOP ตามแนวทางที่กำหนดแล้ว ทำให้สามารถหักมูลค่าต้นทุนของ TOP จากทั้งสองแหล่งได้หมดในปี 2555 โดยยังมีเนื้อก๊าซฯ ให้ Make up ได้ต่อไปโดยไม่มีต้นทุน สามารถรับก๊าซฯ TOP ของแหล่งเยตากุนได้หมดในปี 2555 และแหล่งยาดานาได้หมดในปี 2561 ทำให้เกิดกำไรในบัญชี TOP นับตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นมาจนถึงปี 2561 ซึ่ง ปตท. มีการบันทึกดอกเบี้ยรับทบต้น โดยสถานะของบัญชี TOP ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีกำไรสะสมประมาณ 13,591 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ยในส่วนของภาครัฐ 3,338 ล้านบาท ปตท. ส่งผ่านไปในราคาก๊าซฯ (Levelized Price) ในอัตรา 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2544 จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551 ทั้งนี้ ในงวดสุดท้าย ปตท. เรียกเก็บไว้เกินประมาณ 27.8 ล้านบาท เนื่องจากเก็บตามปริมาณการใช้ก๊าซฯ เต็มเดือนซึ่งมากกว่าปริมาณคงเหลือที่จะต้องเรียกเก็บ ทั้งนี้ ปตท. ได้บันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นให้ในอัตราร้อยละ 5.0807 ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับการบันทึกดอกเบี้ยจ่าย จนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีมูลค่าประมาณ 52 ล้านบาท นอกจากนี้ ในปี 2554 บริษัท Platts ซึ่งเป็นผู้ประกาศราคาน้ำมันเตาที่ใช้อ้างอิงในการคำนวณราคาซื้อขายก๊าซฯ ได้ประกาศ เปลี่ยนแปลงค่า Conversion Factor จากเดิมเท่ากับ 6.5 BBLs/Metric Ton เป็น 6.35 BBLs/Metric Ton ส่งผลให้ ปตท. เกิดข้อโต้แย้งกับผู้ขายก๊าซฯ โดย ปตท. มีภาระต้องชำระเงินค่าก๊าซฯ และค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องเพิ่มเติมจากการเปลี่ยนแปลง Conversion Factor รวมประมาณ 4,632 ล้านบาท (มูลค่า ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2563) ทำให้ต้นทุนค่าก๊าซฯ ของ ปตท. เพิ่มขึ้นโดย ปตท. ต้องปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ และได้ดำเนินการชำระไปแล้ว ซึ่งเป็นส่วนที่ไม่สามารถเจรจากับผู้ขายก๊าซฯ ได้และยังไม่สามารถส่งผ่านไปยังราคาเนื้อก๊าซฯ ได้
3. รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตรวจสอบบัญชีผลประโยชน์ TOP ซึ่ง กกพ.ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 ได้มีมติรับทราบผลการตรวจสอบรายละเอียดบัญชีผลประโยชน์ TOP โดยเห็นควรให้ สนพ. ปตท. และ กฟผ. ซึ่งเป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายจาก กพช. และคณะรัฐมนตรีทำหน้าที่ตรวจสอบความถูกต้องของข้อมูล สำหรับข้อเสนอของ ปตท. ในการนำเงินผลกำไรจากการบริหารจัดการผลประโยชน์บัญชี TOP ไปลดภาระต้นทุนการปรับเปลี่ยน Conversion Factor และภาระดอกเบี้ยที่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐร่วมกันรับผิดชอบในช่วงปี 2543 ถึงปี 2547 เห็นว่า เรื่องดังกล่าวอยู่นอกเหนืออำนาจการพิจารณาของ กกพ. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และเห็นควรให้ปตท. นำเสนอหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2564 และวันที่ 2 สิงหาคม 2564 สนพ. สำนักงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมร่วมกัน โดยมีข้อสรุปดังนี้ (1) สำนักงาน กกพ.ได้ตรวจสอบข้อมูลบัญชีรับจ่ายแล้วแต่ยังขาดข้อมูลที่มาของอัตราดอกเบี้ยในการรับ Make up ก๊าซฯ ปี 2544ถึงปี 2548 และอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2543 ถึงปี 2545 (2) สนพ. ขอให้ 4 หน่วยงานช่วยกันหาหลักฐานที่มาของอัตราดอกเบี้ยดังกล่าวหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องว่าสามารถใช้เอกสารใดเทียบเคียงได้บ้าง
4. เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2564 ปตท. ได้นำเสนอความก้าวหน้าประเด็นอัตราดอกเบี้ยบัญชีผลประโยชน์ TOP ต่อ สนพ. โดยสรุปได้ ดังนี้ (1) ปตท. ได้รับข้อมูลอัตราดอกเบี้ยเงินฝากออมทรัพย์ ปี 2544ถึงปี 2548 จากธนาคารกรุงไทย เมื่อเดือนสิงหาคม 2564 ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบแล้วพบว่าข้อมูลถูกต้องตรงกับบัญชีรับจ่าย (2) ปตท. รายงานว่า อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2543 ถึงปี 2545 ได้มีระบุในเอกสาร ดังนี้ อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2543 ปรากฏอยู่ในระเบียบวาระการประชุมกพช. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2543 โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 และปี 2543 เท่ากับร้อยละ 7.9538 และร้อยละ 7.0090 ตามลำดับ (3) อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2545 อยู่ในรายงานการจัดสรรภาระ Take or Pay ประจำปี 2545 (ตุลาคม 2544 ถึงกันยายน 2545) ซึ่งเป็นรายงานที่มีการเห็นชอบร่วมกันระหว่าง 3 หน่วยงาน (สนพ. กฟผ. และ ปตท.) โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2542 ปี 2543 ปี 2544 และปี 2545 เท่ากับ ร้อยละ 7.9538 7.0090 5.0807 และ 5.0807 ตามลำดับ ทั้งนี้ ปตท. ได้เสนอหลักการจัดสรรประโยชน์ของบัญชี TOP จำนวนเงิน 13,591 ล้านบาท (ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564) ดังนี้ (1) คืนภาระ Conversion Factor ค่าก๊าซฯ ให้ ปตท. 4,632 ล้านบาท (2) คืนผู้รับภาระดอกเบี้ย Take or Pay ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 502 564 และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ และ (3) คงเหลือคืนภาครัฐ 4,556 ล้านบาท โดยสรุปจำนวนเงินคืนแต่ละหน่วยงาน ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 5,134 564 และ 7,893 ล้านบาท ตามลำดับ โดยเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2564 ปตท. ได้มีหนังสือรายงานมูลค่าผลประโยชน์จากบัญชี TOP เพิ่มเติมถึงวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 เป็นจำนวนเงิน 13,594 ล้านบาท
5. เนื่องจากคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 ได้มีมติเฉพาะแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP แต่ไม่ได้กำหนดแนวทางการจัดสรรผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOP ซึ่งมีรายได้ในระหว่างการ Make up ก๊าซฯ ณ วันที่ 31 พฤศจิกายน 2564 จำนวนเงิน 13,594 ล้านบาท และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2564 ได้มีมติเห็นชอบให้นำเงินดังกล่าวคืนภาครัฐทั้งหมดและนำไปลดราคาค่าก๊าซฯ เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชน ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรนำเสนอ กพช. พิจารณานำเงินผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOP ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จำนวน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมด โดยนำไปลดราคาค่าก๊าซฯ เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19 โดยมอบหมายให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว ทั้งนี้ ในส่วนของภาระค่า Conversion Factor ให้ ปตท. ไปหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้นําผลประโยชน์ของบัญชี Take or Pay ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จํานวนเงิน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมด ไปช่วยอุดหนุนค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยนําส่งเงินและลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานทำหน้าที่กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำเงินผลประโยชน์ของบัญชี Take or Pay ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Regulated Market) และนำเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. ก่อนที่จะประกาศเป็นหลักเกณฑ์ให้ผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) นำไปใช้ในการจัดหาต่อไป และหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการ
2. สนพ. และสำนักงาน กกพ. ได้ร่วมกันจัดจ้างมหาวิทยาลัยเชียงใหม่ศึกษาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark โดยผลการศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark พบว่าประเทศไทยสามารถพิจารณากำหนดรูปแบบสมการในการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark ได้ 3 รูปแบบ ได้แก่ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil linked linear formula) (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (Gas linked linear formula) และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม (Hybrid oil