มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 3/2564 (ครั้งที่ 25)

วันศุกร์ที่ 12 มีนาคม พ.ศ. 2564

เรื่อง นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 25682

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568

สรุปสาระสำคัญ

         1. กระทรวงพลังงานมีนโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยเพื่อใช้เป็นกรอบแนวทางในการกำกับดูแลและกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน ซึ่งจะมีการทบทวนและปรับปรุงทุก 5 ปี เพื่อให้นโยบายมีความสอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไปทั้งสภาพเศรษฐกิจ สังคม และเทคโนโลยี รวมทั้งแผนพัฒนาพลังงานด้านไฟฟ้าของประเทศ โดยนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาและมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการต่อไปและเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 กพช. ได้มีมติรับทราบแนวทางการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะดำเนินการจัดทำร่างนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จ และนำเสนอ กพช. พิจารณาภายในไตรมาสที่ 1 ของปี 2564 และมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2564 ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อไป ทั้งนี้ ในช่วงเปลี่ยนผ่านนโยบายดังกล่าว กกพ. จะยังคงใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าไปพลางก่อน ซึ่งปัจจุบัน สนพ. ได้ศึกษาและจัดทำนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 แล้วเสร็จ โดยได้มีการจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น รวมทั้งประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องแล้ว

         2. นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568

             2.1 วัตถุประสงค์ มีดังนี้ (1) เพื่อให้การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อทั้งผู้รับใบอนุญาตและผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม (2) เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสามารถรองรับการเปลี่ยนแปลงบริบทของอุตสาหกรรมไฟฟ้า อันเกิดจากนโยบายและยุทธศาสตร์ของประเทศ รวมถึงการเปลี่ยนแปลงทาง เศรษฐกิจ สังคม สิ่งแวดล้อม และเทคโนโลยี ที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในอนาคต (3) เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีความเกื้อหนุนต่อการรักษาประสิทธิภาพ เสถียรภาพ และความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศโดยรวม (4) เพื่อให้การกำกับดูแลการส่งผ่านต้นทุนค่าไฟฟ้าในการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าเป็นไปอย่างโปร่งใสและมีประสิทธิภาพ (5) เพื่อให้การดำเนินนโยบายของภาครัฐผ่านกลไกการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปอย่างครอบคลุม เป็นธรรม และมีประสิทธิภาพ

             2.2 หลักการทั่วไป มีดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท ต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform tariff) ยกเว้นในกรณีดังต่อไปนี้ กรณีที่เป็นการตกลงซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกัน โดยไม่อยู่ภายใต้การควบคุมของศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ กรณีที่เป็นการซื้อขายไฟฟ้าบนพื้นที่เกาะ กรณีที่เป็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ กรณีที่เป็นกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีความต้องการคุณภาพหรือบริการด้านไฟฟ้าที่แตกต่างจากปกติ หรือ กรณีอื่นๆ โดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อให้ความเห็นชอบ (2) อัตราค่าไฟฟ้า ต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซึ่งคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแยกออกจากกัน (3) อัตราค่าไฟฟ้า ต้องคำนึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับที่เรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกี่ยวข้องอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม (4) การกำกับดูแลผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าให้ดำเนินงานอย่างมีประสิทธิภาพ ควรประยุกต์ใช้แนวทางการกำกับดูแลด้วยแรงจูงใจ (Incentive regulation) โดยอาศัยการเทียบเคียงมาตรฐาน (Benchmark) ที่ครอบคลุมและเหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน ควบคู่กับการเทียบเคียงกับผลการดำเนินงานในอดีต (5) ให้มีกลไกในการติดตามการลงทุนของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและการเรียกคืนเงินค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บไปเกิน (Claw back mechanism) สำหรับการลงทุนที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็น หรือ การลงทุนที่ไม่มีประสิทธิภาพ โดยให้สามารถนำเงินดังกล่าวไปคืนให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าได้ตามความเหมาะสม (6) ให้มีกลไกการชดเชยรายได้ผ่านกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อดูแลภาระต้นทุนของระบบจำหน่าย และการจำหน่ายไฟฟ้าที่แตกต่างกันภายใต้อัตราเดียวกันทั่วประเทศ (Uniform Tariff)

             2.3 ครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง มีดังนี้ (1) ที่มาของอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ให้คิดจากรายได้ที่พึงได้รับของกิจการผลิต กิจการระบบส่งไฟฟ้า และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามระดับแรงดันไฟฟ้าและช่วงเวลา (3) อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งสำหรับขายให้กับการไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคต้องเป็นโครงสร้างเดียวกัน

             2.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก มีดังนี้ (1) ที่มาของอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ให้คิดจากต้นทุนในการซื้อไฟฟ้า รวมกับรายได้ที่พึงได้รับของกิจการระบบจำหน่ายไฟฟ้า และกิจการจำหน่ายไฟฟ้า (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามแรงดันไฟฟ้า ช่วงเวลาการใช้ และลักษณะการใช้ไฟฟ้าที่แตกต่างกันของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละกลุ่ม (3) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ควรส่งสัญญาณให้ผู้ใช้ไฟฟ้า มีการปรับพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าให้สอดคล้องกับประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าโดยรวม โดยประยุกต์ใช้แนวคิดตามหลักความร่วมมือในการตอบสนองด้านโหลด (Demand response) (4) ให้มีการดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยโดยเฉพาะบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย

             2.5 องค์ประกอบเพิ่มเติมในอัตราค่าไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ให้มีองค์ประกอบค่าใช้จ่ายเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ หรือ PE อันหมายถึง ต้นทุนส่วนเพิ่มที่แตกต่างไปจากการดำเนินกิจการอย่างมีประสิทธิภาพตามปกติของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ซึ่งใช้เพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ และต้องกระจายภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม โดยทบทวนเป็นวงรอบทุก 4 เดือน (2) ให้มีองค์ประกอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Automatic adjustment mechanism) หรือ ค่า Ft ซึ่งคิดจากค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่แตกต่างไปจากค่าที่ใช้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าฐาน โดยทบทวนเป็นวงรอบทุก 4 เดือน

             2.6 การศึกษาและเตรียมการเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ให้มีการศึกษาและดำเนินการประกาศใช้อัตราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจำหน่าย (Wheeling charge) ภายในปี 2568 (2) ให้มีการพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อเป็นทางเลือกให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าตามความเหมาะสมและสอดคล้องกับสถานการณ์ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เห็นสมควร อาทิ อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเติมเงิน (Pre-paid) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ให้ความร่วมมือในการเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าแบบชั่วคราว (Temporary demand response programs) (3) ให้ใช้แนวทางการสนับสนุนแบบมุ่งเป้า (Targeted subsidy) ในการดูแลช่วยเหลือผู้ด้อยโอกาสซึ่งมีลักษณะเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย (4) ให้มีการจัดเตรียมข้อมูลเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการพัฒนาอุตสาหกรรมไฟฟ้า เพื่อบูรณาการเข้ากับฐานระบบข้อมูลของศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ (5) ให้มีการวางยุทธศาสตร์เชิงรุกในการให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชน (6) ให้บูรณาการความร่วมมือในการศึกษาเกี่ยวกับแนวทางในการพัฒนานโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต

         3. กรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ประชุมหารือร่วมกับสำนักงาน กกพ. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2564 เพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของนโยบาย มีดังนี้ (1) การปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า โดยให้สะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซึ่งคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแยกออกจากกัน และคำนึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับที่เรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกี่ยวข้องอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม ควรไม่เป็นการเพิ่มภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้าเมื่อเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าภายใต้บริบทเดิม (2) สำหรับโครงสร้างอัตราขายปลีก ได้กำหนดให้มีการอุดหนุนอัตราค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยโดยเฉพาะบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย โดยให้มีการพิจารณาคุณสมบัติผู้ที่สมควรได้รับการช่วยเหลือบนพื้นฐานระบบบูรณาการฐานข้อมูลสวัสดิการสังคม (e-Social Welfare) แทนปริมาณการใช้ไฟฟ้าเพียงอย่างเดียว และควรกำหนดให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่นๆ ให้ใกล้เคียงกับต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) มากที่สุด

         4. เมื่อวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2564 คณะกรรมาธิการการพลังงานวุฒิสภา (คณะกรรมาธิการฯ)ได้ส่งรายงานการพิจารณาศึกษา เรื่อง แนวทางการปรับปรุงและจัดทำนโยบายอัตราค่าไฟฟ้า ให้กระทรวงพลังงานเพื่อเป็นแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่ามีความสอดคล้องกับนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ที่นำเสนอ และในส่วนการลดปัญหาการลงทุนที่ซ้ำซ้อนของรัฐวิสาหกิจไฟฟ้า โดยให้กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเท่ากันทุกระดับแรงดันในแนวทางการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งนั้น อาจส่งผลทำให้อัตราค่าไฟฟ้าไม่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ซึ่งจะไม่สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของนโยบายที่ต้องการให้มีอัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนในการให้บริการของกิจการไฟฟ้า เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมแก่ทุกภาคส่วน ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างการจัดตั้งคณะกรรมการคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้าภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อกำกับดูแลแผนการลงทุนของรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนและเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ดังนั้น จึงเห็นควรให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามระดับแรงดันไฟฟ้า และช่วงเวลาต่อไป

มติของที่ประชุม

    เห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป

มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน

ครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 24)

วันอังคารที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2564 เวลา 15.00 น.

1. การยกเลิกนโยบายการช่วยเหลือกระทรวงพลังงาน “ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มให้กับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 50 บาทต่อคนต่อเดือน ระยะเวลา 3 เดือน

ผู้มาประชุม

รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน                                               ประธานกรรมการ

(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)

ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน                             กรรมการและเลขานุการ

(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)

เรื่องที่ 1 . การยกเลิกนโยบายการช่วยเหลือกระทรวงพลังงาน “ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มให้กับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 50 บาทต่อคนต่อเดือน ระยะเวลา 3 เดือน

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติรับทราบหลักการนโยบายมอบของขวัญปีใหม่ 2563 ให้กับกลุ่มผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 14.6 ล้านราย โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 50 บาทต่อคนต่อเดือน (150 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 ถึง 31 มีนาคม 2563 แทนการให้การช่วยเหลือเดิมที่ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยคาดว่าจะมีผู้ได้รับส่วนลดประมาณ 2 - 5 ล้านคน ตามที่กรมบัญชีกลางคาดการณ์จากจำนวนผู้มาใช้สิทธิ์ในโครงการให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ซึ่งต้องใช้งบประมาณจำนวน 250 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งมาจากการขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม จำนวน 240 ล้านบาทต่อเดือน และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บริจาคเข้ากองทุนประชารัฐสวัสดิการฯ จำนวน 10 ล้านบาทต่อเดือน เป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยในช่วงระยะเวลาดังกล่าวให้ยกเลิกสิทธิ์การช่วยเหลือเดิม คือ ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม จำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน และการให้ความช่วยเหลือของ ปตท. แก่กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน เป็นการชั่วคราว

         2. กระทรวงการคลังไม่สามารถนำข้อเสนอของกระทรวงพลังงานเข้าสู่ที่ประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคมได้ ทำให้นโยบายมอบของขวัญปีใหม่ดังกล่าวได้เลื่อนกำหนดการมาเป็นระยะ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2562 วันที่ 21 มกราคม 2563 และวันที่ 17 กันยายน 2563 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงประธานคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ เพื่อขอสนับสนุนงบประมาณการดำเนินนโยบายการมอบของขวัญปีใหม่กระทรวงพลังงาน โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มให้กับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 50 บาทต่อคนต่อเดือน ระยะเวลา 3 เดือน และกำหนดระยะเวลาการดำเนินนโยบายดังกล่าวตามที่เลื่อนกำหนดการมาเป็นระยะ ต่อมาเมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2563 สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง สำนักนโยบายและยุทธศาสตร์ สำนักงานปลัดกระทรวงการคลัง กรมบัญชีกลาง และกรมธุรกิจพลังงาน ได้ประชุมหารือร่วมกันเพื่อพิจารณาแนวทางการดำเนินนโยบายการให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยกระทรวงการคลังขอทราบความชัดเจนการยกเลิกการให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มของ ปตท. แก่กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน รวมทั้งรายละเอียดข้อเสนอการปรับปรุงวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มให้กับกลุ่มผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐของกระทรวงพลังงาน เพื่อประกอบการนำเสนอคณะอนุกรรมการนโยบายการจัดการประชารัฐสวัสดิการ คณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ และคณะรัฐมนตรี พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับ และแจ้งว่ากระทรวงการคลังอยู่ระหว่างการพิจารณาดำเนินโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ เพื่อให้มีข้อมูลผู้มีรายได้น้อยที่เป็นปัจจุบันเพิ่มความแม่นยำในการระบุตัวผู้มีรายได้น้อย และจะมีการพิจารณาทบทวนการจัดสรรสวัสดิการที่เหมาะสมให้แก่ผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐต่อไป

         3. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2563 กรมธุรกิจพลังงานได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อขอความเห็นชอบยกเลิกนโยบายการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มให้กับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 50 บาทต่อคนต่อเดือน เป็นระยะเวลา 3 เดือน เนื่องจากกระทรวงการคลังยังไม่ได้นำข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน เข้าสู่ที่ประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ ประกอบกับกระทรวงการคลังอยู่ระหว่างการพิจารณาดำเนินโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ และทบทวนการจัดสรรสวัสดิการที่เหมาะสมใหม่ อีกทั้งการเพิ่มการให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มเป็น 50 บาทต่อคนต่อเดือน เป็นระยะเวลา 3 เดือน อาจไม่มากพอที่จะช่วยลดค่าครองชีพ และสร้างความสับสนแก่ผู้ใช้สิทธิ์ได้ โดย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้เห็นชอบให้ยกเลิกนโยบายดังกล่าวตามที่กรมธุรกิจพลังงานเสนอ และเมื่อวันที่ 19 มกราคม 2564 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงประธานคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ เพื่อขอยกเลิกนโยบายการช่วยเหลือดังกล่าวของกระทรวงพลังงาน ด้วยแล้ว

มติของที่ประชุม

     ที่ประชุมรับทราบ

เรื่องที่ 2 . แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2

สรุปสาระสำคัญ

         1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1 โครงการนำร่องที่พิสูจน์ความสามารถรองรับการดำเนินการที่มีผู้ใช้หลายรายและความสามารถรักษาเสถียรภาพของระบบ โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็นผู้ประกอบการกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รายใหม่ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องศึกษาการดำเนินการเพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับต่อไป ต่อมา คณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานได้รับทราบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ และได้กำหนดเป็นประเด็นปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ประเด็นการปฏิรูปที่ 7 ด้านการพัฒนาอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดยมิติด้านการทำให้เกิดการแข่งขันในการประกอบธุรกิจ ได้กำหนดให้ปริมาณจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศส่วนที่เหลือจากส่วนของการจัดหาเพื่อความมั่นคงเป็นปริมาณที่มีการแข่งขันในการจัดหาเพื่อใช้ในภาคไฟฟ้าและอุตสาหกรรม และได้ประกาศลงราชกิจานุเบกษาเมื่อวันที่ 6 เมษายน 2561

         2. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติรับทราบการดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 1 ระยะดำเนินโครงการนำร่อง ที่มอบหมายให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ โดยสามารถนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในรูปแบบตลาดจร (Spot) ไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมา เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้รับทราบรายงานผลการดำเนินงานระยะที่ 1 ตามที่ กกพ. รายงาน โดย กฟผ. ได้ทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ตามเงื่อนไขการเสียสิทธิของ Shipper (Use-It-Or-Lose-It: UIOLI) จำนวน 2 ลำเรือ ปริมาณ 65,000 ตันต่อลำเรือ ซึ่งมีการนำเข้าเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2562 และ 21 เมษายน 2563 ก๊าซที่แปรสภาพแล้วนำไปใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกงชุดที่ 5 โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ชุดที่ 4 โดยผลการทดสอบมีประเด็นสำคัญที่ควรกำหนดแนวทางที่ชัดเจนก่อนดำเนินงานระยะที่ 2 เช่น (1) การทดสอบ ได้รับการผ่อนปรนกฎ ระเบียบ ข้อกำหนดต่างๆ เกี่ยวกับการให้บริการของสถานี LNG และการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซบนบกแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) (2) ต้องมีการปรับ คุณภาพ LNG ด้วยการผสมกับก๊าซของ ปตท. เพื่อให้ได้คุณสมบัติค่าความร้อน (Wobbe Index: WI) อยู่ในช่วงที่สามารถส่งเข้าสู่ระบบได้ และ (3) กรณีราคา LNG แบบ Spot ปรับตัวสูงขึ้นเท่ากับราคา Pool Price หรือสูงกว่า อาจทำให้ Shipper ไม่ประสงค์จะนำเข้า LNG มาใช้เองและกลับมาซื้อก๊าซจากราคาเฉลี่ยของประเทศ เป็นต้น

         3. เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2563 กบง. ได้รับทราบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ช่วงปี 2564 – 2572 ตามที่คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ นำเสนอ โดยปรับปรุงแนวทางจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 เพียงบางส่วน และได้มีมติให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้มีผู้ทรงคุณวุฒิเข้ามาช่วยพิจารณา ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธาน กบง. ได้ลงนามในคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าวเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2563

         4. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามข้อเสนอของคณะอนุกรรมการฯ สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้

             4.1 โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แบ่งออก 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ตามแนวทางที่ กบง. และ กพช. กำหนด (Regulated Market) ซึ่งประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply และ Shipper ที่จัดหา LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และกลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) โดยแบ่งการดำเนินงานแต่ละส่วนออกเป็นดังนี้ ส่วนที่ 1 ธุรกิจต้นน้ำในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้มีการดำเนินงานดังนี้ (1) ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากแหล่งในประเทศทั้งหมด ได้แก่ แหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่อ่าวไทยทั้งหมด (รวมถึงก๊าซธรรมชาติที่จัดหาจากพื้นที่พัฒนาร่วม ไทย-มาเลเซีย : JDA) และแหล่งก๊าซธรรมชาติบนบก ที่เชื่อมต่อกับโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติที่ประเทศไทยนำเข้ามาจากประเทศเมียนมา ได้แก่ แหล่งยาดานา เยตากุน และซอติก้า และก๊าซธรรมชาติที่ประเทศไทยนำเข้ามาในรูปแบบ LNG ที่เป็นสัญญาระยะยาวของประเทศ ซึ่งปัจจุบันมี 4 สัญญา รวมปริมาณสัญญาระยะยาว 5.2 ล้านตันต่อปี (2) ในสถานการณ์ที่ Spot LNG มีราคาต่ำกว่าราคาก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายในประเทศให้แก่ลูกค้าเดิม (Pool Gas) จะกำหนดให้มีการจัดหา LNG ในรูปแบบ Spot ที่ราคาต่ำมาเพิ่มเติม (LNG Spot Flexible) เพื่อช่วยให้ค่าไฟฟ้ามีราคาลดลงจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่เป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้ามีราคาในภาพรวมลดลง อย่างไรก็ตามเพื่อให้สามารถบริหารการจัดหา LNG Spot Flexible ได้อย่างมีประสิทธิภาพ เหมาะสม และได้ประโยชน์อย่างแท้จริง ต้องพิจารณาสถานการณ์ Demand-Supply ก๊าซธรรมชาติในประเทศ รวมทั้งต้องบริหาร Old Gas ให้มีการนำเข้า LNG Spot Flexible ได้อย่างมีประสิทธิภาพ เนื่องจากหากนำเข้ามาในเวลาที่ไม่เหมาะสม อาจกระทบต่อเงื่อนไขผูกพัน (Obligation) ของสัญญา Old Gas ที่มีอยู่จนเกิดค่าปรับที่มากเกินกว่าราคาก๊าซธรรมชาติในภาพรวมที่สามารถลดราคาลงได้ โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้เปิดให้มีการประมูลการจัดหา LNG Spot Flexible ภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและเงื่อนไข และ (3) ให้ Shipper ที่มีความสนใจในการประกอบธุรกิจจัดหาก๊าซธรรมชาติ สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมทั้งรูปแบบ Spot LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้าหรือภาคอุตสาหกรรม โดยกรณีผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบ เช่น ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) Replacement ส่วนที่ขายเข้าระบบ หรือผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) รายใหม่ ให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลภายใต้แนวทางที่ กพช. กำหนด ส่วนกรณีผลิตไฟฟ้าขายลูกค้าตรงหรือใช้ในภาคอุตสาหกรรม ให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลปริมาณและคุณภาพการให้บริการ ส่วนที่ 2 ธุรกิจกลางน้ำ ประกอบด้วย ธุรกิจ LNG Receiving Terminal ที่มีหน้าที่ในการรับเรือขนส่ง LNG ที่จะนำเข้า LNG มาใช้ในประเทศ และทำหน้าที่แปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซ ธุรกิจขนส่งก๊าซธรรมชาติผ่านทางโครงข่ายระบบส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ (ท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธาน) และการดำเนินการควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ และแยกก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในอ่าวไทย กำหนดให้มีการดำเนินงานดังนี้ (1) กำหนดให้ LNG Receiving Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธาน (บนบก)จะต้องเปิดให้บุคคลที่ 3 สามารถมาใช้และเชื่อมต่อได้ เพื่อให้เอกชนที่สนใจจะนำ LNG เข้ามาใช้เองสามารถนำเข้า LNG ผ่านทาง LNG Receiving Terminal และส่งผ่านโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธานที่มีอยู่ในปัจจุบัน โดยไม่ต้องลงทุนก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการนำเข้า LNG และส่งก๊าซธรรมชาติของเอกชนรายนั้นๆ เอง (2) ให้จัดตั้งผู้บริหารระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator: TSO) เป็นนิติบุคคลที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดยมีหน้าที่บริหารจัดการการจัดส่งก๊าซธรรมชาติ และบริหารจัดการและรักษาสมดุลของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ เมื่อได้ข้อยุติในเรื่องที่สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน มีข้อโต้แย้งทางกฎหมายเกี่ยวกับการตีความศาลปกครองสูงสุดในการดำเนินการแบ่งแยกทรัพย์สินของ ปตท. ซึ่งปัจจุบันอยู่ระหว่างชะลอการดำเนินการแยกกิจการระบบส่งก๊าซของ ปตท. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 จนกว่าผลการหารือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน ในเรื่องดังกล่าวจะได้ข้อยุติ จากนั้นให้ ปตท. ดำเนินการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และจัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลให้แล้วเสร็จภายใน 15 เดือน และ (3) การควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติและแยกก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตในอ่าวไทยที่ต้องกำจัดสิ่งปนเปื้อนออกก่อนนำไปใช้ ซึ่งปัจจุบันการดำเนินการส่วนนี้เป็นหน้าที่ของ ปตท. จะยังคงมอบหมายให้ ปตท.ทำหน้าที่ดังกล่าวต่อไป โดยจะกำหนดให้ก๊าซธรรมชาติที่ผ่านการควบคุมคุณภาพและแยกก๊าซธรรมชาติแล้วเป็นส่วนหนึ่งของ Old Supply และส่วนที่ 3 ธุรกิจปลายน้ำ คือ การขายก๊าซธรรมชาติแก่ผู้ใช้ก๊าซ ให้แยกเป็น 2 รูปแบบ คือการขายก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply ในรูปแบบ Pool Gas และการขายก๊าซธรรมชาติโดย Shipperที่นำเข้า LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าหรือโรงงานอุตสาหกรรม ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. กำกับการดำเนินงานเพื่อให้ประเทศได้รับประโยชน์อย่างแท้จริง โดยผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติสามารถเลือกซื้อก๊าซได้ทั้งจาก Pool Gas หรือ Shipper