gas linked formula with a kink point) โดยจากการวิเคราะห์ข้อดีและข้อเสียของสมการดังกล่าวพบว่า สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน มีการใช้งานอย่างแพร่หลายและเป็นที่ยอมรับของผู้นำเข้าและผู้ส่งออก แต่ไม่ได้สะท้อนตลาดของก๊าซตามหลัก Demand - Supply สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ เป็นการกำหนดราคา LNG ที่สะท้อน Demand - Supply ในตลาดก๊าซธรรมชาติ แต่มีราคาผันผวนเนื่องจากผู้ส่งออกที่ใช้สมการดังกล่าว ส่วนใหญ่อยู่ในทวีปอเมริกาซึ่งมีจำนวนน้อยกว่าแหล่งผลิตอื่นๆ ส่วนสมการรูปแบบ Hybrid เป็นรูปแบบที่สามารถบริหารความเสี่ยงระหว่างราคาน้ำมันและราคาก๊าซธรรมชาติได้ดี ทั้งนี้ การประกาศหลักเกณฑ์ทางเลือกการกำหนดราคา LNG Benchmark ของประเทศไทยเป็นการประกาศในลักษณะ (1) เป็น Guideline สำหรับ Shippers ในการจัดหาสัญญาเพื่อนำมาเสนอหน่วยงานที่มีอำนาจพิจารณา (2) เป็น Upper Limit ของ slopes ในสูตรการจัดหา LNG ซึ่ง Shippers ต้องเสนอ slopes ในสัญญาที่ต่ำกว่า (3) สามารถจัดหาได้ทั้ง 3 รูปแบบ คือ Oil-Linked Gas-Linked และ Hybrid (4) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงจนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (5) มีการเปิด เงื่อนไข take or pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (6) หลีกเลี่ยงการประกาศหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ที่มีรายละเอียดทั้งหมดสู่สาธารณะ เนื่องจากอาจมีผลกระทบต่อการเจรจากับผู้ค้าทำให้สูญเสียอำนาจการต่อรองได้ และจากการประเมินผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยกำหนดสมมติฐานการนำเข้า LNG มาใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้า 2 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำเข้า LNG จำนวน 1.8 ล้านตันต่อปี และ Shipper รายใหม่ นำเข้าจำนวน 0.5 ล้านตันต่อปี โดยมีการส่งผ่านค่าไฟฟ้าผ่านทางค่า Ft และมีการปรับค่าสะสมที่เกิดขึ้นจากผลต่างระหว่างค่า Ft ที่คำนวณได้กับค่า Ft ที่เก็บจริง ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์กระทบต่อค่า Ft เฉลี่ยตั้งแต่ปี 2558 ถึงปี 2564 พบว่า การนำเข้า LNG ตามสูตรราคาในรูปแบบ Hybrid มีผลกระทบต่อค่า Ft ไม่มากนัก โดยทำให้ค่า Ft เฉลี่ยเพิ่มขึ้น 0.78 สตางค์ต่อหน่วย เมื่อเทียบกับสัญญาเดิม
3.เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 กกพ. ได้พิจารณาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ โดยมีความเห็นให้ Shipper พิจารณาจัดหาสัญญาระยะกลาง และสัญญาระยะยาวให้เหมาะสมกับโรงไฟฟ้าของตน เพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าให้น้อยที่สุด และเป็นไปตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2564 กกพ. ได้ปรับปรุงหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark และนำเสนอ กบง. พิจารณา เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 โดย กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์ราคา (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคา ก๊าซธรรมชาติ และ สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป โดยมีรายละเอียดหลักเกณฑ์ ดังต่อไปนี้
(1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ Brent หรือ JCC
PLNG = A x [Oil Marker] + B เป็น Linear หรือ S-Curve
(2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติของ HH
PLNG = C x HH + D เป็น Linear หรือ S-Curve
(3)สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม
PLNG = A x [Oil Marker] + B Oil Marker ≤ E $/barrel
PLNG = Z(A x [Oil Marker] + B) + (1-Z)(C x HH + D) Oil Marker > E $/barrel
โดย
PLNG คือ ราคานำเข้า LNG มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู
A คือ Oil Marker Slopes สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx
Oil Marker คือ ดัชนี JCC หรือ Brent เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4
B คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา
HH คือ ดัชนี Henry Hub เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4
C คือ HH Factor สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx
D คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา
E คือ จุดหักมุม ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ขึ้นกับการเจรจา
Z คือ ร้อยละการถ่วงน้ำหนักของสมการในรูปแบบอ้างอิงราคาน้ำมัน ขึ้นกับการเจรจา
โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) การทำสัญญาเป็นแบบ Sales & Purchase Agreement (SPA) ในระยะสัญญาระยะกลางและ/หรือระยะยาวที่เหมาะสม โดยหมายถึงระยะเวลาสัญญาตั้งแต่ 5 ปีขึ้นไป (2) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลง จนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (3) ผู้นำเข้าจะต้องมีการเปิดเงื่อนไข take-or-pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (4) เนื่องจากตลาด LNG ในระยะนี้มีความผันผวนและมีแนวโน้มเข้าสู่ภาวะตลาดของผู้ขาย (Seller’s Market) หากไม่สามารถจัดหา LNG โดยหลักเกณฑ์ราคานำเข้าดังกล่าวได้ ให้นำเสนอหลักเกณฑ์ราคาที่ดีที่สุดต่อ กบง. พิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Regulated Market)
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market ต่อไป
เรื่องที่ 4 โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 มีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยได้เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ต่อมาคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 ได้เห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 และกพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยเสาหลักของแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นประกอบด้วย 3 เสาหลัก ได้แก่ เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (Demand Response and Energy Management System: DR & EMS) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) และเสาหลักที่ 3 ระบบไมโครกริดและระบบกักเก็บพลังงาน (Microgrid & ESS)
2. สนพ. ได้ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เตรียมความพร้อมและขับเคลื่อนการดำเนินงานที่เกี่ยวข้องกับการตอบสนองด้านโหลดตามแผนงานในช่วงปี 2560 - 2564 ซึ่งกระทรวงพลังงาน (พน.) ได้ปรับแผนการดำเนินโครงการการตอบสนองด้านโหลดตามแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น เพื่อเตรียมพร้อมในการพัฒนาความสามารถในการรวบรวมโหลดในอนาคต โดยจัดทำโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ระหว่างปี 2565 - 2566 เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ เพื่อไม่ให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชนมากเกินจำเป็น และทดสอบนำร่องการใช้งานจริงของโปรแกรม DR ระหว่างการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ก่อนขยายผลการดำเนินการให้เป็นไปตามเป้าหมาย โดยเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2564 พน. ได้หารือร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 (โครงการนำร่องฯ) โดยที่ประชุมเห็นควรใช้เงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในการดำเนินโครงการนำร่องฯ เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาแนวทางดังกล่าวเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 9(8) และมาตรา 64 แห่งพระราชบัญญัติประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
3. กบง. เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2564 ได้เห็นชอบโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 ซึ่งมีสาระสำคัญ ดังนี้
3.1 แนวทางการจัดทำโครงการในช่วงนำร่อง รูปแบบโปรแกรม DR ใช้โปรแกรมการตอบสนองในรูปแบบ Firm (Commit Capacity DR Program) เพื่อทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุด กลุ่มผู้เข้าร่วมโครงการ ได้แก่ กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมที่มีความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐานสมาร์ทมิเตอร์และมีต้นทุนการบริหารจัดการต่ำกว่าผู้ใช้ไฟฟ้ารายเล็ก จัดหาโดยกำหนดราคาและประกาศรับซื้อแหล่งทรัพยากร DR (DR Capacity Purchase) เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ ดำเนินการในช่วงปี 2565 – 2566