             4.2 การกำหนดผู้ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลางในการพิจารณาการดำเนินงานให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เห็นควรให้ กกพ. ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลางดังกล่าว ตามวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 7 ข้อ 3 ส่งเสริมการแข่งขันในกิจการพลังงาน และป้องกันการใช้อํานาจในทางมิชอบในการประกอบกิจการพลังงาน และมาตรา 11 ข้อ 1 ซึ่งให้ กกพ. มีอำนาจหน้าที่กํากับดูแลการประกอบกิจการพลังงานเพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัตินี้ภายใต้กรอบนโยบายของรัฐ

             4.3 การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซเก่า/ใหม่ (Old/New Supply-Demand)พิจารณาจากการจัดหาและการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ดังนี้ (1) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจาก Supply กำหนดให้ Old Supply หมายถึง ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว เพื่อจำหน่ายก๊าซเข้า Pool ได้แก่ 1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากอ่าวไทยในปัจจุบัน และปริมาณก๊าซจากอ่าวไทยที่จะเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รวมถึง JDA 2) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก 3) ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมา 4) ปริมาณ LNG ตามสัญญาระยะยาวที่มีสัญญาผูกพันแล้ว คือ สัญญากับ Qatar 2 ล้านตันต่อปี Shell 1 ล้านตันต่อปี BP 1 ล้านตันต่อปี และ Petronas 1.2 ล้านตันต่อปี และ 5) LNG Spot Flexible ตามปริมาณและเงื่อนไขที่ได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. และกำหนดให้ New Supply หมายถึง ปริมาณ LNG นำเข้าที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Old Supply เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้าหรือภาคอุตสาหกรรม และ (2) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจาก Demand กำหนดให้ Old Demand ประกอบด้วย ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) ซึ่งถือเป็นหน่วยที่สร้างมูลค่าเพิ่มให้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ความต้องการก๊าซธรรมชาติในโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีสัญญาผูกพันรูปแบบ Firm กับ ปตท. (Daily Contract Quantity: DCQ) และโรงไฟฟ้าที่มีสัญญากับ ปตท. อยู่ในปัจจุบัน และเริ่มมีการใช้ก๊าซธรรมชาติตามสัญญาแล้ว ได้แก่ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) รวมถึงภาคอุตสาหกรรม และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ซึ่งมีสัญญาผูกพันแล้ว และ SPP Replacement ในส่วนที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบและใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas และกำหนดให้ New Demand ประกอบด้วย ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมที่จะลงนามสัญญาใหม่ และที่มีการลงนามสัญญาอยู่ในปัจจุบันแต่ยังไม่มีการเริ่มใช้ก๊าซธรรมชาติ (Unmet Demand) โดยสามารถซื้อจาก Pool Gas ได้ในกรณีที่ปริมาณใน Pool Gas ยังมีเหลือ

             4.4 การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG กับความสามารถของ LNG Terminal มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปริมาณการนำเข้า LNG มอบหมายให้ ปตท. และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติพิจารณา Supply และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และนำเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล (2) ความสามารถของ LNG Terminal มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้บริหารจัดการตลอดจนปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ ที่ไม่เหมาะสมกับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เช่น เงื่อนไข UIOLI สิทธิการจอง LNG Terminal (Grandfather Basis) เป็นต้น ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และ (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย มอบหมายให้ ปตท. บริหารจัดการการใช้ก๊าซในอ่าวไทยให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์ให้ ปตท. สามารถใช้ By pass gas ได้ในกรณีมีความจำเป็นต้องทดสอบระบบหรือควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในเกณฑ์ที่กำหนด ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 ทั้งนี้ กำหนดให้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยต้องนำมาใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติก่อน โดยกรณี DCQ ของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยมีสูงกว่าความสามารถในการรองรับ (Capacity) หรือความต้องการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จะถือว่า Capacity หรือความต้องการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นเกณฑ์ของการจัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศ (Domestic Gas) แต่เมื่อใดที่ DCQ ของก๊าซในอ่าวไทยต่ำกว่า Capacity หรือความต้องการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้นำเข้า LNG เพิ่ม โดยปริมาณ DCQ มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติรวบรวมข้อมูล ตรวจสอบ และแจ้งให้ กกพ. ทราบ

             4.5 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และการกำหนดราคา LNG นำเข้าที่ผ่านมามีมติ กพช. ที่เกี่ยวข้อง ดังนี้ เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ที่ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ โดยหากมีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG ต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2% ซัลเฟอร์ (S) ที่ประกาศโดย สนพ. (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) และในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น โดยเมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. ทราบเป็นระยะ ต่อมาเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 กพช. ได้เห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ซึ่งขณะนั้นมี ปตท. เป็น Shipper เพียงรายเดียว โดยจำแนกสูตรราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติตามกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ และเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้เห็นชอบการทบทวนการกำหนดนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ โดยเปลี่ยนแปลงวิธีการคำนวณอัตราค่าบริการ จากเดิมที่ใช้วิธีการคำนวณอัตราผลตอบแทนตลอดอายุโครงการ (Discount Cash Flow) เป็นวิธีคำนวณอัตราผลตอบแทนตามรอบกำกับ (Building Block) และมีการเปลี่ยนตัวแปรในโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จากเดิมที่ใช้ตัวแปร P ซึ่งหมายถึงราคาก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เป็นตัวแปร Wy ซึ่งหมายถึงราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติ และกำหนดตัวแปร Pool Gas เป็น WH ซึ่งหมายถึงราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งได้รวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซที่มีอยู่ในระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติไว้แล้ว