3.2 โครงสร้างการสั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DR) มีศูนย์สั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DRCC) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้รวบรวมโหลด (Load aggregator: LA) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ประกอบด้วย การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) สำหรับระยะนำร่อง โดยแบ่งตามเป้าหมาย DR ในสัดส่วนร้อยละ 30 และ 70 ตามลำดับ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการ (DR Participants) เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ประเภท 4 และประเภท 5
3.3 รายละเอียดของโปรแกรมตอบสนองด้านโหลด (DR Program) แบ่งเป็น โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าส่ง (Wholesale DR) ระหว่าง DRCC กับ LA ชื่อโปรแกรม Peak Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้ง ไม่เกิน 2 ครั้งต่อวัน และไม่เกิน 6 ครั้งต่อเดือน โดยเรียกขั้นต่ำอย่างน้อย 150 ชั่วโมงต่อปี มีช่วงเวลาการเรียก คือ 13.30 - 16.30 น. และ 19.30 - 22.30 น. และโปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าปลีก (Retail DR) ระหว่าง LA กับ DR Participants ชื่อโปรแกรม Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้ง ไม่เกิน 1 ครั้งต่อวัน และไม่เกิน 3 ครั้งต่อเดือน ช่วงเวลาการเรียก 13.30 - 16.30 น. หรือ 19.30 น. - 22.30 น. โดยทั้ง 2 โปรแกรมมีการแจ้งเตือนล่วงหน้า 1 วัน (ก่อนเวลา 17.00 น. ของวันก่อนดำเนินมาตรการ) การคำนวณกรณีฐาน (Base line) จากการใช้ไฟฟ้าภายใน 10 วันย้อนหลัง มีระยะเวลาเข้าร่วมโครงการ 12 เดือน
3.4 แผนงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด นำเสนอ กบง. และ กพช. ในช่วงไตรมาส 4 ของปี 2564 ในปี 2565 ไตรมาส 1 – 2 ลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MOU) พร้อมทั้งจัดทำประกาศการรับซื้อการตอบสนองด้านโหลด ในไตรมาส 3 - 4 ให้ กฟน. และ กฟภ. เปิดรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการตรวจสอบแหล่งทรัพยากร DR และส่งมอบให้ DRCC และเริ่มดำเนินโครงการนำร่องฯ (DRCC-LA-ผู้ใช้ไฟฟ้า) และประเมินผลความสำเร็จเมื่อสิ้นสุดโครงการ ในปี 2566
3.5 การจ่ายผลตอบแทนการตอบสนอง DR และบทปรับ/ลงโทษ ได้แก่ (1) รูปแบบการจ่ายผลตอบแทน DR แบ่งออกเป็น 2 ส่วนหลัก ได้แก่ ค่าความพร้อมในการลดการใช้ไฟฟ้า (AP) คือ ค่าตอบแทนแบบคงที่ มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลวัตต์ต่อเดือน ประเมินจากการนำ DR ไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าประเภทกังหันก๊าซ (Peaking Plant) และค่าพลังงานไฟฟ้าที่ลดได้ (EP) คือค่าตอบแทนตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดการใช้ไฟฟ้าจริง มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง โดยแปรผันตามต้นทุนต่อหน่วยของโรงไฟฟ้าที่ถูกทดแทนด้วยโปรแกรม DR (2) อัตราผลตอบแทน DR แบ่งเป็น โปรแกรม DR ในระดับค้าส่งระหว่าง DRCC กับ LA ค่า AP เท่ากับ 115.88 บาทต่อกิโลวัตต์ต่อเดือน ค่า EP1 เท่ากับ 3.3256 บาทต่อหน่วย ค่า EP2 เท่ากับ 1.6628 บาทต่อหน่วย และโปรแกรม DR ในระดับค้าปลีกระหว่าง LA กับ DR Participants ค่า AP ส่งผ่านไปยัง DR Participants เฉลี่ยตามจำนวนผู้เข้าร่วมโปรแกรมทั้งหมด ส่วนค่า EP1 และ EP2 ส่งผ่านไปยัง DR Participants ตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดได้จริง โดยอัตราผลตอบแทน DR จำเป็นต้องใช้เงินสนับสนุนรวมประมาณ 100 ล้านบาท สำหรับการดำเนินโครงการนำร่องฯ 50 เมกะวัตต์ ในปี 2565 - 2566 (3) การส่งผ่านค่าตอบแทน DR ในโครงการนำร่องฯ จะเป็นการส่งต่อค่าตอบแทนจาก DRCC ไปยัง LA เพื่อกระจายสู่ผู้เข้าร่วมโครงการโดยตรงตามผลการลดการใช้พลังงานจริง (Performance Rate) ที่ระบุไว้ในสัญญา แหล่งที่มาของค่าตอบแทน DR ใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เนื่องจากในระยะโครงการนำร่องฯ ยังไม่มีการทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้ากังหันก๊าซจริง สำหรับในระยะเชิงพาณิชย์ จะส่งผ่านผลตอบแทนตามกลไกตลาด โดยหากบรรจุการจัดหาทรัพยากร DR เป็นส่วนหนึ่งของแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ค่าใช้จ่ายดังกล่าวจะอยู่ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐานทั้งหมด (4) สำหรับโครงการนำร่องฯ จะยังไม่มีการคิดบทปรับ/ลงโทษ ทั้งในระดับการซื้อขาย DRแบบค้าส่ง และระดับการซื้อขาย DR แบบค้าปลีก
3.6 ผลประโยชน์โดยภาพรวมที่คาดว่าจะได้รับจากโครงการนำร่องฯ ได้แก่ การทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในช่วง Peak ได้ไม่น้อยกว่า 10.8 ล้านหน่วย การลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้อย่างน้อย 3,900 ตันคาร์บอนไดออกไซต์ (tCO2) การสร้างรายได้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการรวมประมาณ 100 ล้านบาท และช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนรวม 17.5 ล้านบาท รวมทั้งการเตรียมความพร้อมและทดสอบระบบให้เกิดความเชื่อมั่นในการเรียกใช้งาน DR ได้อย่างเป็นรูปธรรม เพื่อไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ในอนาคตตามเป้าหมาย DR 350 เมกะวัตต์ สำหรับผู้เข้าร่วมโครงการผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจะได้ค่าตอบแทนจากการลดใช้พลังงานไฟฟ้าในช่วงเวลาที่มีการดำเนินมาตรการ และค่าใช้จ่ายสำหรับค่าไฟฟ้าลดลง จากการลดใช้พลังงานไฟฟ้า รวมทั้งเป็นทางเลือกในการบริหารจัดการค่าใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ และ เสริมภาพลักษณ์ทางธุรกิจในการสนับสนุนนโยบายภาครัฐการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ซึ่งในช่วงปี 2565 – 2570 ประเทศไทยยังมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูง และยังไม่ต้องการโรงไฟฟ้าใหม่ การดำเนินโครงการนำร่อง DR อาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในช่วงแรก แต่ยังสามารถใช้ทรัพยากร DR ดังกล่าวลดต้นทุนไฟฟ้าในระยะยาวได้ อย่างไรก็ดีโครงการนำร่อง DR 50 เมกะวัตต์ จะไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า ในปี 2565 - 2566 เนื่องจากใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในระยะเริ่มต้น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการดำเนินโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนี้
1. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง ร่วมกันขับเคลื่อนโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดให้ประสบผลสำเร็จ โดยให้ดำเนินการตามขั้นตอนเสมือนจริง พร้อมทั้งทำการประเมินผลโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดและรายงานผลต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบเป็นระยะๆ เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมขยายผลตามแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 - 2574 ต่อไป
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จัดทำโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 โดยใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับผลตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดแก่ผู้เข้าร่วมโครงการ พร้อมทั้งค่าใช้จ่ายในการบริหารและติดตามประเมินผลโครงการ
เรื่องที่ 5 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในปัจจุบันปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูง เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในทวีปยุโรปที่เหลือเพียงร้อยละ 57 และประเทศรัสเซียต้องการสำรองก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้ในประเทศเพิ่มขึ้นเนื่องจากสภาพอากาศที่หนาวเย็น จึงลดการส่งออกก๊าซธรรมชาติทางท่อมายังยุโรป ประกอบกับแรงกดดันทางการเมืองระหว่างประเทศรัสเซียกับประเทศยูเครน ส่งผลให้สหภาพยุโรป และสหรัฐอเมริกาอาจมีมติคว่ำบาตรท่อส่งก๊าซธรรมชาติ Nord Stream 2 ซึ่งสร้างจากประเทศรัสเซียไปยังประเทศเยอรมันปัจจัยดังกล่าวเป็นปัจจัยสำคัญที่ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติในยุโรปปรับเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ และส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นตามอย่างต่อเนื่อง ทั้งนี้ จากประมาณการณ์แนวโน้มราคา LNG พบว่าตลาดมีแนวโน้มตึงตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากประเทศต่างๆ มีแนวโน้มจัดการสถานการณ์การแพร่ระบาดของ โรคติดเชื้อโควิด – 19 ได้ดีขึ้นส่งผลให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจ รวมทั้งประเทศผู้ซื้อรายใหญ่โดยเฉพาะประเทศจีนมีนโยบายอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมโดยส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติและ LNG ทดแทนการใช้ถ่านหิน ทำให้มีความต้องการใช้ LNG สูงขึ้น ในขณะที่ตลาดมีอุปทานจากโครงการผลิต LNG จำกัด เนื่องจากมีการลงทุนก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง จึงคาดว่าราคา LNG จะมีแนวโน้มสูงขึ้นจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 ด้านแนวโน้มราคาน้ำมันดิบยังคงทรงตัวในระดับสูงเนื่องจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นในช่วงฤดูหนาว โดยหลายประเทศ ในยุโรปเปลี่ยนมาใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าแทนก๊าซธรรมชาติซึ่งมีราคาสูง ประกอบกับอุปทานน้ำมันดิบมีแนวโน้มตึงตัวต่อเนื่อง หลังกลุ่มโอเปคและพันธมิตร (โอเปคพลัส) ปรับเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบน้อยกว่าข้อตกลงเนื่องจากหลายประเทศไม่สามารถผลิตได้ตามเป้าหมาย อย่างไรก็ดีความต้องการใช้น้ำมันยังคงได้รับแรงกดดันจากมาตรการจำกัดการเดินทางจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19 สายพันธุ์โอมิครอนที่แพร่ระบาดอย่างรวดเร็วในหลายประเทศ ด้านสถานการณ์การผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศไทย ของแหล่งเอราวัณช่วงเปลี่ยนผ่านพบว่า บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (PTTEP ED) ผู้รับสัญญาสัมปทานคาดการณ์ว่าระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ณ สิ้นอายุสัมปทาน (Exit Rate) อาจอยู่ที่ประมาณ 425 ถึง 500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยกรณีที่ผู้รับสัญญาสามารถดำเนินการติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมได้หลังจากวันที่ 24 เมษายน 2565 เป็นต้นไป จะทำให้ไม่สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นระยะเวลาประมาณ 24 เดือน
2. กระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 ถึงปี 2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านต้นต่อปี ตามลำดับ โดยในการประชุมผู้บริหารระดับสูงกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2564 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เร่งทบทวนและจัดทำแผนการบริหารจัดการการจัดหาแหล่งก๊าซธรรมชาติกลุ่มเอราวัณ (แปลง G1/61) ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2564 บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (เชฟรอนประเทศไทย) และ PTTEP ED ได้ลงนามข้อตกลงการเข้าพื้นที่ระยะที่ 2 (Site Access Agreement 2: SAA2) ข้อตกลงการเข้าพื้นที่เพื่อดำเนินกิจกรรมการรื้อถอนสิ่งติดตั้ง (Asset Retirement Access Agreement: ARAA) และข้อตกลงการถ่ายโอนการดำเนินงาน (Operations Transfer Agreement: OTA) โดยการเจรจาลงนามในข้อตกลงดังกล่าวที่ล่าช้าส่งผลให้ปัจจุบันผู้รับสัญญายังไม่ได้ดำเนินการเข้าพื้นที่เพื่อติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมจึงคาดว่าจะส่งผลให้ความสามารถในการผลิตก๊าซธรรมชาติแปลง G1/61 ช่วงต้นสัญญาแบ่งปันผลผลิตต่ำกว่า 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ชธ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้เสนอการทบทวนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในปี 2565 ถึงปี 2567 ต่อ กบง. พิจารณา โดย กบง. ได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปีดังกล่าวที่ 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแลต่อไป และเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2564 ปลัดกระทรวงพลังงาน ได้ประชุมหารือกับ ชธ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สํานักงานคณะกรรมการกํากับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ ปตท. เพื่อติดตามความคืบหน้าการดำเนินการตามข้อสั่งการของรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในการพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนผ่าน