              4.5.1 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้สำหรับเป็นราคาซื้อขายก๊าซให้ลูกค้าประเภทต่างๆ ตามมติ กพช. ข้อ 4.5 กำหนดสำหรับ ปตท. ซึ่งเป็น Shipper เพียงรายเดียวในขณะนั้น โดยกรณีที่จะมี Shipper รายใหม่นำเข้า LNG เพื่อขายให้ลูกค้าของตนเองจำเป็นต้องมีการกำหนดสูตรราคาก๊าซธรรมชาติแก่ Shipper รายใหม่ด้วย โดยกำหนดหลักการสำหรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ (2) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น โดยไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (3) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการกำหนดและทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป

              4.5.2 คณะอนุกรรมการฯ เห็นสมควรเสนอให้ยกเลิกหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 โดยมีเหตุผลดังนี้ (1) เดิมน้ำมันเตา 2%S ถูกใช้เป็นทางเลือกในการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเพื่อทดแทนกรณีไม่สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ ประกอบกับ สนพ. มีประกาศเผยแพร่ราคาน้ำมันเตา 2%S ดังนั้นราคาน้ำมันเตา 2%S จึงถูกใช้เป็นราคาคู่เทียบในการขออนุมัติเพื่อนำเข้า Spot LNG แต่เนื่องจากข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมในปัจจุบันทำให้โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนส่วนใหญ่ต้องใช้น้ำมันเตา 0.5%S หรือน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงสำรองทดแทนกรณีไม่สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ (2) ปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้ดำเนินการจัดหา Spot LNG เพื่อรองรับความต้องการของประเทศเพียงรายเดียว โดยการเปิดรับข้อเสนอกับคู่ค้าที่ขึ้นทะเบียนกับ ปตท. ซึ่งที่ผ่านมาราคา Spot LNG เป็นการเจรจา โดยเทียบเคียงกับราคาอ้างอิงของประเทศญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ (Japan-Korea Marker: JKM) ด้วยเงื่อนไขการส่งมอบที่สถานีปลายทาง (Delivery Ex-Ship: DES) ที่ PTTLNG Terminal มาบตาพุด จังหวัดระยอง ทั้งนี้ เมื่อนำข้อมูลราคา Spot LNG นำเข้าเปรียบเทียบกับราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆ อาทิ ราคา JKM ราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ราคา Pool Gas และราคาน้ำมันเตา 2%S พบว่าราคา Spot LNG นำเข้าจะมีความใกล้เคียงได้กับราคา JKM มากที่สุด ในการนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้เสนอหลักเกณฑ์การจัดหา LNG สำหรับทุก Shipper ดังนี้ (1) การจัดหา LNG สำหรับ Regulated Market ประกอบด้วย 1) การจัดหาด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญาระยะกลาง ในระยะเริ่มต้นมอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับ สำนักงาน กกพ. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) และนำเสนอขอความเห็นชอบจาก กบง. และ กพช. ก่อนประกาศเป็นหลักเกณฑ์ให้ Shipper นำไปใช้ในการจัดหา โดยภายหลังการเจรจาสัญญามีข้อยุติให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการ 2) การจัดหาด้วยสัญญา Spot Flexible ราคา Spot LNG ต้องไม่เกินราคา Pool Gas โดยให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการประมูลจัดหา Spot Flexible ภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและเงื่อนไข และ 3) การจัดหาด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ราคา Spot LNG ต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยส่วนต่างค่าขนส่งจากประเทศผู้ค้าต้นทาง ส่งมอบที่ประเทศญี่ปุ่นกับที่ประเทศไทย (JKM adjust by freight cost) และมีเพดานราคาไม่เกินราคา LNG นำเข้าจากสัญญาระยะยาวที่ต่ำที่สุดทุกช่วงเวลาของ ปตท. ในปัจจุบัน ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณาความเหมาะสมของ JKM adjust by freight cost เป็นระยะ และให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับปริมาณและช่วงเวลาที่จะสามารถนำเข้า Spot LNG ได้ ภายใต้หลักเกณฑ์ราคาที่ กบง. กำหนด โดยหากมีความจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้างต้น ต้องได้รับความเห็นชอบจาก สนพ. และ กกพ. เป็นรายครั้ง และ (2) การจัดหา LNG สำหรับ Partially Regulated Market ให้ Shipper สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมถึงจัดหา Spot LNG ได้ ภายใต้การกำกับดูแลด้านปริมาณและคุณภาพการให้บริการของ กกพ.

             4.6 ปัจจุบันศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าใช้หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนการผลิตไฟฟ้า (Merit Order) เพื่อให้ได้ต้นทุนโดยรวมที่ต่ำที่สุด โดยทุกโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ทั้งโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP และ VSPP มีค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติด้วยราคา Pool Price เดียวกัน จึงสามารถพิจารณาลำดับต้นทุนการผลิตเทียบเคียงจากค่า Heat rate หรือประสิทธิภาพได้ อย่างไรก็ดี การดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้ Shipper จัดหา LNG สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ที่ขายเข้าระบบ จะทำให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติมีหลายราคา ส่งผลให้การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าด้วยวิธี Merit Order ไม่สะท้อนถึงประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า ดังนั้น การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการประสิทธิภาพ (Heat Rate) ของโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ที่มีประสิทธิภาพดีที่สุดก่อนจะมีความเหมาะสมกว่า โดยเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. ซึ่งมีอำนาจตามมาตรา 87 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ในการกำกับให้ผู้รับใบอนุญาตที่มีศูนย์ควบคุมระบบโครงข่ายพลังงาน มีหน้าที่ควบคุม บริหาร และกำกับดูแลให้ระบบพลังงานมีความสมดุล มั่นคง มีเสถียรภาพ ประสิทธิภาพ และความน่าเชื่อถือ เป็นผู้กำหนดหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป

             4.7 คณะอนุกรรมการฯ เห็นสมควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาทบทวนความเหมาะสม ของ TPA Regime และ TPA Code ของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 โดยปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างดำเนินการทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code รวมถึง TSO framework และ TSO Code ซึ่ง ปตท. ในฐานะ TSO อยู่ระหว่างการจัดทำ TSO Code โดยมีกำหนดแล้วเสร็จและส่งให้ กกพ. พิจารณาภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2564 และ กกพ. จะนำความเห็นจาก Shipper ทุกราย รวมถึงผลจากการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. มาพิจารณาเพื่อปรับปรุงให้สอดคล้องกับนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยมีประเด็นในการปรับปรุง ดังนี้ (1) TPA Regime ปรับปรุงวิธีการจัดสรรความสามารถการให้บริการของสถานี LNG ปรับปรุงหลักการ Inter Shipper Agreement ปรับปรุงเงื่อนไข UIOLI และปรับปรุงสิทธิการจอง LNG Terminal (Grandfather Basis) (2) TPA Code สำหรับสถานี LNG ปรับปรุงความเหมาะสมของการขอใช้สถานี LNG ในรูปแบบสัญญา Non-Firm (UIOLI) ปรับปรุงความเหมาะสมและการบริหารจัดการ LNG ระหว่าง Shipper ภายใต้ Inter Shipper Agreement และหลักการ Borrowing/Lending และปรับปรุงเงื่อนไขการจัดสรรความสามารถของการเปิด Open Season ของ สถานี LNG (3) TPA Code และ TSO Code สำหรับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ปรับปรุงการทำ Daily Adjustment ของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ปรับปรุงกรอบความไม่สมดุลทางบวกและทางลบ (Imbalance) ปรับปรุงความเหมาะสมของรูปแบบสัญญา Non-Firm ระยะสั้น (1 เดือน) และทบทวนเงื่อนไขให้ Shipper ทำประกันภัยบุคคลที่ 3 และ (4) ประเด็นอื่นๆ อาทิ ทบทวนความเหมาะสมของอัตราค่าบริการสำหรับสัญญา Firm และ Non-Firm และสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาว รวมทั้งปรับปรุงความสอดคล้องของ TPA Code และ TSO Code สำหรับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG

             4.8 การพิจารณากลไก เงื่อนไข และแนวทางอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 อาทิ การพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการคุณภาพก๊าซธรรมชาติ มอบหมายให้ ปตท. ในฐานะ TSO เสนอวันที่มีการปรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติ (Changeover Day: C-Day) ต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับให้เกิดความเป็นธรรม เนื่องจากเมื่อมีการนำเข้า LNG มาใช้ในประเทศมากขึ้นจะทำให้คุณภาพก๊าซธรรมชาติในประเทศเปลี่ยนแปลงไป ดังนั้น ปตท. ต้องเร่งประกาศ C-Day ภายใต้การอนุมัติของ กกพ. เพื่อให้ ปตท. และ Shipper รายอื่นแจ้งให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติปรับปรุงเครื่องจักรและอุปกรณ์รองรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติใหม่ตามแผนที่กำหนดไว้ในเดือนมิถุนายน 2566 ในส่วนของการติดตามการดำเนินงานตามข้อเสนอแนวทางส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามความก้าวหน้า ปัญหา อุปสรรค และรายงานผลการดำเนินงานต่อ กบง. ทราบเป็นระยะต่อไป

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป

     2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 3 . การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1)

สรุปสาระสำคัญ

         1. การพัฒนาโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) ในปัจจุบันเป็นการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีที่ได้ให้ความเห็นชอบไว้รวม 4 ครั้ง ประกอบด้วยมติเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 วันที่ 27 ตุลาคม 2558 วันที่ 12 กรกฎาคม 2559 และวันที่ 11 เมษายน 2560 โดย บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้รับผิดชอบหลักในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ โดยสรุปภาพรวมการพัฒนาตามแผนปี 2558 - 2560 ได้ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การปรับปรุงแท่นผลิต อุปกรณ์ และระบบท่อ เพื่อรองรับการส่งก๊าซให้แก่โรงไฟฟ้าขนอมใหม่ (2) ระบบท่อส่งก๊าซในทะเล เชื่อมแหล่งอุบล (3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซ (Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซวังน้อย - แก่งคอย (4) ระบบท่อส่งก๊าซบนบกเส้นที่ 5 จากระยอง ไปยังระบบท่อส่งก๊าซไทรน้อย - โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ และพระนครใต้ (5) ระบบท่อส่งก๊าซบนบก จากสถานีควบคุมความดันก๊าซราชบุรี - วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปยังจังหวัดราชบุรี (6) สถานีเพิ่มความดันก๊าซบนระบบท่อส่งก๊าซราชบุรี – วังน้อย และ (7) สถานีเพิ่มความดันก๊าซกลางทาง บนระบบท่อส่งก๊าซบนบกเส้นที่ 5 และส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว ประกอบด้วย (1) LNG Receiving Terminal มาบตาพุด จังหวัดระยอง ขนาด 11.5 ล้านตันต่อปี (MTPA) (2) LNG Receiving Terminal หนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 MTPA (3) Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA (4) FSRU พื้นที่ภาคใต้ของประเทศ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ขนาด 2 MTPA (5) FSRU ประเทศเมียนมา ขนาด 3 MTPA (6) LNG Receiving Terminal แห่งที่ 3 ขนาด 5 MTPA และ (7) LNG Receiving Terminal แห่งที่ 4 ขนาด 5 MTPA

         2. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1)) และแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561-2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 โดยคาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในช่วงปี 2563 - 2580 จะมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี โดยตามแผน PDP2018 (Rev.1) จะมีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นจากแผน PDP2015 ประมาณ 5,356 เมกะวัตต์ (MW) ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ปตท. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประชุมหารือร่วมกันหลายครั้งเพื่อพิจารณาศักยภาพของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และ LNG Receiving Facilities ทั้งที่มีอยู่และที่อยู่ระหว่างการศึกษาความเหมาะสม เพื่อรองรับความมั่นคงในการจัดหาก๊าซให้กับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) และ Gas Plan 2018 ซึ่งในขณะที่จัดทำแผน PDP2015 กำหนดจะมีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซในพื้นที่เขตนครหลวงเพิ่มขึ้นประมาณ 2,600 MW ความต้องการใช้ก๊าซอยู่ที่ระดับ 650 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) ขณะที่พื้นที่เขตนครหลวงมีระบบท่อส่งก๊าซที่มีศักยภาพในการรับส่งก๊าซประมาณ 800 MMscfd ปตท. และ กฟผ. จึงได้รับความเห็นชอบให้พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซตามแผนปี 2558 - 2560 รวม 3 โครงการ ประกอบด้วย (1) FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ดำเนินการโดย กฟผ. วงเงินลงทุน 24,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 (2) สถานีเพิ่มความดันก๊าซกลางทาง บนระบบท่อส่งบนบกเส้นที่ 5 ดำเนินการโดย ปตท. วงเงินลงทุน 6,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2570 และ(3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซบนระบบท่อส่งราชบุรี-วังน้อย ดำเนินการโดย ปตท. วงเงินลงทุน 5,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2574

         3. ตามแผน PDP2018 (Rev.1) ณ สิ้นปี 2580 เขตนครหลวงจะมีกำลังผลิตไฟฟ้าสุทธิรวมทั้งสิ้น 11,478 MW มีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซเพิ่มขึ้นประมาณ 5,420 MW เพิ่มขึ้นจากแผน PDP2015 ประมาณ 2,820 MW ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซเพิ่มขึ้นจาก 650 MMscfd เป็น 1,050 MMscfd ซึ่งเกินศักยภาพของระบบท่อส่งก๊าซที่มีอยู่ 800 MMscfd ประกอบกับประมาณการความต้องการใช้ LNG ของประเทศในช่วงปี 2567 - 2570 จะอยู่ที่ระดับ 11 - 13 MTPA ขณะที่ LNG Receiving Terminal ของ ปตท. รวมกับท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 ที่จะสร้างขึ้นในพื้นที่ตอนกลางของประเทศ มีศักยภาพรองรับการนำเข้า LNG ได้ถึง 24 - 34.8 MTPA ทั้งนี้ ปตท. ได้ประเมินทางเลือกในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในพื้นที่เขตนครหลวง โดยเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายในการลงทุน (CAPEX) และค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน (OPEX) และเห็นว่าโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) ในพื้นที่เขตนครหลวง มีค่าใช้จ่ายน้อยกว่าโครงการพัฒนาสถานีเพิ่มความดันก๊าซที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีตามแผน PDP2015 ไว้แล้ว ดังนี้ (1) FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ของ กฟผ. CAPEX 24,000 ล้านบาท OPEX 824 ล้านบาทต่อปี (2) สถานีเพิ่มความดันก๊าซกลางทาง บนระบบท่อส่งบนบกเส้นที่ 5 ของ ปตท. CAPEX 6,500 ล้านบาท และ (3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซบนระบบท่อส่งราชบุรี-วังน้อย CAPEX 5,500 ล้านบาท โดย OPEX ของโครงการ (2) และโครงการ (3) รวม 609 ล้านบาทต่อปี ในขณะที่โครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของ ปตท. CAPEX 11,000 ล้านบาท OPEX 9 ล้านบาทต่อปี

         4. เมื่อวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2564 ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมหารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน และเห็นว่าศักยภาพโครงสร้างพื้นฐานก๊าซตามแผนปี 2558 - 2560 ในพื้นที่เขตนครหลวงมีความเสี่ยงสูงในการรองรับความต้องการใช้ก๊าซของโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) โดยที่ประชุมได้สรุปการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในเขตนครหลวงใหม่ เพื่อให้การลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุด รวมถึงไม่สร้างภาระแก่ประชาชน ดังนี้ (1) ปตท. จะดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ แทนโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซกลางทาง บนระบบท่อส่งบนบกเส้นที่ 5 และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซบนระบบท่อส่งราชบุรี-วังน้อย เพื่อยกระดับขีดความสามารถของระบบท่อส่งก๊าซในการรับส่งก๊าซจาก 800 MMscfd เป็น 1,400 MMscfd และเชื่อมต่อระบบท่อส่งก๊าซภาคตะวันตกและภาคตะวันออกได้ทั้งระบบ เป็นการเสริมสร้างความมั่นคงให้กับระบบท่อส่งก๊าซของประเทศ โดยจุดเริ่มต้นโครงการอยู่ที่ อำเภอบางปะกง จังหวัดฉะเชิงเทรา และจุดสิ้นสุดโครงการอยู่ที่ อำเภอเมือง จังหวัดสมุทรปราการ ระยะทางโดยประมาณ 74 กิโลเมตร ขนาดท่อโดยประมาณ 36 นิ้ว ดำเนินการโดย ปตท. วงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2568 และ (2) ปตท. และ กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ของ กฟผ. เป็นร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 MTPA

         5. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นดังนี้ (1) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในพื้นที่เขตนครหลวงดังกล่าว เป็นการจัดทำโครงการให้รองรับความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซที่เปลี่ยนแปลงไปจากแผน PDP2015 และการจัดตั้งโรงไฟฟ้าหลักเพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าแต่ละภูมิภาคตามแผน PDP 2018 (Rev.1) รวมทั้งเพื่อลดการพึ่งพากำลังการผลิตไฟฟ้าจากภูมิภาคอื่น (2) โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯ มีค่าใช้จ่ายน้อยกว่าโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ มีความน่าเชื่อถือของท่อสูงถึงร้อยละ 99 และมีศักยภาพเพียงพอรองรับโรงไฟฟ้าในเขตนครหลวงและภาคกลางตลอดแผน PDP2018 (Rev.1) โดยส่งผ่านท่อก๊าซเส้นอื่นที่เชื่อมต่อเป็นโครงข่ายชั่วคราวในกรณีเกิดเหตุฉุกเฉิน (3) การพัฒนาโครงการตามที่เสนอได้มีการประชุมหารือร่วมกันระหว่าง กระทรวงพลังงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. หลายครั้ง โดยยึดหลักประสิทธิภาพ ประสิทธิผล โอกาส ผลกระทบ และผลที่คาดว่าจะได้รับ รวมทั้งคำนึงถึงการใช้ทรัพยากรร่วมกันให้เกิดประโยชน์สูงสุดโดยไม่ส่งผลกระทบต่อความปลอดภัยในการส่งก๊าซ และ (4) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) จะต้องผ่าน กกพ. ให้ความเห็นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 11 (5) เสนอความเห็นต่อแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า แผนการลงทุนในกิจการไฟฟ้า แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และแผนการขยายระบบโครงข่ายพลังงานเพื่อนำเสนอรัฐมนตรีตามมาตรา 9 (3) และมาตรา 79 ผู้รับใบอนุญาตที่มีระบบโครงข่ายพลังงานซึ่งเป็นหน่วยงานของรัฐตามที่คณะกรรมการกำหนด จัดทำแผนการขยายระบบโครงข่ายพลังงานเสนอต่อรัฐมนตรีเพื่อขอความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีในการพิจารณาแผนการขยายระบบโครงข่ายพลังงานตามวรรคสอง ให้ กกพ. ให้ความเห็นประกอบด้วย ในการนี้หากแผนดังกล่าวมีผลกระทบต่อส่วนได้เสียสำคัญของประชาชนให้ กกพ. จัดให้มีกระบวนการรับฟังความคิดเห็นตามมาตรา 26 ด้วย

มติของที่ประชุม

     1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) ตามมติ คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 เป็นร่วมลงทุนกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 MTPA

     2. เห็นชอบให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1)) และยกเลิกสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ (Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี - วังน้อย และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ (Compressor) กลางทาง บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5

     3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เพื่อขอความเห็น เรื่อง โครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ และเสนอ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อประกอบการพิจารณาต่อไป

เรื่องที่ 4. แนวทางการบริหารจัดการการส่งออก LNG ภายใต้โครงการ LNG HUB

สรุปสาระสำคัญ

         1. การพัฒนาประเทศไทยให้เป็นศูนย์กลางการค้าขาย LNG ของภูมิภาค (Regional LNG Hub) ได้ถูกบรรจุเป็นแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ซึ่งสอดคล้องกับยุทธศาสตร์ชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 ด้านการสร้างความสามารถในการแข่งขัน เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานซึ่งเป็นส่วนสำคัญในการขับเคลื่อนเศรษฐกิจของประเทศ ทั้งนี้ ปัจจุบันบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวจำนวน 4 สัญญา ปริมาณรวม 5.2 ล้านตันต่อปี (MTPA) โดยเมื่อวันที่ 25 มกราคม 2563 ปตท. ร่วมกับบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) ได้ทดสอบระบบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) ต่อมาเมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2563 ที่ประชุมคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการตามแผนปฏิบัติการ (Action Plan) ภายใต้โครงการ ERC Sandbox เพื่อดำเนินการพัฒนาโครงการ Regional LNG Hub ที่ ปตท. และบริษัท PTTLNG ร่วมดำเนินโครงการ และเมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2563 ปตท. และบริษัท PTTLNG ได้ลงนามสัญญา Pilot Agreement for Reloading LNG ร่วมกันเพื่อรองรับการดำเนินธุรกรรมส่งออก LNG (Reloading) อย่างไรก็ตาม ปตท. ยังไม่เคยดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เชิงพาณิชย์