3. กระทรวงพลังงานได้เสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เพื่อให้การผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ แปลง G1/61 ช่วงเปลี่ยนผ่านมีความต่อเนื่อง ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ดังนี้ แนวทางที่ 1 จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซที่มีศักยภาพ ได้แก่ (1) แหล่งอาทิตย์ ปริมาณ 63 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2567 โดยได้เสนอคณะกรรมการปิโตรเลียมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 (2) แปลง B8/32 ปริมาณ 16 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนพฤษภาคม 2568 โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามในการกำหนดราคาก๊าซเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2564 (3) พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) แปลง B-17&C-19 และแปลง B-17-01 ปริมาณ 33 MMSCFD ระยะเวลาเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2572 และแปลง A-18 ปริมาณ 50 MMSCFD ระยะเวลา ปี 2565 โดยอยู่ระหว่างการเจรจากับผู้ขายเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ แนวทางที่ 2 การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งคาดว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ 2,197 ล้านหน่วยต่อปี ลดปริมาณการใช้ LNG จากการนำเข้า Spot LNG ในปี 2565 ประมาณ 0.282 ล้านตันต่อปี แนวทางที่ 3 รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล ซึ่งปัจจุบันกลุ่ม SPP ชีวมวล มีกำลังผลิตเหลือ 455 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทสัญญา Firm 20 ราย จำนวน 151 เมกะวัตต์ และประเภทสัญญา Non-Firm 20 ราย จำนวน 305 เมกะวัตต์ คาดว่าจะผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี (PF ร้อยละ 50) ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.225 ล้านตันต่อปี อย่างไรก็ตาม ในการผลิตจริงอาจไม่สามารถดำเนินการได้ทั้งหมดเนื่องจากขึ้นอยู่กับปริมาณเชื้อเพลิงที่ผันแปรตามฤดูกาล และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าที่มีข้อจำกัด โดยควรมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม แนวทางที่ 4 เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า คาดว่าจะทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 1.59 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ มาตรการดังกล่าวขึ้นอยู่กับ Generation Mix หรือศักยภาพของระบบส่งที่รองรับและความเพียงพอของการจัดหาเชื้อเพลิงตามฤดูกาล และแนวทางที่ 5 รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เช่น เร่งรัดการจ่ายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าน้ำงึม 3 ซึ่งมีกำหนดเงื่อนไขการเกิดการซื้อขายไฟฟ้าก่อนกำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Unit Operation Period) กลางปี 2566
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเบื้องต้นเห็นชอบแนวทางตามข้อ (2) และข้อ (3) นอกจากนั้นอาจเพิ่มเติมแนวทาง การบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป (3) เห็นชอบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป (4) เห็นชอบให้เสนอ กพช. และมอบหมาย กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ให้มีผลในทางปฏิบัติต่อไป (5) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ กบง. ได้มีข้อสังเกตต่อแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ดังนี้ (1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้า จากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทนก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน (2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม (3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ด้วย (4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติ เพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม
2. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้
2.1 การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2.2 การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป
3. มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณาต่อไป