         2. ช่วงปลายปี 2563 ถึงต้นปี 2564 ราคา Asian Spot LNG มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากสภาพอากาศที่หนาวกว่าปกติในประเทศญี่ปุ่น เกาหลีใต้ และจีน รวมทั้งโครงการผลิต LNG ในประเทศมาเลเซีย ออสเตรเลีย และไนจีเรียเกิดเหตุขัดข้อง ประกอบกับการสัญจรของเรือขนส่ง LNG ผ่านช่องแคบปานามาเกิดปัญหาการจราจรติดขัด ทำให้ตลาดเอเชียมีปริมาณเที่ยวเรือเสนอขายลดลง ส่งผลให้ตลาด Asian Spot เกิดภาวะตึงตัวกะทันหัน ในขณะเดียวกันภาพรวมความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศลดลงหลังเกิดการแพร่ระบาดของโรค COVID 19 ระลอกใหม่ ทำให้รัฐบาลกำหนดมาตรการควบคุมการแพร่ระบาดซึ่งส่งผลต่อการลดลงของการใช้ก๊าซธรรมชาติ ประกอบกับสภาพอากาศที่หนาวเย็นในฤดูหนาวทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าลดลงอย่างมีนัยสำคัญ ส่งผลให้ ปตท. มีปริมาณสำรอง LNG เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องและเห็นโอกาสการส่งออก LNG จากท่ามาบตาพุดเพื่อทดสอบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เชิงพาณิชย์ในช่วงที่ราคา LNG จากสัญญาซื้อขายระยะยาวของ ปตท. ต่ำกว่าราคา Asian Spot LNG สำหรับเที่ยวเรือส่งมอบช่วงไตรมาส 1 ปี 2564 โดยสามารถส่งออก LNG ในเดือนมกราคม 2564 ได้จำนวน 1 เที่ยวเรือ (ประมาณ 60,000 ตัน) และยังมีปริมาณสำรอง LNG เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ ทั้งนี้ เนื่องจากเป็นการส่งออก LNG จากสัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ดังนั้น เมื่อวันที่ 22 มกราคม 2564 ปตท. จึงได้ส่งหนังสือรายงานแผนการส่งออก LNG (Reloading) และวันที่ 29 มกราคม 2564 ได้ส่งหนังสือรายงานผลดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เพื่อทดสอบ LNG Hub เชิงพาณิชย์ ถึงปลัดกระทรวงพลังงาน และประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดยสำเนาเรียนอธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ และผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน โดยรายงานผลการส่งออก LNG (Reloading) เที่ยวเรือแรกของ ปตท. สรุปได้ดังนี้ (1) ปตท. ดำเนินการส่งออก LNG ระหว่างวันที่ 25 - 26 มกราคม 2564 ระยะเวลาดำเนินการรวม 32 ชั่วโมง 35 นาที โดยไม่เกิดปัญหาอุปสรรคด้านเทคนิค (2) ปริมาณ LNG ที่ส่งออกประมาณ 62,449 ตัน หรือ 3,262,266 ล้านบีทียู (MMBtu) (3) ราคาขาย LNG ที่ท่ามาบตาพุด 14.66 เหรียญสหรัฐฯ ต่อ MMBtu (4) ประมาณการต้นทุน ซึ่งประกอบด้วยต้นทุนเนื้อ LNG ค่าบริการ Reloading LNG Service ค่าภาษีผ่านท่าเทียบเรือ Corporate Tax และค่าใช้จ่ายอื่นที่เกี่ยวข้อง 8.7 เหรียญสหรัฐฯ ต่อ MMBtu และ (5) ประมาณการกำไรขั้นต้นหลังหักภาษี 580 ล้านบาท

         3. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) มีดังนี้ (1) หลักเกณฑ์ด้านปริมาณให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออก LNG ได้ โดยต้องไม่กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ (ปริมาณสำรอง LNG หลังจากการสูบถ่ายอย่างน้อย 1 ถัง) และ (2) หลักเกณฑ์ด้านราคา กรณีที่ ปตท. ส่งออก LNG (Reloading) ภายใต้สัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ปตท. จะนำส่งรายได้ระหว่างราคาขาย LNG จริง กับราคา Pool LNG เฉลี่ยรายเดือน หลังหักค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องให้กับภาครัฐ ดังนี้

               *ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง คือ ค่าจ้างเรือ ค่าขนส่ง ค่า Reloading Service ค่าใช้จ่ายอื่นๆที่เกี่ยวข้อง กับการ Reloading ค่าดำเนินการของ ปตท. (1% ของราคาต้นทุน LNG รวมค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง) และ Corporate Tax เป็นต้น

         โดย ปตท. ต้องขาย LNG ในช่วงที่ราคา Spot ต้องสูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาว และหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง ทั้งนี้ กรณีที่ ปตท. มีการนำเข้า LNG ในเชิงพาณิชย์เพื่อดำเนินกิจกรรม LNG Hub ให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) ได้ โดยต้องชำระค่าบริการใช้ LNG Terminal ตามอัตราภายใต้การกำกับของ กกพ. เพื่อขับเคลื่อนประเทศไทยสู่การเป็น LNG Hub เต็มรูปแบบ

         4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) สอดคล้องกับแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการพัฒนาประเทศไทยเป็น Regional LNG Hub ภายใต้โครงการ ERC Sandbox โดยเป็นการบริหารจัดการ LNG ภายในประเทศจากการขาย LNG ในช่วงที่ราคา Spot สูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาว และหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง ทำให้ภาครัฐได้รับภาษีที่เกี่ยวข้องกับการส่งออกเพิ่มขึ้น อีกทั้ง LNG Receiving Terminal ได้รับค่าบริการ Reloading ซึ่งเป็นประโยชน์กับผู้ใช้ Terminal ในอนาคต ทั้งนี้ ภาครัฐควรนำผลตอบแทนจากการส่งออกมาใช้เพื่อประโยชน์ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศ โดยการดำเนินการต้องพิจารณาระดับปริมาณสำรอง LNG คงเหลือ เพื่อไม่ให้กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซในประเทศ และต้นทุนราคาก๊าซภายในประเทศ (Pool Gas)

มติของที่ประชุม

     1. รับทราบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เที่ยวเรือแรกของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการนำรายได้นำส่งภาครัฐประมาณ 580 ล้านบาท ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ

     2. เห็นชอบหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาระยะยาวของ ปตท. ดังนี้

       2.1 หลักเกณฑ์ด้านปริมาณ ให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออก LNG ได้ โดยต้องไม่กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ (ปริมาณสำรอง LNG หลังจากการสูบถ่ายอย่างน้อย 1 ถัง)

       2.2 หลักเกณฑ์ด้านราคา กรณีที่ ปตท. ส่งออก LNG (Reloading) ภายใต้สัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ปตท. จะนำส่งรายได้ระหว่างราคาขาย LNG จริง กับราคา Pool LNG เฉลี่ยรายเดือน หลังหักค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องให้กับภาครัฐไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ

              *ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง คือ ค่าจ้างเรือ ค่าขนส่ง ค่า Reloading Service ค่าใช้จ่ายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการ Reloading ค่าดำเนินการของ ปตท. (1% ของราคาต้นทุน LNG รวมค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง) และ Corporate Tax เป็นต้น

       โดย ปตท. ต้องขาย LNG ในช่วงที่ราคา Spot ต้องสูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาวและหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง

     3. มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป