มติกบง. (348)
กบง.ครั้งที่ 11/2564 (ครั้งที่ 33) วันพฤหัสที่ 28 ตุลาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 11/2564 (ครั้งที่ 33)
วันพฤหัสบดีที่ 28 ตุลาคม พ.ศ. 2564
5. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100)ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. (PLL) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 และให้ ปตท. ลงนามในสัญญา LNG SPA กับบริษัท PLL ภายหลังจากที่ร่างสัญญาได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องปรับปรุงข้อความในสัญญาดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ต่อมาเมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท PLL โดยมีรายละเอียดสำคัญ ดังนี้ (1) คู่สัญญา ได้แก่ ผู้ขาย คือ บริษัท PETRONAS LNG LTD. และผู้ซื้อ คือ ปตท. (2) ปริมาณซื้อขายรายปี (Annual Contracted Quantity: ACQ) ในปี 2560 ไม่เกินจำนวน 0.36 ล้านตันต่อปี ปี 2561 จำนวน 0.8 ล้านตันต่อปี และตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป จำนวน 1.2 ล้านตันต่อปี (3) กำหนดส่งมอบตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2560 โดยปีสัญญามกราคม ถึงธันวาคม (4) อายุสัญญา15 ปี และขยายได้อีก 5 ปี โดยคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน (5) แหล่งที่มาของ LNG (PETRONAS’s Portfolio) จาก Malaysian LNG (MLNG) Floating LNG โครงการ GLNG และโครงการ Pacific North West เป็นต้น (6) รูปแบบการส่งมอบ คือ Delivery Ex-ship (DES) (7) Buyer’s Take or Pay หากผู้ซื้อไม่สามารถรับ LNG เที่ยวเรือนั้นได้ ผู้ขายจะพยายามขาย LNG นั้นให้กับผู้ซื้อรายอื่น โดยผู้ซื้อรับผิดชอบชดเชยมูลค่าส่วนที่ขาดจากการขาย LNG เที่ยวเรือนั้น โดยไม่มี Make-up Cargo ภายหลัง (8) Seller’s Shortfall ชดเชยตามจริงไม่เกินร้อยละ 40 ของมูลค่าเที่ยวเรือ LNG ที่ผู้ขายขาดส่งตามแผน และชดเชยตามจริง ไม่เกินร้อยละ 100 ของมูลค่าเที่ยวเรือ LNG ที่ผู้ขายขาดส่งตามแผนกรณีเกิดจากความจงใจของผู้ขาย (9) LNG Off-Spec. กรณีที่ผู้ขายแจ้ง Off-Spec. ให้ผู้ซื้อทราบล่วงหน้าผู้ขายรับผิดชอบชดเชยค่าเสียหายจ่ายตามจริง แต่ไม่เกินร้อยละ 30 ของมูลค่า Off-Spec. LNG และกรณีที่ผู้ขายไม่แจ้ง Off-Spec. ให้ผู้ซื้อทราบล่วงหน้า ผู้ขายรับผิดชอบชดเชยค่าเสียหายจ่ายตามจริงแต่ไม่เกินร้อยละ 100 ของมูลค่า LNG เที่ยวเรือนั้น (10) Contract Price หากราคา Japan Crude Cocktail (JCC)ต่ำกว่า 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ใช้สูตรอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ และหาก JCC มากกว่าหรือเท่ากับ 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ใช้สูตรอ้างอิงราคาน้ำมันดิบและราคาก๊าซธรรมชาติ (hybrid) (11) การเจรจาทบทวนสูตรราคา (Price Review) 2 ครั้งในปีที่ 5 และปีที่ 10 ของอายุสัญญา คือ ปี 2565 และปี 2570 (12) Payment Term 8 วันทำการ หลังจากได้รับใบแจ้งหนี้ (13) ACQ Flexibility สิทธิในการปรับลด/เพิ่มจำนวนเที่ยวเรือ สิทธิในการยกเลิกเที่ยวเรือ (Cancellation option) โดยการแจ้งล่วงหน้า และสิทธิในการซื้อ LNG เพิ่มเติมภายใต้สูตรราคา Contract Price - α โดยคู่สัญญาเห็นชอบร่วมกัน (14) Diversion/Destination Flexibility สามารถตกลงกันนำ LNG ไปขายตลาดอื่นนอกประเทศไทยได้ และ (15) Governing Law/Dispute Resolution เป็น English Law/ Arbitration with UNCITRAL rule
2. การดำเนินการของ ปตท. ในการเจรจาทบทวนราคา LNG (Price Review) กับบริษัท PLL มีดังนี้ (1) จากสถานการณ์ราคา LNG ในตลาดโลกตั้งแต่ปี 2560 ถึงปี 2563 ที่มีแนวโน้มคลายตัวลง เนื่องจากมีอุปทาน LNG เพิ่มขึ้นจากโครงการผลิต LNG ใหม่ในประเทศออสเตรเลียและสหรัฐอเมริกา ส่งผลให้ตลาด LNG อยู่ในสภาวะอุปทานมากกว่าอุปสงค์ ปตท. จึงเห็นโอกาสเจรจา Price Review กับบริษัท PLL ภายใต้เงื่อนสัญญา เพื่อปรับลดราคา LNG จากสัญญาซื้อขายระยะยาวลงตามสถานการณ์ตลาด และจากประมาณการแนวโน้มราคาในปี 2564 ถึงปี 2569 พบว่าตลาด LNG มีแนวโน้มตึงตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากประเทศต่างๆ มีแนวโน้มจัดการการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 ได้ดีขึ้น ส่งผลให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจ อีกทั้งประเทศผู้ซื้อรายใหญ่โดยเฉพาะจีนมีนโยบายอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมจึงส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติและ LNG ทดแทนการใช้ถ่านหิน ทำให้ตลาดมีความต้องการใช้ LNG สูงขึ้น ในทางกลับกัน ตลาดมีอุปทานเพิ่มเติมจากโครงการผลิต LNG อย่างจำกัด เนื่องจากมีการลงทุนก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง ราคา LNG จึงมีแนวโน้มสูงขึ้นจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 โดยบริษัท PLL อาจขอเจรจา Price Review ครั้งที่ 2 ในปี 2569 เพื่อปรับราคา LNG เพิ่มขึ้นตามสภาวะตลาด (2) วันที่ 30 ธันวาคม 2563 ปตท. ได้ยื่นหนังสือ Price Review Notice ให้บริษัท PLL เพื่อขอดำเนินการเจรจาทบทวนสูตรราคา ครั้งที่ 1 ตามเงื่อนไขสัญญา เนื่องจากประเมินว่าจะสามารถปรับลดราคาลงได้ (3) เงื่อนไขในสัญญา LNG SPA ระบุว่าหากคู่สัญญาไม่สามารถตกลงราคาใหม่ได้ภายใน 180 วัน นับจากวันที่ยื่นหนังสือ Price Review Notice คือวันที่ 30 มิถุนายน 2564 คู่สัญญามีสิทธิ์ขอเข้าสู่กระบวนการ Expert หรือ Arbitration ซึ่งเงื่อนไขสัญญากำหนดให้สามารถเปลี่ยนแปลงราคาสุดท้ายได้ไม่เกินบวก/ลบ ร้อยละ 7 จากราคาเดิม ปตท. และบริษัท PLL จึงได้เสนอเจรจาลดราคาลงจากเดิมร้อยละ 7 ซึ่งเทียบเท่าส่วนลดสูงสุดของกระบวนการ Expert หรือ Arbitration เพื่อหลีกเลี่ยงการเข้าสู่กระบวนการดังกล่าวซึ่งมีค่าใช้จ่ายสูงและอาจส่งผลต่อธุรกิจและความสัมพันธ์ระหว่าง ปตท. และบริษัท PLL ในอนาคต โดยมีข้อสรุปผลการเจรจาในการปรับลดสูตรราคา LNG SPA ลงเฉลี่ยร้อยละ7 และคงระดับ Kink Point ที่ JCC เท่ากับ 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ทั้งนี้ ปตท. และบริษัท PLL ต้องลงนามแก้ไขสัญญาภายในปี 2564 เพื่อให้ราคาใหม่มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ปี 2565 จนถึงกำหนด Price Review ครั้งต่อไป (4) ผลการเจรจาครั้งนี้สามารถลดต้นทุนการจัดหา LNG ลงประมาณ 900 ถึง 1,000 ล้านบาทต่อปี หรือรวมประมาณ 4,500 ถึง 5,000 ล้านบาท ในช่วงปี 2565 ถึงปี 2569 หรือลดต้นทุนค่า Ft ประมาณ 0.42 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งเป็นประโยชน์กับประเทศ (5) วันที่ 19 สิงหาคม 2564 ที่ประชุมคณะกรรมการ ปตท. ได้เห็นชอบผลการเจรจา Price Review และการแก้ไขสัญญากับบริษัท PLL และให้ ปตท. ขอความเห็นชอบจากภาครัฐต่อไป และ (6) เนื่องด้วยการจัดหาสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวของ ปตท. กับบริษัท PLL ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. ดังนั้น การแก้ไขสัญญาใหม่ตามเงื่อนไข Price Review จึงต้องให้สำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณา และนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาก่อนขอความเห็นชอบจาก กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ตามผลการเจรจา Price Review ภายหลังจากที่ร่างสัญญาดังกล่าวได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเรื่องการทบทวนราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Price Review) จากสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท PETRONAS LNG LTD. เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) ซึ่งจะมีการดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าที่พัฒนาขึ้นใน สปป. ลาวและเชื่อมโยงผ่านระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยปัจจุบันมีกรอบปริมาณความร่วมมือในการซื้อขายไฟฟ้าจำนวน 9,000 เมกะวัตต์ และมีสถานภาพการซื้อขายไฟฟ้า โดยมีโครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 5,421เมกะวัตต์ จำนวน 10 โครงการ และโครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว และอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 514 เมกะวัตต์ จำนวน 1 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน 1 รวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านทั้งสิ้น 5,935 เมกะวัตต์ และคงเหลือปริมาณไฟฟ้าที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ประมาณ 3,065 เมกะวัตต์ และกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน (พน.) แจ้งความประสงค์เสนอขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจำนวน 5 โครงการ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 4,200 เมกะวัตต์ และขอให้พิจารณาขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เพื่อรองรับข้อเสนอขายไฟฟ้าดังกล่าวซึ่งเมื่อวันที่4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณากรอบแผนพลังงานชาติและพิจารณาการขยายกรอบ MOU ซึ่งที่ประชุมได้เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการในระยะเร่งด่วนเพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ และรับทราบข้อเสนอของ สปป. ลาวในการขอให้พิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อใน MOU และให้ พน. และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการตามกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ฉบับปัจจุบัน ทั้งนี้ ในอนาคตหากมีความจำเป็นต้องขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าให้ พน. เสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
2. เมื่อวันที่ 21 มกราคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 และข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าของโครงการปากแบงและโครงการปากลาย ซึ่งที่ประชุมมีมติ เห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 เมษายน 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯได้พิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงและโครงการปากลาย ซึ่งที่ประชุมมีมติ เห็นชอบร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงและโครงการปากลาย และมอบหมายให้ กฟผ. เสนอ อส. ตรวจพิจารณาร่าง Tariff MOU โครงการปากแบงและโครงการปากลาย และต่อมาเมื่อวันที่ 23 กันยายน 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง และได้มีมติ ดังนี้ (1) ปัจจุบันมีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือภายใต้กรอบ MOU ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมได้อีก 3,065 เมกะวัตต์ ซึ่งที่ผ่านมาคณะอนุกรรมการประสานฯ มีมติเห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ไปจัดทำร่าง Tariff MOU แล้ว จำนวน 3 โครงการ ปริมาณเสนอขายรวมทั้งสิ้น 2,128 เมกะวัตต์ ทำให้มีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือที่รับซื้อไฟฟ้าได้อีกเพียง 937 เมกะวัตต์ซึ่งน้อยกว่าข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการที่ปริมาณเสนอขาย 1,400 เมกะวัตต์ ดังนั้น อาจจะเสนอ กพช. พิจารณาขยายกรอบ MOU ในส่วนที่เกิน 9,000 เมกะวัตต์ คู่ขนานกันไป (2) องค์การศึกษา วิทยาศาสตร์และวัฒนธรรมแห่งสหประชาชาติ (UNESCO) ได้มีหนังสือถึง พน. แจ้งว่าคณะกรรมการมรดกโลกเรียกร้องขอให้ สปป. ลาวหยุดการก่อสร้างโครงการจนกว่าจะมีจัดทำการประเมินผลกระทบมรดกโลก (Heritage Impact Assessment : HIA) และส่งให้คณะกรรมการมรดกโลกพิจารณาก่อนจึงจะดำเนินการได้ ทั้งนี้ เนื่องจากประเทศไทยเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจึงขอความอนุเคราะห์ให้ดำเนินการให้สอดคล้องอนุสัญญาว่าด้วยการคุ้มครองมรดกโลกทางวัฒนธรรมและธรรมชาติปี พ.ศ. 2515 เพื่อสนับสนุนรัฐบาล สปป. ลาว ในการปกป้องให้เมืองหลวงพระบางให้เป็นมรดกโลก ซึ่งต่อมาสำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือถึง พน. แจ้งว่ากระทรวงการต่างประเทศ (กต.) ได้นำส่งหนังสือจาก นายกรัฐมนตรี สปป. ลาว ถึงนายกรัฐมนตรี (นรม.) เกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ ซึ่ง นรม. ได้พิจารณาแล้วมีบัญชามอบหมายรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประชุมหารือกับ กต. และ ทส. เพื่อร่วมกันกำหนดท่าทีของไทยอย่างรอบคอบและรัดกุมและกราบเรียน นรม. ในโอกาสแรก และ (3) ที่ประชุมจึงได้มีมติเห็นควรให้ดำเนินการตามข้อสั่งการของ นรม. ให้แล้วเสร็จก่อนจะพิจารณาดำเนินการใดๆ กับโครงการหลวงพระบางต่อไปนอกจากนี้ ที่ประชุมได้มีข้อสังเกตว่า โครงการน้ำงึม 3 ซึ่งเป็นโครงการที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (EDL) ดำเนินโครงการโดยใช้เงินกู้จากรัฐบาลจีนทั้งหมด หลังจากที่มีการลงนาม Tariff MOU แล้ว EDL จะขายหุ้นโครงการให้กับนักลงทุน ซึ่งตามแผนแล้วบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) จะเข้าไปซื้อหุ้นในสัดส่วนร้อยละ 25 แต่ขณะนี้ยังไม่ทราบมูลค่าที่แท้จริงของโครงการ คณะอนุกรรมการประสานฯ จึงมีข้อเสนอแนะว่าควรให้ผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 จัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อน จึงให้ กฟผ. ดำเนินการลงนาม Tariff MOU ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีการพิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง (โครงการฯ) เนื่องจาก พน. ได้ประชุมหารือร่วมกับ กต. และ ทส. เพื่อกำหนดท่าทีเกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการฯ ตามบัญชาการของนายกรัฐมนตรีแล้ว เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564ซึ่งที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบร่วมกันให้ พน. สามารถเจรจา Tariff MOU ในรายละเอียดไปพลางก่อน คู่ขนานไปกับการที่ สปป. ลาว ดำเนินการจัดทำและเสนอ HIA ต่อคณะกรรมการมรดกโลกเมื่อ HIA ได้รับการอนุมัติจากที่ประชุมคณะกรรมการมรดกโลกเรียบร้อยแล้ว จึงให้ กฟผ. ลงนามใน Tariff MOU เพื่อเป็นการประนีประนอมและรักษาความสัมพันธ์ระหว่างไทยและ สปป. ลาว และสนับสนุนแนวทางการพัฒนาด้านพลังงานให้บรรลุเป้าหมาย Carbon Neutrality ต่อไป และเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอราคาค่าไฟฟ้าตามข้อเสนอใหม่ของโครงการฯ และมอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการฯ คู่ขนานไปกับการที่ สปป. ลาว ดำเนินการจัดทำรายงาน HIA เสนอต่อWorld Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการฯ ต่อไป และคณะอนุกรรมการประสานฯ จึงจะพิจารณาเสนอ กพช. มอบหมาย กฟผ. ไปลงนาม Tariff MOU กับโครงการฯ
3. สรุปรายละเอียดโครงการและการดำเนินการเกี่ยวกับการเจรจาและจัดทำ Tariff MOU ดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 ผู้พัฒนาโครงการ คือ Chaleun Sekong Energy Co., Ltd. (CSE) บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGATi) และรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว (EDL) ตั้งอยู่บนแม่น้ำงึม แขวงไซยสมบูรณ์ สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 480 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้า ณ จุดส่งมอบ 468.78 เมกะวัตต์ เป็นอ่างเก็บน้ำ (Reservoir) พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 2,083 ล้าน อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 27 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2569 (2) โครงการปากแบง ผู้พัฒนาโครงการ คือ China Datang Overseas Investment Co., Ltd. (CDTO) 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 กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 31 ธันวาคม 2571 (3) โครงการปากลาย ผู้พัฒนาโครงการ คือ Sinohydro (Hong Kong) Holding Limited (SHK) และ Gulf Energy Development Public Co., Ltd. (GULF) ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง แขวงไซยะบุรี สปป.ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 770 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 763 เมกะวัตต์ เป็นโรงไฟฟ้าประเภทRun off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 4,010 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 29 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2575 (4) โครงการหลวงพระบาง ผู้พัฒนาโครงการ คือ CK Power, PT (Sole) Company Limited, Ch.Karnchang และ Petro Vietnam Power Corporation ตั้งอยู่บนแม่น้ำโขง สปป. ลาว กำลังผลิตติดตั้ง 1,460 เมกะวัตต์ ปริมาณเสนอขาย ณ จุดส่งมอบ 1,400 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าประเภท Run off river พลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้เฉลี่ยต่อปีประมาณ 6,577 ล้านหน่วย อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 35 ปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) วันที่ 1 มกราคม 2573
4. โครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลาย กฟผ. ดำเนินการเจรจาและจัดทำร่าง Tariff MOU กับผู้พัฒนาแล้วเสร็จ และร่าง Tariff MOU ของโครงการดังกล่าวได้ผ่านการพิจารณาของ อส. แล้ว และโครงการหลวงพระบาง คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้า ราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (PE+SE) Levelised Tariff excluding UOP เท่ากับ 2.6382 บาทต่อGWh และมอบหมายให้ กฟผ. ไปดำเนินการเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางคู่ขนานไปกับการที่ สปป. ลาว ดำเนินการจัดทำรายงาน HIA เสนอต่อ World Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการต่อไป และคณะอนุกรรมการประสานฯ จึงจะพิจารณาเสนอ กพช. มอบหมาย กฟผ. ไปลงนามTariff MOU ของโครงการหลวงพระบาง โดยสรุปข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้ามีดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 ปริมาณเสนอขาย 468.78 เมกะวัตต์ SCOD เดือนมกราคม 2569 ค่าไฟฟ้า 2.8934 บาทต่อหน่วย (2) โครงการปากแบง ปริมาณเสนอขาย 897 เมกะวัตต์ SCOD เดือนธันวาคม 2571 ค่าไฟฟ้า 2.7962 บาทต่อหน่วย (3) โครงการปากลาย ปริมาณเสนอขาย 763 เมกะวัตต์ SCOD เดือนมกราคม 2575 ค่าไฟฟ้า 2.9426 บาทต่อหน่วย
5. ภายหลังจาก กพช. เห็นชอบมอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่าง Tariff MOU กับโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลายแล้ว กฟผ. จะต้องดำเนินการดังนี้ (1) กฟผ. ลงนามTariff MOU ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจาก อส. แล้วกับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบงและโครงการปากลาย ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 ผู้ลงทุนจะต้องจัดทำ Full Due Diligence ให้แล้วเสร็จก่อน ถึงจะสามารถลงนาม Tariff MOU (2) กฟผ. ดำเนินการเจรจาในรายละเอียดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement: PPA) กับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลายโดยยึดกรอบ Tariff MOU เป็นแนวทางในการดำเนินการเจรจา พร้อมทั้งนำรายละเอียดร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ได้จากการเจรจาเสนอต่อคณะอนุกรรมการประสานฯ และ อส. พิจารณาให้ความเห็นชอบเพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณามอบหมายให้ กฟผ. ลงนามในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป ซึ่งเมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้มีมติมอบหมายให้ พน. และ กกพ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าให้ครบตามกรอบ MOU ฉบับปัจจุบันก่อน แล้วจึงเสนอ กพช. พิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าอีกครั้งหนึ่ง ปัจจุบันมีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือภายใต้กรอบ MOU ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมได้อีก 3,065 เมกะวัตต์ แต่หลังจากที่ กพช. เห็นชอบให้ กฟผ. ไปลงนาม Tariff MOU กับโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบงและโครงการปากลาย ซึ่งมีปริมาณไฟฟ้าเสนอขายรวมทั้งสิ้น 2,128 เมกะวัตต์ จะทำให้มีปริมาณไฟฟ้าคงเหลือที่รับซื้อได้ตามกรอบ MOU เดิมได้อีกเพียง 937 เมกะวัตต์ อย่างไรก็ดี คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มอบหมายให้ กฟผ. ไปเจรจาร่าง Tariff MOU กับโครงการหลวงพระบางคู่ขนานไปกับการที่ สปป. ลาว จัดทำรายงาน HIA เสนอต่อ World Heritage Center เพื่อให้ Advisory Bodies พิจารณาก่อนที่จะดำเนินโครงการต่อไป และคณะอนุกรรมการประสานฯ จึงจะพิจารณาเสนอ กพช. มอบหมาย กฟผ. ไปลงนาม Tariff MOU ของโครงการ และการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำจาก สปป. ลาว จะสอดคล้องตามกรอบแผนพลังงานชาติที่จะทำให้ภาคพลังงานสามารถบรรลุเป้าหมายการมุ่งสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ เพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ รวมทั้งยังเป็นการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว ตามที่ได้ขอรับการสนับสนุนจากประเทศไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจและเป็นการสร้างความสัมพันธ์อันดีกับ สปป. ลาว ดังนั้น จึงเห็นควรขอความเห็นชอบการขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,500 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับการเสนอขายไฟฟ้าของโครงการหลวงพระบาง โดยปริมาณดังกล่าวไม่เกินเกณฑ์ปริมาณความมั่นคงในการรับซื้อไฟฟ้าจาก 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง โครงการปากลายและมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ลงนามในร่าง Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลาย ที่ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุดแล้ว ทั้งนี้ สำหรับโครงการน้ำงึม 3 ผู้พัฒนาโครงการจะต้องดำเนินการจัดทำ Full Due diligence ให้แล้วเสร็จก่อน กฟผ.จึงจะสามารถลงนาม Tariff MOU ได้ต่อไป
2. เห็นชอบให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 โครงการปากแบง และโครงการปากลายในขั้นตอนการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
3. เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 9,500 เมกะวัตต์
4. มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับ Gas Plan 2018 รวมถึงศึกษาทบทวนโครงการ Floating Storage and Regasification Unit : FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] เพื่อให้การบริหารจัดการโครงสร้างพื้นฐานเกิดประสิทธิภาพสูงสุด โดยภายใต้ Gas Plan 2018 ประเทศไทยจะมี LNG Terminal ที่เป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติที่ได้รับอนุมัติแล้วรวมทั้งสิ้น 4 โครงการ กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซรวมอยู่ที่ 34.8 ล้านตันต่อปีในปี 2570 และสามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซได้ถึง 47.5 ล้านตันต่อปี โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) โครงการ LNG Terminal มาบตาพุด จังหวัดระยอง [T-1] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 11.5 ล้านตันต่อปี (2) โครงการ LNG Terminal บ้านหนองแฟบ จังหวัดระยอง [T-2] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 7.5 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 15 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2565 (3) โครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน[F-1] กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 5 ล้านตันต่อปี กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 และ (4) โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC)จังหวัดระยอง กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี
2. เมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบ เรื่อง การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 เป็นร่วมลงทุนกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ในสัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี [T-2] และให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1) ซึ่งจากมติดังกล่าวส่งผลให้ Gas Plan 2018 ของประเทศไทยมีโครงการ LNG Terminal ที่ได้รับอนุมัติแล้วรวมทั้งสิ้น 3 โครงการมีกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซลดลง 5 ล้านตันต่อปี โดยเหลืออยู่ที่ 29.8 ล้านตันต่อปีในปี 2570 ทั้งนี้ สามารถขยายกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซได้ถึง 42.5 ล้านตันต่อปี
3. โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตามพุด ระยะที่ 3 มีรายละเอียดการดำเนินการ ดังนี้ เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2561 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติในหลักการโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 และให้การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (กนอ.) จัดทำรายละเอียดการดำเนินการขยายพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุดให้ครอบคลุมพื้นที่โครงการ และเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนดำเนินโครงการในขั้นตอนต่อไป ซึ่งตามเอกสารแนบท้ายสัญญาร่วมทุนตามมติคณะรัฐมนตรี กนอ. ประสงค์จะร่วมลงทุนกับเอกชนแบ่งเป็น 2 ช่วง ได้แก่ ช่วงที่ 1 งานส่วนโครงสร้างพื้นฐาน และงานส่วนการก่อสร้างท่าเรือ ในส่วนของงานท่าเรือก๊าซ (LNG Terminal) และการประกอบกิจการที่เกี่ยวข้อง และช่วงที่ 2 จะเริ่มคัดเลือกเอกชน เมื่อ กนอ. และคณะกรรมการคัดเลือกของโครงการกำหนดระยะเวลาที่เหมาะสมต่อมา เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2562 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบมติคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (กพอ.) เกี่ยวกับผลการคัดเลือกเอกชน และผลการเจรจาโครงการ โดยเอกชนที่ผ่านการคัดเลือกเป็นคู่สัญญาในการพัฒนาโครงการ ได้แก่ กลุ่มกิจการร่วมค้ากัลฟ์ และพีทีที แทงค์ ซึ่งปัจจุบันคือบริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินอล จำกัด จากนั้น เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการลงทุนโครงการขยายพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด ตามโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 ซึ่งรวมถึงโครงการ LNG terminal ในพื้นที่โครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 (ช่วงที่ 1) ตามที่กระทรวงอุตสาหกรรมเสนอ โดยเมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2562 และวันที่ 15 ตุลาคม 2564 สำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (สกพอ.) ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงานเพื่อขอความอนุเคราะห์ให้กระทรวงพลังงานบรรจุโครงการ LNG Terminal ดังกล่าวไว้ในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศเป็นการเร่งด่วนภายในตุลาคม 2564 รวมทั้งพิจารณาให้การสนับสนุนและดำเนินงานส่วนที่เกี่ยวข้อง อาทิ การออกใบอนุญาตประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติที่เกี่ยวข้อง การอนุมัติอัตราค่าบริการ และการตกลงใช้บริการ LNG Terminal เพื่อให้เอกชนคู่สัญญาสามารถพัฒนาโครงการในส่วนที่เกี่ยวข้องได้อย่างต่อเนื่อง และให้โครงการเร่งด่วนใน EEC Project List สามารถดำเนินการได้ตามกำหนดและเปิดใช้บริการได้ภายในปี 2569 เพื่อสร้างความเชื่อมั่นแก่ผู้ลงทุนทั้งในและต่างประเทศและเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน
4. โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง มีรายละเอียดดังนี้ (1) ผู้พัฒนาโครงการ ได้แก่ บริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินอล จำกัด ภายใต้สัญญาร่วมลงทุนโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 (ช่วงที่ 1) กับ กนอ. (2) สถานที่ตั้ง ในพื้นที่ถมทะเลท่าเรือก๊าซ ของโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุดระยะที่ 3 ช่วงที่ 1 ตำบลมาบตาพุด จังหวัดระยอง (3) ความสามารถในการแปรสภาพก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี สามารถขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี (4) วงเงินลงทุนของโครงการ ประมาณ 35,000 ล้านบาท และ (5) กำหนดแล้วเสร็จ 5 ปี ภายหลังจากเริ่มงานถมทะเลตามขอบเขตสัญญาร่วมลงทุน คือ ปี 2569
5. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ มีดังนี้ (1) โครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] เป็นโครงการเร่งด่วนใน EEC Project List ที่ดำเนินการตามแผน Gas Plan 2018 เพื่อรองรับการนำเข้า LNG ที่มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยและเมียนมาที่ลดลง ขณะที่ประเทศมีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น จึงมีความจำเป็นต้องมีโครงสร้างพื้นฐาน LNG Terminal รองรับการนำเข้าดังกล่าว ประกอบกับ กนอ. ในฐานะหน่วยงานเจ้าของโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 ได้ลงนามสัญญาร่วมลงทุนกับบริษัท กัลฟ์ เอ็มทีพี แอลเอ็นจี เทอร์มินอล จำกัด โดยคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการลงทุนโครงการขยายพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด ตามโครงการพัฒนาท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 เมื่อวันที่ 1 ตุลาคม 2562 แล้ว ดังนั้น จึงเห็นควรบรรจุโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง ขนาดกำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี ขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปีในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศ เพื่อเสริมความมั่นคงด้านพลังงานและเป็นส่วนหนึ่งในการสนับสนุนให้โครงการ EEC ของภาครัฐสามารถดำเนินการได้สำเร็จลุล่วงตามแผนและ (2) โครงการ LNG Terminal ทั้ง 3 แห่งของประเทศ มีหน่วยงานผู้ลงทุนและบริหารกิจการหลายรายทั้งหน่วยงานของรัฐและเอกชน จึงควรให้ความสำคัญกับการกำกับดูแลและบริหารจัดการ LNG Terminal ให้มีการใช้งานอย่างมีประสิทธิภาพและมีความมั่นคง โดยคำนึงถึงการกระจายความเสี่ยงและความยืดหยุ่นของการบริหารจัดการ ร่วมกับการพิจารณาจัดสรรการใช้งานและกำหนดอัตราค่าบริการที่เหมาะสมและเป็นธรรมต่อทั้งผู้ให้บริการและผู้ใช้บริการ LNG Terminal ทุกราย ทั้งรายเก่าและรายใหม่ เพื่อให้การดำเนินการตามนโยบายเปิดเสรีกิจการก๊าซธรรมชาติเป็นไปอย่างราบรื่น และเปิดโอกาสให้ Shipper ซึ่งเป็นผู้ใช้บริการ LNG Terminal สามารถเข้าถึงการให้บริการโครงสร้างพื้นฐานสำหรับการจัดหา LNG ด้วยต้นทุนที่เท่าเทียมกัน นอกจากนี้ ควรมีการสร้างระบบการเปิดเผยข้อมูลที่โปร่งใส ทันสถานการณ์และสามารถเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกัน เพื่อให้การกำกับดูแลมีประสิทธิภาพและประสิทธิผลสูงสุดต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้บรรจุโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง กำลังการแปรสภาพ LNG เป็นก๊าซ 10.8 ล้านตันต่อปี (ขยายได้ถึง 16 ล้านตันต่อปี) ในแผนโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคงของประเทศ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป
2. เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาในประเด็นดังต่อไปนี้
2.1 มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องกับการพัฒนาโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] ในเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) จังหวัดระยอง ตามแผนดำเนินงานของ EEC และสัญญาร่วมลงทุน เพื่อให้โครงการแล้วเสร็จได้ภายในระยะเวลาที่กำหนด
2.2 มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำกับดูแลและบริหารจัดการ LNG Terminal อันเป็นโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการจัดหา LNG ของประเทศ ให้มีการใช้งานอย่างมีประสิทธิภาพ และมีความมั่นคง เหมาะสม และเป็นธรรม ต่อทั้งผู้ให้บริการ ผู้ใช้บริการ และผู้ใช้พลังงาน ทั้งรายเก่าและรายใหม่ รวมถึงการสร้างระบบเปิดเผยข้อมูลที่โปร่งใส ทันสถานการณ์ และสามารถเข้าถึงได้อย่างเท่าเทียมกันตามความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน กกพ. ขอความเห็นเรื่องโครงการ LNG Terminal พื้นที่ท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 [T-3] เพื่อประกอบการนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีการพิจารณากรอบแผนพลังงานชาติ โดยได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผนพัฒากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการในระยะเร่งด่วนเพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมาย โดยพิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และปรับลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (พ.ศ. 2564 – 2573) ตามความเหมาะสม ต่อมาเมื่อวันที่ 20 กันยายน 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการการบริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ร่วมกันทบทวนปรับปรุงแผน โดยมีหลักการการบริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ดังนี้ (1) พิจารณาเพิ่ม/ปรับลดกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่รายปีของโรงไฟฟ้าประเภทฟอสซิล (ถ่านหิน/ก๊าซธรรมชาติ) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (รายเชื้อเพลิง) รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าโครงการพลังน้ำจากประเทศเพื่อนบ้าน (2) ทบทวนโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีการดำเนินการล่าช้ากว่าแผน PDP2018 Rev.1 เพื่อปรับกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ใหม่ (3) พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีศักยภาพเหมาะสมร่วมกับเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System; ESS) เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและความมั่นคงให้กับระบบไฟฟ้า (4) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ที่ขอให้กระทรวงพลังงาน (พน.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมตามกรอบบันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว (MOU) ซึ่งต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ได้รับทราบข้อเสนอของ สปป. ลาว ในการขอให้พิจารณาขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าตาม MOU โดยให้ดำเนินการตามกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ฉบับปัจจุบัน และในอนาคต หากจำเป็นต้องขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ดังกล่าว ให้นำเสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้ง เนื่องจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำอาจมีความพร้อมในการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่สอดคล้องกับ SCOD ตามแผน PDP2018 Rev.1 จึงเห็นควรพิจารณาให้สามารถกำหนดวัน SCOD ให้สอดคล้องกับความพร้อมของโครงการ และรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากเป้าหมายรายปีตามแผน PDP2018 Rev.1 ได้ต่อไป
2. ตามแผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2563 – 2573 มีโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบรวมทั้งสิ้น 15,343 เมกะวัตต์ ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิล 6,150 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ 5,550 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าถ่านหิน (ลิกไนต์) 600 เมกะวัตต์ (2) โรงไฟฟ้าพลังงานสะอาด 9,193 เมกะวัตต์ประกอบด้วยรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำต่างประเทศ 1,400 เมกะวัตต์ และพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ 7,793 เมกะวัตต์ ซึ่งปัจจุบันมีโครงการรับซื้อไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีการดำเนินการล่าช้ากว่าแผนและคาดว่าจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน ดังนี้ (1) โครงการโรงไฟฟ้าชุมชนเพื่อเศรษฐกิจฐานรากเดิมมีแผนเปิดรับซื้อและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2563 - 2567 ปริมาณ 1,933 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันเปิดรับซื้อ 150 เมกะวัตต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2567 - 2568 (2) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ ในช่วงปี 2563 – 2564 ตามแผนกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ 442 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันเปิดรับซื้อ 100 เมกะวัตต์ (3) โรงไฟฟ้าขยะชุมชน มีแผนจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 ปริมาณ 400 เมกะวัตต์ แต่ปัจจุบันดำเนินการล่าช้าและคาดว่าจะไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผน (4) โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ เดิมมีแผนเปิดรับซื้อและจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2565 - 2566 ปริมาณ 120เมกะวัตต์ แต่ในปัจจุบันดำเนินการล่าช้าและคาดว่าจะไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามแผน สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจากต่างประเทศ ปัจจุบันมีความชัดเจนแล้ว 2 โครงการ ซึ่งมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2569 ปริมาณ 469 เมกะวัตต์ และปี 2571 ปริมาณ 897 เมกะวัตต์ และที่อยู่ระหว่างการพิจารณาอีก 1 โครงการมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2573 ปริมาณ 1,400 เมกะวัตต์
3. ประเทศไทยได้วางเป้าหมายการลดการปลดปล่อยคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี 2065 - 2070 ซึ่ง พน. โดย สนพ. ร่วมกับ พพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ได้ทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ตามหลักการที่ กบง. ได้เห็นชอบไว้ โดยให้ความสำคัญกับเชื้อเพลิงที่ไม่มีการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เป็นหลัก สรุปแผนการปรับกำลังการผลิตไฟฟ้าใหม่ ณ ปี 2573 แยกตามประเภท และลำดับความสำคัญของเชื้อเพลิงได้ ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิล ปรับลดเป้าหมาย 700 เมกะวัตต์ จากเดิม 6,150 เมกะวัตต์เป็น 5,450 เมกะวัตต์ ในส่วนของโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่ยังไม่มีผู้พัฒนาและไม่มีภาระผูกพันกับภาครัฐ (2) พลังงานลม ปรับเพิ่มเป้าหมาย 1,230 เมกะวัตต์ จากเดิม 270 เมกะวัตต์ เป็น 1,500 เมกะวัตต์ เพื่อให้สอดคล้องกับศักยภาพเชื้อเพลิงที่จัดทำโดย พพ. โดยเลื่อนการรับซื้อให้เร็วขึ้นจากแผนเดิม เนื่องจากความก้าวหน้าของเทคโนโลยีกังหันลม (3) พลังงานแสงอาทิตย์ ปรับลดเป้าหมาย 739 เมกะวัตต์ จากเดิม 5,194 เมกะวัตต์ เป็น 4,455 เมกะวัตต์เพื่อให้เหมาะสมกับความก้าวหน้าเทคโนโลยีแผงโซล่าเซลล์ที่ให้ประสิทธิภาพการผลิตต่อหน่วยสูงขึ้น รวมถึงแนวโน้มราคาเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงานที่คาดว่าจะลดต่ำลง โดยปริมาณดังกล่าวเป็นเป้าหมายรวมของโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนพื้นดิน (Solar Farm) โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา (Solar Rooftop) และโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบทุ่นลอยน้ำ (Floating Solar) ซึ่งในช่วงปี 2564 - 2573 มีศักยภาพของ Floating Solar รวมประมาณ 1,060 เมกะวัตต์ (4) เชื้อเพลิงชีวมวล ปรับลดเป้าหมาย 635 เมกะวัตต์ จากเดิม 1,120 เมกะวัตต์ เป็น 485 เมกะวัตต์ เพื่อให้เป็นไปตามผลการประเมินศักยภาพเชื้อเพลิงของ พพ. และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ ทั้งในส่วนของโครงการโรงไฟฟ้าชุมชน โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ และ/หรือ โครงการโรงไฟฟ้าชีวมวลอื่นๆ ที่อาจมีนโยบายเปิดรับซื้อในอนาคต (5) เชื้อเพลิงก๊าซชีวภาพ ปรับลดเป้าหมาย 448 เมกะวัตต์ จากเดิม 783 เมกะวัตต์ เป็น 335 เมกะวัตต์ (6) เชื้อเพลิงขยะ ปรับเพิ่มเป้าหมาย 200 เมกะวัตต์ จากเดิม 400 เมกะวัตต์ เป็น 600 เมกะวัตต์ ตามศักยภาพเชื้อเพลิง โดยแบ่งเป็น ขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ และขยะอุตสาหกรรม 200 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ได้ปรับกำหนด SCOD จากเดิมปี 2565 เป็นปี 2567 – 2568 (7) พลังน้ำขนาดเล็ก ปรับเพิ่มเป้าหมาย 26 เมกะวัตต์ จากเดิม 26 เมกะวัตต์ เป็น 52 เมกะวัตต์ ตามแผนการดำเนินโครงการของ กฟผ. และ พพ. (8) รับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำต่างประเทศปรับเพิ่มเป้าหมาย 1,366เมกะวัตต์ จากเดิม 1,400 เมกะวัตต์เป็น 2,766 เมกะวัตต์ เพื่อให้สอดคล้องกับความพร้อมในการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว ทั้งที่มีความชัดเจนแล้วและที่อยู่ระหว่างการพิจารณารับซื้อเข้าระบบในช่วงปี 2564 - 2573 รวมทั้งสิ้น 3 โครงการ ได้แก่ 1) โครงการน้ำงึม 3 กำลังผลิตตามสัญญา 469 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ปี 2569 2) โครงการปากแบง กำลังผลิตตามสัญญา 897 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ปี 2571 และ 3) โครงการหลวงพระบาง กำลังผลิตตามสัญญา 1,400 เมกะวัตต์ กำหนด SCOD ปี 2573 และสรุปการปรับปรุงแผนกำลังการผลิตไฟฟ้ารายปี ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 จะมีโรงไฟฟ้าใหม่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบรวมทั้งสิ้น 15,643 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 300 เมกะวัตต์ ได้แก่ (1) โรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงฟอสซิล 5,450 เมกะวัตต์ ลดลง 700 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ 4,850 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าถ่านหิน (ลิกไนต์) 600 เมกะวัตต์ (2) โรงไฟฟ้าพลังงานสะอาด 10,193 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้น 1,000 เมกะวัตต์ ประกอบด้วยรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำต่างประเทศ 2,766 เมกะวัตต์ และพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ 7,427 เมกะวัตต์
4. การปรับแผนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้ PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ทำให้มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในปี 2573 เพิ่มขึ้น และคาดว่าปริมาณการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์รวมจะลดลงจากแผน PDP2018 Rev.1 ทั้งนี้ เมื่อนำเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System; ESS) มาใช้ร่วมกับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด รวมถึงกรณีของโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดใหญ่ของ กฟผ. ที่จะมีการพัฒนาร่วมกับ Floating Solar จะทำให้ภาพรวมของพลังงานสะอาดมีความสามารถในการเพิ่มประสิทธิภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าได้มากขึ้น สามารถรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าในแต่ละช่วงเวลาได้เพิ่มขึ้นและต่อเนื่อง จึงเห็นควรให้มีการศึกษาศักยภาพของพลังงานสะอาดประเภทต่างๆ เพิ่มเติม สำหรับ Floating Solar ที่ต้องพัฒนาบนแหล่งกักเก็บน้ำขนาดใหญ่ ควรศึกษาร่วมกับกฎระเบียบข้อกำหนด และ/หรือกฎหมายที่เกี่ยวข้องด้วย และการปรับแผนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดดังกล่าว คาดว่าจะไม่ส่งผลกระทบในทางลบต่อประชาชนเนื่องจากมีแนวโน้มที่จะสามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ในราคาไม่เกินกว่าราคาขายส่งเฉลี่ยที่การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยขายให้กับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายซึ่งหากศึกษาแล้วพบว่าสามารถกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าได้ต่ำกว่าราคาขายส่งเฉลี่ยก็จะส่งผลทางบวกให้กับประชาชน ยกเว้นพลังงานหมุนเวียนบางประเภทที่ต้องให้การอุดหนุน เช่น โรงไฟฟ้าชุมชน และขยะ เป็นต้น ทั้งนี้ เนื่องจากการผลิตไฟฟ้าของพลังงานสะอาดที่ไม่มีการใช้เชื้อเพลิง เช่น แสงอาทิตย์ ลมและพลังน้ำ สามารถกำหนดให้มีอัตราคงที่ได้ตลอดอายุสัญญา จึงคาดว่าจะสามารถแข่งขันกับเชื้อเพลิงอื่นได้ในระยะยาว และช่วยลดผลกระทบจากความผันผวนของสถานการณ์ราคาพลังงานโลกได้ นอกจากนี้การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดควรคำนึงถึงศักยภาพเชื้อเพลิงทั้งในเชิงปริมาณและเชิงพื้นที่ตามลำดับความสำคัญและข้อจำกัดในการพัฒนาของเชื้อเพลิงแต่ละประเภท และควรทำการศึกษาข้อมูลศักยภาพสายส่งและจัดทำการปรับปรุงระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้มีความยืดหยุ่น ครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ สามารถรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคตจากการปรับแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ได้ โดยไม่กระทบกับความมั่นคงของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ร่วมกับกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ศึกษาแนวทางการส่งเสริมและศักยภาพของพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ เพิ่มเติม เพื่อให้สอดคล้องกับเป้าหมาย Carbon Neutrality ของประเทศ และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ อาจทบทวนปริมาณเชื้อเพลิงรายปีที่กำหนดไว้ในการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ได้ตามสถานการณ์หรือศักยภาพที่เหมาะสม โดยนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ หารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณากำหนดรูปแบบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในระยะเร่งด่วน ปี พ.ศ. 2564 - 2573 ตามลำดับความสำคัญและศักยภาพเชื้อเพลิง พร้อมทั้งพิจารณากำหนดอัตราการรับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสม และนำกลับมาเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
4. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำข้อมูลศักยภาพสายส่ง และจัดทำแผนปรับปรุงระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้สอดคล้อง รองรับการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ในช่วงปี พ.ศ. 2564 - 2573 ตามข้อ 1
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้นโดยปรับลดสัดส่วนผสมขั้นต่ำ ของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา บี10 เป็นร้อยละ 6 โดยปริมาตร เป็นการชั่วคราวในเดือนตุลาคม 2564 และต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2564 กบง. ได้เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยกำหนดให้มีน้ำมันเชื้อเพลิง 3 ชนิด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ทั้งนี้ ให้กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมตามปกติ โดยที่น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 เป็นต้นไป ทั้งนี้ เพื่อให้การบริหารจัดการราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงช่วงวิกฤติเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ จึงเห็นควรแต่งตั้ง คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
2. คณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง มีองค์ประกอบ 11 คน ประกอบด้วย อธิบดีกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป็นประธานอนุกรรมการ ผู้แทน ธพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ และผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)เป็นอนุกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ มีอนุกรรมการประกอบด้วย ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ผู้แทน สนพ. ผู้แทนสำนักงานเศรษฐกิจการเกษตร ผู้แทนกรมการค้าภายใน ผู้ทรงคุณวุฒิที่ประธานแต่งตั้ง 2 คน ผู้แทนสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และผู้แทนกรมการขนส่งทางบก มีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) เสนอแนะแนวทางการบริหารจัดการราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซล (บี100) เพื่อลดผลกระทบต่อประชาชนในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (2) จัดทำข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว รวมทั้งวิเคราะห์ผลกระทบเกษตรกรน้ำมันปาล์มและการส่งออกปาล์มน้ำมัน และข้อเสนอแนวทางบรรเทาผลกระทบเพื่อนำเสนอ กบง. พิจารณา (3) ติดตามและรายงานความก้าวหน้าผลการดำเนินการต่อ กบง. ทราบเป็นระยะ (4) ประสานงาน และเชิญผู้แทนของส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ และหน่วยงานเอกชนที่เกี่ยวข้อง เพื่อชี้แจงข้อมูลให้คำอธิบาย คำแนะนำ และจัดส่งเอกสารตามที่เห็นควร (5) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่ได้รับมอบหมาย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ .../2564 แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาสัดส่วนการผสมไบโอดีเซล (บี100) ในภาวะวิกฤติด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป
กบง.ครั้งที่ 10/2564 (ครั้งที่ 32) วันพุธที่ 20 ตุลาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 10/2564 (ครั้งที่ 32)
วันพุธที่ 20 ตุลาคม พ.ศ. 2564
1. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่1 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก 1.00 บาทต่อลิตรเป็น 0.01 บาทต่อลิตร ให้มีผลก่อนวันที่ประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ .... มีผลบังคับใช้ และเห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยปรับลดสัดส่วนผสมขั้นต่ำของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา เป็นร้อยละ 6 โดยปริมาตรและมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการ ดังนี้ มอบกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. และมอบ สกนช.นำเสนอ กบน. ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาโดยให้ส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เท่ากับ 0.25 บาทต่อลิตร และให้มีผลตั้งแต่วันที่ประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ .... มีผลบังคับใช้และเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงของฝ่ายเลขานุการฯ ทั้งนี้ ให้มีผลนับจากวันที่ประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. ของ ธพ. มีผลบังคับใช้ และเห็นชอบค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดเท่ากับ 1.40 บาทต่อลิตรเพื่อใช้อ้างอิงในการกำกับดูแลความเหมาะของราคาขายปลีก ในระหว่างการใช้มาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ทั้งนี้ มอบ สกนช. ติดตามและกำกับให้ค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดอยู่ในช่วง 1.40 บาทต่อลิตร โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริการจัดการอัตราเงินกองทุน และมอบฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามการดำเนินมาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและจัดทำแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะยาวนำเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป
2. การดำเนินการตามมติกบง. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 กระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินตามมติ ดังนี้ (1) ธพ. ได้ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 5) พ.ศ. 2564 โดยประกาศในราชกิจจานุเบกษา มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ตุลาคม 2564 โดยปรับลดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลอัตราต่ำในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 7 จากเดิมร้อยละ 9.0 และ 6.6 เป็น 6.0 ทั้ง 2 ชนิด (2) สกนช. ได้ออกประกาศ กบน. 2 ฉบับ ดังนี้ ฉบับที่ 21 พ.ศ. 2564เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุนและอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง มีผลตั้งแต่วันที่ 5 ตุลาคม 2564 โดยปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก 1.00 บาทต่อลิตร เป็น 0.01 บาทต่อลิตร โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยเพิ่มขึ้นประมาณ 30 ล้านบาทต่อวัน จำนวนทั้งสิ้น 179 ล้านบาท ตั้งแต่วันที่ 5 ตุลาคม ถึงวันที่ 10 ตุลาคม 2564 จากการเปลี่ยนแปลงดังกล่าว และฉบับที่ 22 พ.ศ. 2564 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุนและอัตราเงินชดเชยคืนกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง มีผลตั้งแต่วันที่ 11 ตุลาคม 2564 โดยปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก ติดลบ 2.50 และ 0.01 บาทต่อลิตร ตามลำดับ เป็น ติดลบ 1.99 บาทต่อลิตร ทั้ง 2 ชนิด โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ชดเชยเพิ่มขึ้นประมาณ 52 ล้านบาทต่อวัน จำนวนทั้งสิ้น 467 ล้านบาท ตั้งแต่วันที่ 11 ตุลาคม ถึงวันที่ 19 ตุลาคม 2564 จากการเปลี่ยนแปลงดังกล่าว (3) สนพ. ติดตามค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มน้ำมันดีเซล ตั้งแต่วันที่ 5 ตุลาคม ถึงวันที่ 19 ตุลาคม 2564 เฉลี่ยอยู่ที่ 0.50 บาทต่อลิตร ซึ่งต่ำกว่าค่าการตลาดที่กบง. กำหนดที่ 1.40 บาทต่อลิตร และติดตามราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซล ของบริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จํากัด (มหาชน) ตั้งแต่วันที่ 5 ตุลาคม ถึงวันที่ 20 ตุลาคม 2564 มีการปรับราคาลง 3 ครั้งโดย 2 ครั้งแรก น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ปรับลดครั้งละ 1.00 และ 2.00 บาทต่อลิตร เป็นผลมาจากการปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และมีการปรับราคาขึ้น 2 ครั้ง ของกลุ่มน้ำมันดีเซล ครั้งละ 0.60 บาทต่อลิตร เป็นผลมาจากราคาน้ำมันตลาดโลกที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ทำให้ ณ วันที่ 20 ตุลาคม 2564 ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 อยู่ที่ 29.29 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20อยู่ที่ 29.04 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ในส่วนของบริษัทน้ำมันรายอื่นให้ความร่วมมือในการดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว แต่เนื่องจากราคาน้ำมันตลาดโลกมีการปรับตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องส่งผลให้มีการปรับเพิ่มราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลมากกว่าของบริษัท ปตท. น้ำมันและการค้าปลีก จํากัด (มหาชน) เนื่องจากค่าการตลาดอยู่ในระดับต่ำ
3. เมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2564 กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการตามนโยบายคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติและได้มีการหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง โดยมีข้อสรุปมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้ (1) ให้คงชนิดน้ำมันกลุ่มดีเซล 3 ชนิด ประกอบด้วยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 และ บี 20 (2) กำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 อยู่ที่ 0.15 บาทต่อลิตร และส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 0.25 บาทต่อลิตร และ (3) กำกับให้ค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร โดยให้ติดตามสถานการณ์อย่างใกล้ชิด โดยมีแนวทางดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้ (1) ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร หรือที่ราคาน้ำมันดิบดูไบไม่เกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (2) ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีอยู่ในปัจจุบัน ซึ่ง ณ วันที่ 17 ตุลาคม 2564 ฐานะกองทุนอยู่ที่ 9,207 ล้านบาท รวมถึงกู้ยืมเงินในวงเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซล (3) ในกรณีราคาน้ำมันดิบดูไบเกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล หรือสถานภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไม่เพียงพอที่จะรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตรแล้ว ให้ประสานกระทรวงการคลังเพื่อปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตเป็นลำดับต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้
1.1 กำหนดให้มีน้ำมันเชื้อเพลิง 3 ชนิด คือ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 โดยให้กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมตามปกติ ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 9 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 19 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 เป็นต้นไป
1.2 กำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา อยู่ที่ 0.15 บาทต่อลิตร และส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 0.25 บาทต่อลิตร
1.3 คงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
2. เห็นชอบแนวทางดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้
2.1 ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร หรือที่ราคาน้ำมันดิบดูไบไม่เกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล
2.2 ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีอยู่ในปัจจุบัน รวมถึงกู้ยืมเงินในวงเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซล
2.3 ในกรณีราคาน้ำมันดิบดูไบเกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล หรือสถานภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไม่เพียงพอที่จะรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตรแล้วให้ประสานกระทรวงการคลังเพื่อปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตเป็นลำดับต่อไป
3. มอบกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. ….
4. มอบฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ส่วนต่างราคาขายปลีกของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลเป็นไปตามข้อ 1.2 และข้อ 2
5. มอบฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน สกนช. นำเสนอ กบน. ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุน เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
กบง.ครั้งที่ 9/2564 (ครั้งที่ 31) วันจันทร์ที่ 4 ตุลาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 9/2564 (ครั้งที่ 31)
วันจันทร์ที่ 4 ตุลาคม พ.ศ. 2564
มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันตลาดโลกมีการปรับขึ้นลงราคาทุกวัน และมีแนวโน้มปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยในเดือนกันยายน 2564 ราคาน้ำมันดิบดูไบปรับลงจำนวน 7 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.01 ถึง 0.22 บาทต่อลิตร และปรับขึ้นจำนวน 13 ครั้ง อยู่ในช่วง 0.05 ถึง 0.37 บาทต่อลิตร รวมเฉลี่ยทั้งเดือนปรับขึ้น 1.48 บาทต่อลิตร ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบที่เคลื่อนไหวดังกล่าวจะสะท้อนราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศ โดยมีการปรับขึ้นในเดือนกันยายน 2564 จำนวน 6 ครั้ง ครั้งละประมาณ 40 ถึง 60 สตางค์ต่อลิตร เนื่องจากค่าการตลาดเฉลี่ยของน้ำมันอยู่ต่ำกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่ระดับ 2 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและกลุ่มน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 E20 91E10 ปรับขึ้นรวม 1.90 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มดีเซลหมุนเร็ว บี7 บี10 บี20 ปรับขึ้นรวม 2.50 บาทต่อลิตร มีแนวโน้มปรับตัวในทิศทางเดียวกับราคาน้ำมันสำเร็จรูป UNL 95 และ Gasoil 10 ppm ที่ปรับขึ้น 1.90 และ 2.60 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งสถานการณ์ราคาน้ำมันไบโอดีเซล (บี100) ณ ต้นเดือนตุลาคม 2564 ราคาอยู่ที่ 41.66 บาทต่อลิตร ปรับตัวเพิ่มจากสัปดาห์ที่ผ่านมา 0.30 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลก และราคาบี100 ที่ปรับเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ราคาน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้น และส่งผลต่อภาระค่าใช้จ่ายของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ต้องจ่ายเงินชดเชย บี100 ประกอบกับปัจจุบันน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 มีราคาสูงกว่า 30 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ผู้บริโภคเกิดความเดือดร้อนจากสถานการณ์ราคาดังกล่าว เนื่องจากปริมาณการใช้น้ำมัน บี7 เป็นร้อยละ 56 ของการใช้น้ำมันดีเซลทั้งหมด
2. กระทรวงพลังงานได้เสนอแนวทางการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยให้มีการปรับลดสัดส่วนไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากเดิมมีการผสมอยู่ 3 สัดส่วน คือ ร้อยละ 7 (บี7)ร้อยละ 10 (บี10) และร้อยละ 20 (บี20) ให้มีสัดส่วนเดียว คือ ร้อยละ 5 (บี5) โดยให้มีการปรับอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เป็น 0.01 บาทต่อลิตร และกำหนดค่าการตลาดที่ระดับ 1.80 บาทต่อลิตร ส่งผลให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 30.51 บาทต่อลิตร เข้าหลักเกณฑ์ของแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 ซึ่งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสามารถเข้ามารักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอมาตรการ 2 กรณี ดังนี้ กรณีที่ 1 ให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ให้เท่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 ณ วันที่ 4 ตุลาคม 2564 ที่ระดับราคา 28.29 บาทต่อลิตร ส่งผลให้สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มดีเซลและเบนซินมีรายจ่ายเดือนละ 3,141 ล้านบาท และกรณีที่ 2 ให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ให้เท่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ณ วันที่ 4 ตุลาคม 2564 ที่ระดับราคา 28.04 บาทต่อลิตร ส่งผลให้สภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ กลุ่มดีเซลและเบนซินมีรายจ่ายเดือนละ 3,507 ล้านบาท
3. แนวทางดำเนินการตามมาตรการด้านน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มีดังนี้ ส่วนที่ 1 ปรับหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดย น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา = (1-X) ของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย + (X) ของราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน โดยที่ X = ร้อยละโดยปริมาตรไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันอัตราต่ำของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน ไบโอดีเซล = ราคาอ้างอิงไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ตามหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เห็นชอบ (บาทต่อลิตร)โดย การคำนวณน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิงราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชียคงเดิม ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วอ้างอิง = (0.9184 x MOPS Gasoil 10 ppm + 0.0816 x MOPS Gasoil ราคากลางของตลาดภูมิภาคเอเชีย 500 ppm + พรีเมียม) ที่ 600F x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 โดยที่ พรีเมียม = ค่าขนส่ง World Scaleด้วยเรือบรรทุกน้ำมันดิบเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก ขนาด VLCC : LR2 สัดส่วนร้อยละ 60 : 40 แบบ Long Term Charter (สิงคโปร์ – ศรีราชา) + ค่าประกันภัยร้อยละ 0.084 ของ C&F น้ำมันดิบ + ค่าสูญเสียร้อยละ 0.3 ของ CIF น้ำมันดิบ + ค่าสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคง 0.68 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล (สำรองน้ำมันดิบที่ร้อยละ 6) ส่วนที่ 2 ปรับค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ เดิมมีกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่มีสัดส่วนผสมของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 สัดส่วน คือ ร้อยละ 7 (บี7) ร้อยละ 10 (บี10) และร้อยละ 20 (บี20) โดยมีค่าการตลาด ดังนี้ 1.65 2.00 และ 1.70 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ปรับใหม่เหลือสัดส่วนเดียว คือ ร้อยละ 5 (บี5) โดยค่าการตลาดอยู่ที่ 1.80 บาทต่อลิตร เพื่อให้ค่าการตลาดเฉลี่ยทุกผลิตภัณฑ์ไม่เกิน 2.00 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 และส่วนที่ 3 กรมธุรกิจพลังงานออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. ใหม่ ที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซลร้อยละ 5
มติของที่ประชุม
1. มอบสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก 1.00 บาทต่อลิตรเป็น 0.01 บาทต่อลิตร ให้มีผลก่อนวันที่ประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ ....มีผลบังคับใช้
2. เห็นชอบแนวทางการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยปรับลดสัดส่วนผสมขั้นต่ำของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา เป็นร้อยละ 6 โดยปริมาตร และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการ ดังนี้
2.1 มอบกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. ….
2.2 มอบสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดาโดยให้ส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เท่ากับ 0.25 บาทต่อลิตร และให้มีผลตั้งแต่วันที่ประกาศ ธพ. เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ .... มีผลบังคับใช้
3. เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ตามข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงของฝ่ายเลขานุการฯ ทั้งนี้ ให้มีผลนับจากวันที่ประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. ของ ธพ. มีผลบังคับใช้
4. เห็นชอบค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดเท่ากับ 1.40 บาทต่อลิตรเพื่อใช้อ้างอิงในการกำกับดูแลความเหมาะของราคาขายปลีก ในระหว่างการใช้มาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นการชั่วคราว
5. มอบ สกนช. ติดตามและกำกับให้ค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดอยู่ในช่วง 1.40 บาทต่อลิตร โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริการจัดการอัตราเงินกองทุน
6. มอบฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามการดำเนินมาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและจัดทำแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะยาวนำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 8/2564 (ครั้งที่ 30) วันจันทร์ที่ 20 กันยายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2564 (ครั้งที่ 30)
วันจันทร์ที่ 20 กันยายน พ.ศ. 2564
1. มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กรอบแผนพลังงานชาติ
2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กรอบแผนพลังงานชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณากรอบแผนพลังงานชาติ และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายกระทรวงพลังงานจัดทำแผนพลังงานชาติตามกรอบการดำเนินการ โดยให้รับข้อสังเกตของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. ไปประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติต่อไป (2) มอบหมายให้ กบง. บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ (3) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับ 3 การไฟฟ้า เพื่อติดตามความคืบหน้าในการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าของประเทศ เพื่อรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มมากขึ้นในช่วงการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบเศรษฐกิจ neutral-carbon economy ได้ในระยะยาว โดยไม่ให้มีผลกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ (4) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อศึกษาและดำเนินการออกมาตรการที่ช่วยบรรเทาการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สำหรับโรงไฟฟ้าหรือโครงการที่ใช้เชื้ออเพลิงถ่านหิน เช่น การปลูกป่าทดแทน การติดตั้งเครื่องการดักจับและการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage: CCS) เป็นต้น เพื่อช่วยขับเคลื่อนให้บรรลุเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 ทั้งนี้ ต้องได้รับความช่วยเหลือทางด้านนโยบายการเงินและเทคโนโลยีจากกลุ่มประเทศ G7 และ (5) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อกำหนดแนวทางนโยบายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) แทนการใช้รถยนต์ที่ใช้เครื่องยนต์สันดาปภายใน และเปลี่ยนแปลงการใช้พลังงานในภาคอุตสาหกรรมจากเชื้อเพลิงถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ ข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วนที่ กพช. มอบหมาย กบง. คือ พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และปรับลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลภายใต้แผน PDP2018 rev.1 ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (พ.ศ. 2564 - 2573) ตามความเหมาะสม เพื่อปรับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าให้มีการผูกพันเชื้อเพลิงฟอสซิลเท่าที่จำเป็นและสามารถรองรับการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าพลังงานสะอาดได้ในระยะยาว โดยคำนึงถึงต้นทุนและความก้าวหน้าเทคโนโลยีเป็นสำคัญ
2. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ มีดังนี้ ประเด็นที่ 1 หลักการการบริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 (แผนฯ) ในช่วงปีพ.ศ. 2564 – 2573 นั้น ควรมีหลักการพิจารณาทบทวนประกอบด้วย (1) พิจารณาเพิ่ม/ปรับลดกำลังผลิตไฟฟ้าใหม่รายปีของโรงไฟฟ้าประเภทฟอสซิล (ถ่านหิน/ก๊าซธรรมชาติ) โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (รายเชื้อเพลิง) เช่น ชีวมวล ก๊าซชีวภาพ แสงอาทิตย์ ลม ขยะชุมชน ขยะอุตสาหกรรม เป็นต้น รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าโครงการพลังน้ำจากประเทศเพื่อนบ้าน (2) ทบทวนโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีการดำเนินการล่าช้ากว่าแผนฯ เพื่อปรับกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ใหม่ เช่น โครงการโรงไฟฟ้าชุมชน เพื่อเศรษฐกิจฐานราก โรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ โรงไฟฟ้าขยะชุมชน เป็นต้น (3) พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีศักยภาพเหมาะสม ร่วมกับเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System; ESS) เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพและความมั่นคงให้กับระบบไฟฟ้า เช่น Solar + ESS เป็นต้น (4) สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้ขอให้กระทรวงพลังงานและการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติม ตามกรอบ MOU เพื่อเป็นการขอรับการสนับสนุนจากประเทศไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจของ สปป. ลาว ซึ่งต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ได้มีมติรับทราบข้อเสนอของ สปป.ลาว ในการขอให้พิจารณาขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าตาม MOU โดยให้ดำเนินการตามกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ฉบับปัจจุบันและในอนาคต หากมีความจำเป็นต้องขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ดังกล่าว ให้นำเสนอ กพช. พิจารณาอีกครั้งนั้น เนื่องจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำอาจมีความพร้อมในการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่สอดคล้องกับ SCOD ตามแผน PDP2018 Rev.1 จึงเห็นควรพิจารณาให้สามารถกำหนดวัน SCOD ให้สอดคล้องกับความพร้อมของโครงการ และรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากเป้าหมายรายปีตามแผน PDP2018 Rev.1 ได้ต่อไป และประเด็นที่ 2 เห็นควรมอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ซึ่งรับผิดชอบการจัดทำแผน PDP2018 rev.1 และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งรับผิดชอบการจัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) ร่วมกันดำเนินการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ตามมติ กพช. ให้สอดคล้องกับศักยภาพของพลังงานหมุนเวียน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ซึ่งรับผิดชอบการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าของประเทศ ให้การสนับสนุนข้อมูลศักยภาพสายส่ง รวมถึงพิจารณาจัดทำแผนปรับปรุงระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้สอดคล้องกับการทบทวนแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดที่จัดทำขึ้น ภายในระยะเวลา 2 เดือน และนำกลับมาเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการการบริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ร่วมกันดำเนินการทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผน PDP2018 Rev.1 ในช่วงปี พ.ศ. 2564 – 2573 ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ให้สอดคล้องกับศักยภาพของพลังงานหมุนเวียน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ให้การสนับสนุนข้อมูลศักยภาพสายส่ง รวมถึงพิจารณาจัดทำแผนปรับปรุงระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้สอดคล้องกับการทบทวนแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดที่จัดทำขึ้น ภายในระยะเวลา 2 เดือน และนำกลับมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามกรอบที่ กบง. กำหนด และต่อมา กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม อีก 5 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2563 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 (2) เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 (3) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2563 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 (4) เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2564 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2564 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 และ (5) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน กบน. เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ของ กบง. ต่อไป
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนกันยายน 2564 มีดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 467,211 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศคาดว่าลดลงเนื่องจากความต้องการใช้ในภาคเชื้อเพลิงและภาคปิโตรเคมีลดลง โดยอยู่ที่ประมาณ 496,862 ตัน การนำเข้าคาดว่าเป็นการนำเข้าเพื่อส่งออกประมาณ 12,500 ตัน และนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศประมาณ 35,000 ตัน การส่งออกคาดว่าส่งออกจากโรงกลั่นประมาณ 17,175 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้าประมาณ 9,550 ตัน ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนกันยายน 2564 อยู่ที่ 665 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 7.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย เมื่อวันที่ 1 กันยายน 2564 ถึงวันที่ 6 กันยายน 2564 อยู่ที่ 690.25 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 26.49 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ทั้งนี้ จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวลดลง ทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 7 กันยายน 2564 ถึงวันที่ 20 กันยายน 2564 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 3.0737 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และจากอัตราแลกเปลี่ยนที่แข็งค่าขึ้น 0.6708 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 0.3755 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 23.8245 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 23.4490 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดการจ่ายเงินชดเชยจาก 11.8357 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 11.4602 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถัง ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2564 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 18,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 5 กันยายน 2564 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะกองทุนสุทธิ 12,927 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 29,431 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 16,504 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,738 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 3,098 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,360 ล้านบาทต่อเดือน
4. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนมิถุนายน ถึงเดือนกันยายน 2564 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 124 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 549 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตันเป็น 673 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (International Monetary Fund: IMF) ได้คาดการณ์ว่าเศรษฐกิจทั่วโลกจะเติบโตขึ้นร้อยละ 6 ในปี พ.ศ. 2564 แต่ยังมีปัจจัยเสี่ยงจากการแพร่ระบาดของโรคโควิด-19 สายพันธุ์เดลต้า และการรณรงค์ให้ฉีดวัคซีนไม่มีความคืบหน้าเท่าที่ควร ประกอบกับประเทศอินเดียมีการนำเข้า LPG เพิ่มมากขึ้น จากการผ่อนคลายมาตรการล็อคดาวน์ตั้งแต่เดือนมิถุนายนเป็นต้นมา นอกจากนี้ ปริมาณอุปทานในสหรัฐอเมริกายังมีปริมาณจำกัดในขณะที่ปริมาณคงคลังลดต่ำลงเนื่องจากประเทศแถบละตินอเมริกา โดยเฉพาะบราซิล และอาเจนตินา มีการนำเข้าจากสหรัฐฯ เพิ่มขึ้นมากจากสภาพอากาศที่หนาวเย็นกว่าปกติ
5. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางทบทวนการกำหนดราคา LPG เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก LPG บรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง ปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม แนวทางที่ 2 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัมโดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม หรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ ปัจจุบันรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด-19 ซึ่งส่งผลกระทบต่อการดำรงชีพและภาระค่าครองชีพของประชาชน ประกอบกับสถานการณ์ราคา LPG ตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯจึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึง 31 ธันวาคม 2564 ตามแนวทางที่ 2 เพื่อช่วยบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชน หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG หรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ การคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ดังกล่าว ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของ LPG ซึ่งปัจจุบันมีรายจ่ายประมาณ 1,360 ล้านบาทต่อเดือน คาดว่าจะสามารถรองรับการชดเชยราคา LPG ได้อีกประมาณ 1.1 เดือน ตั้งแต่เดือนกันยายน ถึงเดือนตุลาคม 2564 ซึ่งกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของ LPG อาจจะไม่สามารถรองรับภาระการชดเชยราคา LPG ตามกรอบวงเงินที่ กบน. กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 18,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาท ต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และขยายระยะเวลาคงราคาขายส่งออกไปอีก 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคา LPG ของ กบง. ต่อไป
2. มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ประสานสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เพื่อขอรับการสนับสนุนให้ใช้จ่ายจากเงินกู้ตามพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหาเศรษฐกิจและสังคม จากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 เพิ่มเติม พ.ศ. 2564 ตามขั้นตอนของระเบียบที่เกี่ยวข้อง สำหรับชดเชยราคาขายปลีก LPG ระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 ต่อไป
3. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานติดตามการใช้ การจำหน่าย การนำเข้า และการส่งออก LPG และรายงานต่อ กบง. ในการประชุมครั้งต่อไป
4. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานประสานกรมศุลกากรให้ติดตาม ป้องกันการลักลอบส่งออก LPG ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 เมษายน 2564 กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งจัดตั้งศูนย์เฝ้าระวังสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน โดยมีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นผู้อำนวยการศูนย์ฯ และกองยุทธศาสตร์และแผนงาน (กยผ.)สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) เป็นฝ่ายเลขานุการ ทำหน้าที่ในการเฝ้าระวังและติดตามการเกิดเหตุที่อาจเป็นสาเหตุให้เกิดสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงาน รวมถึงเสนอแนะแนวทางบริหารจัดการและดำเนินการที่เกี่ยวข้องกับสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงาน ต่อมาเมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 ที่ประชุมแผนบริหารจัดการความต่อเนื่องด้านก๊าซธรรมชาติ (BCM) กรณีไม่สามารถนำเข้าก๊าซจากสาธารณรัฐเมียนมาได้ ซึ่งมีรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นประธานในการประชุม ได้เห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบ และให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ซึ่งมีอำนาจสั่งการ รวมศูนย์การบริหารจัดการด้านต่างๆในสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน โดยหากมีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ แล้ว สป.พน. จะดำเนินการยกเลิกคำสั่งจัดตั้งศูนย์เฝ้าระวังสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานต่อไป โดยเมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2564 สป.พน. ได้ขอให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กบง. พิจารณาแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ ภายใต้ กบง. เพื่อให้การบริหารจัดการในสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีอำนาจในการบริหารจัดการด้านต่างๆที่เกี่ยวข้องภายใต้สถานการณ์ฉุกเฉิน และมีองค์ประกอบผู้แทนครบถ้วน
2. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ อาศัยอำนาจตามความในข้อ 2.7 ของคำสั่งคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่ 3/2563 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ลงวันที่ 31 มกราคม 2563 มีองค์ประกอบรวม 11 ท่าน โดยมีปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นประธานอนุกรรมการรองปลัดกระทรวงพลังงาน ที่ได้รับมอบหมายให้กำกับราชการของ กยผ. สป.พน. เป็นรองประธานอนุกรรมการ ผู้อำนวยการ กยผ. สป.พน. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ โดยมีอนุกรรมการประกอบด้วย อธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติหรือผู้แทน อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานหรือผู้แทน อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานหรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานหรือผู้แทน เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานหรือผู้แทน ผู้ช่วยปลัดกระทรวงพลังงาน ผู้แทนการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และผู้แทนบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) โดยมีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) เสนอแนะแนวทางการบริหารจัดการและการดำเนินการที่เกี่ยวข้องกับสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงาน เฝ้าระวัง ติดตามการเกิดเหตุการณ์ที่อาจเป็นสาเหตุให้เกิดสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงาน และบริหารจัดการให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ ตลอดจนสื่อสารให้ประชาชนมีความเข้าใจและเชื่อมั่นต่อการบริหารจัดการพลังงานในช่วงสภาวะฉุกเฉินด้านพลังงาน (2) ประสานงานและเชิญผู้แทนของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่เกี่ยวข้องเพื่อชี้แจงข้อมูล ให้คำอธิบาย คำแนะนำ และจัดส่งเอกสารตามที่เห็นควร และ (3) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่ได้รับมอบหมาย
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ .../2564 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาลงนามต่อไป
กบง.ครั้งที่ 7/2564 (ครั้งที่ 29) วันอังคารที่ 27 กรกฎาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2564 (ครั้งที่ 29)
วันอังคารที่ 27 กรกฎาคม พ.ศ. 2564
2. การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
3. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 กรอบแผนพลังงานชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนพลังงานทั้ง 4 แผน ดังนี้ (1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) (2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) (3) แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และ (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 กระทรวงพลังงานรับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้งพิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว ต่อมาเมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2564 กระทรวงพลังงานได้จัดทำกรอบแนวทางของแผนพลังงานชาติ เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยมีเป้าหมายมุ่งสู่พลังงานสะอาดลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ โดยกรอบแผนพลังงานชาติจะครอบคลุมการขับเคลื่อนด้านพลังงานทั้งด้านไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน โดยมีแนวทางดำเนินการตามนโยบาย 4D1E ได้แก่ (1) Decarbonization คือการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคพลังงาน(2) Digitalization คือการนำเทคโนโลยีดิจิทัลมาใช้ในการบริหารจัดการระบบพลังงาน (3) Decentralization คือการกระจายศูนย์การผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐาน (4) Deregulation คือการปรับปรุงกฎระเบียบเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงด้านนโยบายพลังงานสมัยใหม่ และ (5) Electrification คือการเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้า ทั้งนี้ กบง. ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ (National Energy Plan) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบกระทรวงพลังงานจัดทำรายละเอียดต่อไป
2. กระทรวงพลังงานได้ศึกษานโยบายพลังงานของต่างประเทศ พบว่าประเทศต่างๆทั่วโลกมีการทยอยปรับเปลี่ยนยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว (Long Term Strategy; LTS) โดยมู่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ โดยมีปัจจัยขับเคลื่อนหลักมาจากข้อตกลงปารีส (Paris Agreement) ที่เกิดขึ้นจากที่ประชุมภาคีแห่งอนุสัญญาว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงของสภาพภูมิอากาศครั้งที่ 21 (COP 21) วันที่ 12 ธันวาคม 2558 ซึ่งเป็นตราสารกฎหมายที่รับรองภายใต้กรอบอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ หรือ United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) ฉบับล่าสุด ต่อจากพิธีสารเกียวโตและข้อแก้ไขโดฮา โดยเป้าหมายของข้อตกลงปารีสในการควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส เมื่อเทียบกับยุคก่อนอุตสาหกรรม (ค.ศ. 1900) และมุ่งพยายามควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิไม่ให้เกิน 1.5 องศาเซลเซียส เมื่อเทียบกับยุคก่อนอุตสาหกรรม ส่งผลให้ประเทศต่างๆ ทั่วโลก จำเป็นต้องร่วมดำเนินมาตรการในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้เหลือศูนย์ในปี ค.ศ. 2100 สำหรับกรณีควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส และลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้เหลือศูนย์ภายในปี ค.ศ. 2070 สำหรับกรณีควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 1.5 องศาเซลเซียส ซึ่งจากปัจจัยขับเคลื่อนที่เกิดขึ้นส่งผลให้ประเทศต่างๆ ทำการทบทวนการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally determined contributions: NDC) ที่ได้เสนอไว้แก่ UNFCCC ให้มีระดับการดำเนินการที่สอดคล้องกับแนวทางการควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 1.5 - 2.0 องศาเซลเซียสเพิ่มมากขึ้น โดยเป้าหมายการดำเนินการของกลุ่มประเทศที่สำคัญ มีดังนี้ กลุ่มประเทศพัฒนาแล้ว (1) สหราชอาณาจักร เป้าหมาย Net Zero GHG emission ในปี ค.ศ. 2050 (2) เยอรมนี เป้าหมาย GHG Neutrality ในปี ค.ศ. 2050 (3) ญี่ปุ่น เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2050 (4) สหรัฐอเมริกา เป้าหมายประกาศนโยบาย Net Zero Emission ไม่เกินกว่า ปี ค.ศ. 2050 (5) จีน เป้าหมาย Carbon Free ภายในปี ค.ศ. 2060 (1.5oC Pathway) (6) สวีเดน เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2045 และ (7) ฟินแลนด์ เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2035 สำหรับกลุ่มประเทศกำลังพัฒนา มีดังนี้ (1) เกาหลีใต้ เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2050 (2) อินเดีย เป้าหมายควบคุมการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่อประชากรไม่เกินกว่าระดับประเทศพัฒนาแล้ว (3) สิงคโปร์ เป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกร้อยละ 36 ภายในปี ค.ศ. 2050 และ Net Zero เร็วที่สุดเท่าที่ทำได้ภายในช่วงครึ่งหลังของศตวรรษที่ 21 และ (4) อินโดนีเซีย เป้าหมาย Net Zero Emission ไม่เกินกว่าปี ค.ศ. 2070
3. ประเทศไทยมีความเสี่ยงสูงต่อการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศในระยะยาว เนื่องจากเป็นประเทศกำลังพัฒนาที่พึ่งพาการใช้พลังงานจากเชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นหลักและมีการขยายตัวของพื้นที่เมืองอย่างรวดเร็วและต่อเนื่อง ได้เข้าร่วมในฐานะภาคีกรอบอนุสัญญา UNFCCC ตั้งแต่ปี ค.ศ. 1994 และจัดส่งข้อเสนอการมีส่วนร่วมของประเทศในการลดก๊าซเรือนกระจกและการดําเนินงานด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (Intended Nationally Determined Contributions: INDCs) ไปยังสํานักเลขาธิการอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศในปี 2558 โดยประกาศเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกที่ร้อยละ 20 จากกรณีปกติ (business-as-usual: BAU) หรือร้อยละ 25 ถ้าได้รับการสนับสนุนจากต่างประเทศ ภายในปี ค.ศ. 2030 ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้นำพันธกิจดังกล่าวมาใช้เป็นกรอบในการวางแผนนโยบายพลังงานของประเทศ โดยตั้งเป้าให้มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 34.23 ภายในปี 2580 ซึ่ง ณ สิ้นปี 2563 อยู่ที่ร้อยละ 17.4 ปัจจุบันประเทศไทยยังไม่ได้มีการกำหนดยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกในระยะยาว ที่แสดงให้เห็นถึงความพร้อมในการปรับเปลี่ยนประเทศให้รองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านระบบเศรษฐกิจสู่ neutral-carbon economy อันจะนำไปสู่การเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันและโอกาสในการดึงดูดการลงทุนจากต่างประเทศ โดยเฉพาะในช่วงฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังวิกฤติการณ์ COVID-19 ที่ต้องเร่งสร้างความเชื่อมั่นและความมั่นใจจากนักลงทุน ดังนั้น จึงมีความจำเป็นอย่างเร่งด่วนที่จะต้องกำหนดกรอบนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่สอดคล้องกับเป้าหมายของประชาคมโลก และนำไปสู่การปฏิบัติของภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยเฉพาะในภาคพลังงานที่ต้องมุ่งเน้นการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อเป็นกลไกหลักสำคัญในการขับเคลื่อนและผลักดันการแก้ไขปัญหาการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศให้เกิดผลสัมฤทธิ์ ทั้งนี้ การขับเคลื่อนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำยังมีส่วนสนับสนุนนโยบายการขับเคลื่อนทางเศรษฐกิจ ดังนี้ (1) การสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจและลดการลงทุนในสินทรัพย์ที่มีประสิทธิภาพต่ำ (2) การเพิ่มศักยภาพการแข่งขันของผู้ประกอบการของไทย (3) การเพิ่มสัดส่วนของพลังงานสะอาด เป็นการเพิ่มการลงทุนและการจ้างงานในระบบเศรษฐกิจประเทศ (4) การฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังสถานการณ์วิกฤต COVID-19 (5) บรรเทาปัญหามลพิษ PM2.5
4. กระทรวงพลังงานได้นำกรอบแผนพลังงานชาติที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. มาเป็นแนวทางในการจัดทำรายละเอียด และกำหนดแนวนโยบายภาคพลังงาน โดยมีเป้าหมายสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถมุ่งสู่พลังงานสะอาด และลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065 - 2070 เพื่อเสริมสร้างศักยภาพการแข่งขันและการลงทุนของผู้ประกอบการของไทยให้สามารถปรับตัวเข้าสู่การลงทุนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลก ตลอดจนการใช้ประโยชน์จากการลงทุนในนวัตกรรมสมัยใหม่เพื่อสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจ สอดคล้องกับยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว ทั้งนี้จะต้องอาศัยความมือร่วมและได้รับการสนับสนุนจากกระทรวงและหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การขับเคลื่อนในภาคพลังงานเป็นไปตามแผนที่กำหนดไว้
4.1 แนวนโยบายของแผนพลังงานชาติ เพื่อขับเคลื่อนให้ภาคพลังงานสามารถบรรลุเป้าหมายการมุ่งสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ ตั้งแต่ระดับฐานรากไปจนสู่ระดับประเทศ โดยการส่งเสริมการลงทุนพลังงานสีเขียวในภาคพลังงาน ดังนี้ (1) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าใหม่โดยมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ให้สอดคล้องกับแนวโน้มต้นทุนพลังงานหมุนเวียนที่ต่ำลงอย่างมาก โดยต้องพิจารณาร่วมกับต้นทุนระบบกักเก็บพลังงานระยะยาว และไม่ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวสูงขึ้น (2) ปรับเปลี่ยนการใช้พลังงานภาคขนส่งเป็นพลังงานไฟฟ้าสีเขียว ผ่านเทคโนโลยียานยนต์ไฟฟ้าตามนโยบาย 30@30 (3) ปรับเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน มากกว่าร้อยละ 30 (4) ปรับโครงสร้างกิจการพลังงานรองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านพลังงาน (Energy Transition) ตามแนวทาง 4D1E ซึ่งในช่วงการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานของโลก ประเทศไทยจะต้องเผชิญกับความท้าทายในการปรับโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานที่มุ่งสู่พลังงานสะอาด ให้สามารถรองรับการเปลี่ยนผ่านที่จะเกิดขึ้นจากการปรับเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานในอนาคตเพื่อความมั่นคงและยั่งยืน รวมถึงเป็นการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันทางด้านพลังงานให้ทัดเทียมกับนานาประเทศ ดังนั้น จึงจำเป็นอย่างยิ่งที่จะต้องมีการวางแผนการขับเคลื่อนทุกด้านไปพร้อมกัน
4.2 กรอบการจัดทําแผนพลังงานชาติสู่การเปลี่ยนผ่านตามแนวทาง 4D1E เพื่อให้สามารถนำไปปฏิบัติได้อย่างเป็นรูปธรรม และเกิดประสิทธิผล ดังนี้ (1) ด้านไฟฟ้า การขับเคลื่อนพลังงานด้านไฟฟ้าถือว่าเป็นปัจจัยสำคัญในการผลักดันการพัฒนาเศรษฐกิจ เทคโนโลยี และอุตสาหกรรมของประเทศไทยเพื่อรองรับปรับตัวเข้าสู่เศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลกภายใต้เป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 ซึ่งประเทศไทยจำเป็นต้องบริหารจัดการการพัฒนานโยบายและส่งเสริมเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าคาร์บอนต่ำอย่างมีประสิทธิภาพ (2) ด้านก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงสะอาดที่ปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกน้อยกว่าเชื้อเพลิงฟอสซิลชนิดอื่น เช่น ถ่านหิน น้ำมัน และเป็นเชื้อเพลิงที่สามารถจัดหาได้จากหลายแหล่งทั่วโลกในรูปก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ทำให้ประเทศต่างๆ พิจารณาเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนผ่านไปสู่พลังงานของสะอาดที่ยังคงสามารถรักษาความมั่นคงของระบบที่มีปริมาณพลังงานหมุนเวียนเพิ่มสูงขึ้นได้ (3) ด้านน้ำมัน การขับเคลื่อนพลังงานด้านน้ำมันซึ่งเป็นเชื้อเพลิงพื้นฐานที่มีความสำคัญต่อการขับเคลื่อนเศรษฐกิจประเทศ และถูกใช้เป็นเชื้อเพลิงหลักในภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม ให้ปรับตัวมุ่งสู่เศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลกนั้น กระทรวงพลังงานจะต้องผลักดันให้เกิดการเพิ่มขีดความสามารถในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้ได้ตามเป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ.2065-2070 ซึ่งจะเป็นส่วนหนึ่งในการแก้ไขปัญหาสภาพอากาศจากภาวะฝุ่นละออง PM 2.5 (4) ด้านพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ในปัจจุบันหลายประเทศทั่วโลกให้ความสำคัญกับการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกเป็นอย่างมาก เนื่องจากมีแนวโน้มต้นทุนที่ต่ำลงอย่างมีนัยสำคัญ สามารถนำมาใช้ทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างมีประสิทธิภาพทั้งด้านเทคนิคและราคา การส่งเสริมการลงทุนในพลังงานทดแทนจะเป็นหนึ่งในปัจจัยหลักที่ช่วยขับเคลื่อนให้เศรษฐกิจของประเทศไทยเติบโตอย่างยั่งยืน และมีศักยภาพในการแข่งขันทัดเทียมนานาประเทศ จากแนวนโยบายของแผนพลังงานชาติที่กำหนดเป้าหมายในการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าใหม่จากพลังงานหมุนเวียนเป็นไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ให้สอดคล้องกับแนวโน้มต้นทุนพลังงานหมุนเวียนที่ลดต่ำลงอย่างมาก โดยจะต้องพิจารณาร่วมกับต้นทุนระบบกักเก็บพลังงานระยะยาวและไม่ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวสูงขึ้นนั้น เพื่อให้สอดคล้องกับการเปลี่ยนผ่านทางด้านพลังงานตามแนวทาง 4D1E (5) ด้านการอนุรักษ์พลังงานการขับเคลื่อนด้านการอนุรักษ์พลังงานและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานเป็นแนวทางในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ต้องดำเนินการเป็นลำดับต้น ตามแนวทาง 4D1E ด้วยการส่งเสริมการดำเนินการผ่านเทคโนโลยีดิจิทัลและนวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานสมัยใหม่ โดยจะช่วยให้เกิดการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาพรวมของภาคพลังงานอย่างมีนัยสำคัญ และช่วยประหยัดค่าใช้จ่ายในการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่และการลงทุนอื่นๆ ที่ต้องมีขึ้นเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคต อีกทั้งยังเป็นการกระตุ้นให้เกิดการลงทุนในธุรกิจและบริการที่เกี่ยวข้องจากทั้งภาครัฐและเอกชน เช่น บริษัทจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) สร้างงานสร้างอาชีพให้กับหลายภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง และเป็นการเปิดโอกาสให้มีการขยายตัวทางการค้าและการลงทุนเพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันเชิงเศรษฐกิจ ซึ่งการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานให้มีประสิทธิภาพสูงสุด จำเป็นต้องนำเทคโนโลยีสมัยใหม่มาประยุกต์ใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ทั้งในรูปแบบอุปกรณ์ เครื่องใช้ เครื่องจักร กระบวนการผลิตและระบบควบคุม โดยดำเนินการในสาขาเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม ธุรกิจการค้า บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และการขนส่ง ทั้งนี้ เพื่อให้การกำหนดทิศทางการพัฒนาพลังงานของประเทศเป็นไปตามเป้าหมาย มีความมั่นคง สมดุล และมุ่งสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำอย่างยั่งยืน
4.3 การจัดทำแผนพลังงานชาติจะต้องดำเนินการเป็นลำดับขั้นตอนอย่างครบถ้วน เริ่มจากนำเสนอกรอบแผนพลังงานชาติเพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. แล้วนำเข้ากระบวนการรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง ทั้งภาคประชาชน ภาคเอกชน ภาครัฐ นักวิชาการ และผู้ที่สนใจทั่วไป เพื่อนำข้อคิดเห็นดังกล่าวไปใช้ประกอบการบูรณาการจัดทำแผนย่อย 5 แผนภายใต้แผนพลังงานชาติ ได้แก่ ด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน แล้วจึงนำมาใช้ประกอบรวมกันเป็นร่างแผนพลังงานชาติ ซึ่งจะต้องมีการรับฟังความคิดเห็นอีกครั้ง ก่อนที่จะนำเสนอเพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. ต่อไป กระบวนการจัดทำแผนพลังงานชาติคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในปี 2565 เพื่อให้ประเทศไทยสามารถขับเคลื่อนเศรษฐกิจและสังคมได้ตามทิศทางนโยบายพลังงานให้เป็นไปตามเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ.2065-2070 ได้อย่างต่อเนื่องโดยไม่หยุดชะงัก กระทรวงพลังงานเห็นควรดำเนินการระยะเร่งด่วน ดังนี้ (1) จัดทำแผนพลังงานชาติ ภายใต้กรอบนโยบายที่ทำให้ภาคพลังงานขับเคลื่อนภาคเศรษฐกิจให้สามารถรองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านสู่ระบบเศรษฐกิจ ได้ในระยะยาว ครอบคลุมการขับเคลื่อนพลังงานทั้งด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน (2) พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และปรับลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 rev.1) ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (พ.ศ. 2564 – 2573) ตามความเหมาะสม เพื่อปรับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้า ให้มีการผูกพันเชื้อเพลิงฟอสซิลเท่าที่จำเป็นและสามารถรองรับการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าพลังงานสะอาดได้ในระยะยาวโดยคำนึงถึงต้นทุนและความก้าวหน้าเทคโนโลยีเป็นสำคัญ ทั้งนี้ การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าภายใต้นโยบายการขับเคลื่อนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำที่มีพลังงานหมุนเวียนซึ่งมีความผันผวนสูงกว่าเชื้อเพลิงฟอสซิลในระบบปริมาณมากนั้น จะต้องนำหลักการวางแผนเชิงความน่าจะเป็น ได้แก่ โอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) มาใช้เป็นเกณฑ์ แทนกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ซึ่งไม่สามารถวิเคราะห์ผลจากความไม่แน่นอนของพลังงานหมุนเวียน เพื่อให้การประเมินและวางแผนความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้น (3) ปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้มีความยืดหยุ่นมีประสิทธิภาพ และครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบต่างๆ เพื่อรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มมากขึ้นในอนาคต และสามารถตอบสนองต่อการผลิตไฟฟ้านั้นได้อย่างทันท่วงทีโดยไม่กระทบกับความมั่นคงของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ โดยให้นำข้อสังเกตของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ไปประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
2. เห็นชอบมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาในประเด็นดังต่อไปนี้
2.1 มอบหมายให้ กบง. บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ
2.2 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับ 3 การไฟฟ้า เพื่อติดตามความคืบหน้าในการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าของประเทศ เพื่อรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มมากขึ้นในช่วงการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบเศรษฐกิจ neutral-carbon economy ได้ในระยะยาว โดยไม่ให้มีผลกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ
2.3 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อศึกษาและดำเนินการออกมาตรการที่ช่วยบรรเทาการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สำหรับโรงไฟฟ้าหรือโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงถ่านหิน เช่น การปลูกป่าทดแทน การติดตั้งเครื่องการดักจับและการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage: CCS) เป็นต้น เพื่อช่วยขับเคลื่อนให้บรรลุเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065 - 2070 ทั้งนี้ ต้องได้รับความช่วยเหลือทางด้านนโยบายการเงินและเทคโนโลยีจากกลุ่มประเทศ G7
2.4 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อกำหนดแนวทางนโยบายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) แทนการใช้รถยนต์ที่ใช้เครื่องยนต์สันดาปภายในและเปลี่ยนแปลงการใช้พลังงานในภาคอุตสาหกรรมจากเชื้อเพลิงถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ
เรื่องที่ 2 การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2564 สำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือถึงรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รอง นรม. และ รมว.พน.) (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) แจ้งว่า นายทองลุน สีสุลิด นายกรัฐมนตรีสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรี (นรม.) (พล.อ ประยุทธ์ จันทร์โอชา) เพื่อขอรับการสนับสนุนจากไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ซึ่ง นรม. ได้มีบัญชาให้ รอง นรม.และ รมว.พน. พิจารณาเรื่องดังกล่าวและเชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประชุมหารือเพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว อย่างเหมาะสมต่อไป ซึ่งต่อมาวันที่ 31 มีนาคม 2564รอง นรม. และ รมว.พน. ได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง (นายอาคม เติมพิทยาไพสิฐ) ปลัดกระทรวงพลังงาน ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ผู้แทนสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ ผู้แทนสำนักงานความร่วมมือพัฒนาเศรษฐกิจกับประเทศเพื่อนบ้าน (องค์การมหาชน) และ ผู้แทนธนาคารเพื่อการส่งออกและนำเข้าแห่งประเทศไทย ประชุมหารือเพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว อย่างเหมาะสม ตามข้อสั่งการของ นรม.
2. เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้แจ้งความประสงค์จะเสนอขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจำนวน 5 โครงการ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 4,200 เมกะวัตต์ โดย สปป. ลาว ได้กำหนดรายชื่อโครงการที่มีลำดับความสำคัญ 5 โครงการ ดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 (2) โครงการหลวงพระบาง (3) โครงการปากแบง (4) โครงการปากลาย และ (5) โครงการเซนาคาม อย่างไรก็ตาม เนื่องจากปริมาณไฟฟ้าของทั้ง 5 โครงการเกินกว่าข้อตกลงปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) ที่เหลืออยู่ สปป. ลาวจึงมีความประสงค์ขอให้ไทยขยายกรอบ MOU จากเดิมอีก 4,200 เมกะวัตต์ ให้ครอบคลุมปริมาณไฟฟ้าเพื่อรองรับ 5 โครงการดังกล่าว
3. เมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2564 รอง นรม. และ รมว.พน. ได้ประชุมหารือทวิภาคีร่วมกับนายดาววง พอนแก้ว รัฐมนตรีกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว โดยฝ่าย สปป. ลาว ได้ชี้แจงว่าปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวมของทั้ง 5 โครงการ เกินกว่ากรอบ MOU ระหว่างไทย-สปป. ลาว 9,000 เมกะวัตต์ที่ได้ลงนามไว้เมื่อปี 2559 ดังนั้น สปป. ลาว จึงมีความประสงค์จะขอขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เป็น 11,000 เมกะวัตต์ เพื่อให้สามารถรองรับการขายไฟฟ้าจากทั้ง 5 โครงการดังกล่าว และโครงการโรงไฟฟ้าอื่นๆ ในอนาคต ซึ่ง รอง นรม. และ รมว.พน. ได้มอบหมายให้ปลัดกระทรวงพลังงานตั้งคณะทำงานเพื่อหารือร่วมกับปลัดกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว พิจารณาถึงปริมาณที่เหมาะสมในการขยายกรอบ MOUและพิจารณาร่าง MOU (ฉบับใหม่) ทั้งนี้จะได้นำผลการหารือเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
4. รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป. ลาว ได้มีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้า ผ่านการดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าที่พัฒนาขึ้นใน สปป. ลาว และเชื่อมโยงผ่านระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยในปัจจุบันมีกรอบปริมาณความร่วมมือการซื้อขายไฟฟ้าจำนวน 9,000 เมกะวัตต์ และมีสถานภาพการซื้อขายไฟฟ้า ดังนี้ โครงการที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว 5,421 เมกะวัตต์ และโครงการที่ลงนาม PPA แล้วและอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 514 เมกะวัตต์ รวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน 5,935 เมกะวัตต์ และคงเหลือปริมาณไฟฟ้าที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ได้อีกประมาณ 3,065 เมกะวัตต์
5. นโยบายและหลักการพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อเป็นทางเลือกในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศไทย ในกรณีที่ไม่สามารถสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่มเติมในประเทศได้และช่วยแบ่งเบาภาระการจัดหาไฟฟ้าในประเทศได้ในระยะยาวภายใต้ราคารับซื้อไฟฟ้าคงที่ตลอดระยะเวลาที่ทำการตกลงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยราคารับซื้อไฟฟ้าจะต้องไม่สูงกว่าราคาที่ผลิตได้เองในประเทศอีกทั้งเป็นการเสริมสร้างความสัมพันธ์อันดีระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งจากการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทยของ กฟผ. พบว่าการกระจายการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศจะทำให้เกิดความเสี่ยงลดลง ส่งผลให้สัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศมีปริมาณมากกว่าการรับซื้อไฟฟ้าจากเพียงประเทศเดียว โดยได้กำหนดหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ดังนี้ (1) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ สัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด(2) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 2 ประเทศ สัดส่วนไม่เกินร้อยละ 25 ของกำลังผลิตทั้งหมด (3) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 3 ประเทศ สัดส่วนไม่เกินร้อยละ 33 ของกำลังผลิตทั้งหมด (4) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 4 ประเทศสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 38 ของกำลังผลิตทั้งหมด
6. เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้พิจารณาข้อเสนอการขายไฟฟ้าและสัดส่วนปริมาณรับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมกับ สปป. ลาว เพื่อนำไปประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU ตามที่ สปป. ลาว เสนอ โดยได้พิจารณาถึงเงื่อนไขตามการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทย ซึ่งกำหนดหากมีการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ 1 ประเทศ สัดส่วนปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่ควรเกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และได้มีมติรับทราบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจากกรอบ MOU เดิมในปริมาณ 1,137 เมกะวัตต์ ที่ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงระบบไฟฟ้าและสอดคล้องกับปริมาณข้อเสนอขายไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ทั้งนี้ เพื่อให้การเจรจาเป็นไปอย่างราบรื่น จึงควรกำหนดการขยายกรอบ MOUให้เป็นจำนวนเต็มที่ปริมาณ 10,200 เมกะวัตต์ และเห็นควรให้นำปริมาณดังกล่าว ไปใช้ประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU กับ สปป. ลาว ต่อไป
7. กระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (ฝ่ายไทย) (คณะทำงานฯ) โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้แทนหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย กรมสนธิสัญญาและกฎหมาย กระทรวงการต่างประเทศ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นคณะทำงาน และผู้อำนวยการกองการต่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นเลขานุการคณะทำงานฯ เพื่อหารือร่วมกับคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (ฝ่าย สปป. ลาว) ให้ได้ข้อสรุปในรายละเอียดการขยายกรอบ MOU โดยเมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2564 คณะทำงานฯ ได้เห็นชอบให้การตอบรับการขยายปริมาณการรับซื้อฟ้าภายใต้กรอบ MOU จากเดิม 9,000 เมกะวัตต์ เพิ่มอีก 1,137 เมกะวัตต์ รวมเป็น 10,137 เมกะวัตต์โดยปรับให้เป็นจำนวนเต็มประมาณ 10,200 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2564 ที่ประชุมหารือทวิภาคีระหว่างคณะทำงานฯ และคณะผู้แทนฝ่าย สปป.ลาว ได้เห็นชอบให้ระบุปริมาณรับซื้อไฟฟ้าใน MOU ฉบับใหม่เป็น 10,200 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2564 คณะทำงานฯ ได้มีมติยืนยันผลักดันแนวทางการส่งเสริมการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก รวมทั้งการปรับแก้ถ้อยคำเพื่อเป็นการเปิดโอกาสให้มีการพัฒนาความร่วมมือที่เกี่ยวกับกลไกการซื้อขายคาร์บอนระหว่างไทยและ สปป.ลาว ในอนาคตด้วยเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้แจ้งขอให้ฝ่ายไทยพิจารณาเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในร่าง MOU เพิ่มเติมจากที่ได้ประชุมหารือทวิภาคีเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2564 อีก 300 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับโครงการเซกอง 4A กำลังการผลิต 175 เมกะวัตต์และโครงการเซกอง 4B กำลังการผลิต 180 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้มีหนังสือขอให้พิจารณาเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในร่าง MOU จาก 10,200เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ หรือ 11,000 เมกะวัตต์ รวมทั้งรับทราบและเห็นด้วยกับหลักการการพิจารณาโครงการของฝ่ายไทย
8. เมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยให้นำข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการประสานฯ เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ประกอบการพิจารณาการขยายกรอบ MOU ดังนี้ (1) การพิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จะต้องพิจารณาผลกระทบต่อความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้าในการรับซื้อจาก 1 ประเทศ ซึ่งกำหนดสัดส่วนไม่ให้เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) การพิจารณาโครงการตามข้อเสนอของ สปป.ลาว ฝ่ายไทยจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการซึ่งโครงการจะต้องสอดคล้องและเป็นไปตามหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ รวมทั้งจะต้องคำนึงถึงผลกระทบด้านสังคม เขตแดน และสิ่งแวดล้อม (3) โครงการที่ สปป.ลาว เสนอมาส่วนใหญ่เป็นโครงการrun of river ที่ตั้งอยู่บนลำน้ำโขงสายประธาน หากเกิดปัญหาภัยแล้ง ลำน้ำโขงไม่มีน้ำ หรือประเทศจีนกักเก็บน้ำอาจส่งผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าของโครงการที่อยู่บนลำน้ำโขงทั้งหมด รวมทั้งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าประเทศไทยได้ จึงควรเสนอให้ สปป.ลาว มีแผนบริการจัดการน้ำในช่วงฤดูแล้งเพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ประเทศไทยได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ (4) ใน MOU มีถ้อยคำและบริบทที่ก่อให้เกิดพันธกรณีภายใต้ข้อบังคับของกฎหมายระหว่างประเทศ ดังนั้น MOU ดังกล่าวจึงถือเป็นสนธิสัญญาตามกฎหมายระหว่างประเทศและหนังสือสัญญาตามมาตรา 178 ของรัฐธรรมนูญไทย ที่จะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีก่อนลงนาม
9. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าการขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ เป็นปริมาณที่สามารถดำเนินการได้ เนื่องจากไม่เกินเกณฑ์ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ และการขยายกรอบ MOU เป็นการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานน้ำจาก สปป.ลาว สอดคล้องกับทิศทางด้านพลังงานโลกที่มุ่งเน้นพลังงานสะอาดลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ของประเทศเพื่อมุ่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนเศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ ทั้งนี้ โครงการที่ สปป. ลาว เสนอมาส่วนใหญ่เป็นโครงการ run of river ที่ตั้งอยู่บนลำน้ำโขงสายประธานหากเกิดปัญหาภัยแล้งลำน้ำโขงน้ำไม่เพียงพอ อาจส่งผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าของโครงการที่อยู่บนลำน้ำโขงทุกโครงการ รวมทั้งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นด้านพลังงานไฟฟ้าประเทศไทยได้ จึงควรเสนอให้สปป. ลาว มีแผนบริการจัดการน้ำในช่วงฤดูแล้งเพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ประเทศไทยได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรมอบหมายให้คณะทำงานฯ นำความเห็นดังกล่าวไปเจรจากับ สปป.ลาว เพื่อบรรจุไว้ใน MOU ต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด รวมทั้ง มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ดังนี้ โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตามแนวทางที่ กบง. และ กพช. กำหนด (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply และ Shipper ที่จัดหา LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และกลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) โดยให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลปริมาณและคุณภาพการให้บริการ และกำหนดหลักการสำหรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ (2) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น โดยไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (3) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการกำหนดและทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. เห็นชอบการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาตการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 4 ประเภท และการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติตามที่ กกพ. เสนอ ดังนี้ Wy = WH + S+ T โดยที่ Wy คือราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า โดย y คือ กลุ่มลูกค้า เช่น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) Natural Gas for Vehicle (NGV) Gas Separation Plant (GSP) และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น WH คือ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งคำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซฯ ที่ผู้รับใบอนุญาตจัดหาก๊าซและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย (มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู) ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ ปตท. เป็นผู้จัดหา (Gulf Gas ปตท.) ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และก๊าซธรรมชาติเหลวที่จัดหาโดย ปตท. (LNG ปตท.) ซึ่งรวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซของสถานี LNG แล้ว S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งกำหนดอัตราตามกลุ่มประเภทของลูกค้า ประกอบด้วย S1 ค่าใช้จ่ายในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ S2 ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซและการส่งก๊าซให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่างผู้ผลิตหรือผู้ค้าก๊าซ(LNG Supplier) กับ Shipper และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับผู้ใช้ก๊าซ รวมถึงค่าความเสี่ยงอื่นๆ T คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติประกอบด้วย อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge (Td) และอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge (Tc)
3. ข้อเสนอโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่ กกพ. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 และวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 ที่สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 มีดังนี้
3.1 โดยโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จำแนกเป็น 3 กลุ่ม ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ขายให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาเฉลี่ยก๊าซฯ อ่าวไทย (Gulf Gas) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และ ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (Zone 1) (2) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ปตท. ขายในกลุ่ม Old Supply ประกอบด้วย ราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยก (รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล) ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา ณ ชายแดน และก๊าซ LNG (รวมค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ) (Pool Gas) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 2-4) ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 5) (3) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ New Shipper ขายไฟฟ้าเข้าระบบใน Regulated Market ประกอบด้วย ราคา LNG ค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 3) โดยการกำกับราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติในแต่ละแหล่งอยู่ภายใต้การดูแลจากภาคนโยบายตามราคาสัมปทานของผู้ผลิตแต่ละแหล่งและการเปลี่ยนแปลงดัชนีอ้างอิงในตลาดโลก สำหรับการกำกับดูแลอัตราค่าบริการค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ เมื่อมีการนำเนื้อก๊าซฯ เข้ามาในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลตามมาตรา มาตรา 64และ 65 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานฯ เพื่อกำกับดูแลสำหรับผู้ใช้พลังงานขั้นสุดท้าย(End Users) ทั้งนี้ เห็นควรเสนอให้มีการทบทวนพื้นที่ (Zone) ในการคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซของผู้ซื้อก๊าซ โดยคำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติพื้นที่ 1 ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด ซึ่งนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) นำมาคำนวณรวมในอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ด้วย เนื่องจากก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยสามารถไหลได้ทุกทิศทางในโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล และเมื่อก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยแหล่งใดแหล่งหนึ่งหมดก็จะมีการนำก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยจากแหล่งอื่นๆ เข้ามาทดแทน ซึ่งเป็นไปตามแนวทางที่ กกพ. ได้นำเสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 โดยค่า Td และค่า Tc สำหรับพื้นที่ Zone 2-4 สำหรับกลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ รวมทั้ง หากมีการเปลี่ยนแปลงการแบ่งพื้นที่สำหรับการคิดอัตราค่าบริการฯ ในภายหลังให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด
3.2 โครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า (Wy) จำแนกตามกลุ่มลูกค้าได้ 3 กลุ่ม ดังนี้ (1) กลุ่มโรงแยกก๊าซ การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซ Wโรงแยกก๊าซ = Gulf Gas + [S1,โรงแยกก๊าซ + S2,โรงแยกก๊าซ] + [Tdzone 1 + Tczone 1] (2) กลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ ของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply (2.1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ./ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในพื้นที่ Zone 3 Wกฟผ/IPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,กฟผ/IPP + S2,กฟผ/IPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2.2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในพื้นที่ Zone 3 WSPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,SPP + S2,SPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2.3) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ที่ อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราชWขนอม = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ขนอม + S2,ขนอม] + [Tdzone 2 + Tczone 2] (2.4) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา Wจะนะ = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,จะนะ + S2,จะนะ]+ [Tdzone 4 + Tczone 4] (2.5) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่ อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่นWน้ำพอง = (WHตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน) + [S1,น้ำพอง + S2,น้ำพอง] + [Tdzone 5 + Tczone 5] (2.6) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ค้า NGV WNGV = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,NGV + S2,NGV] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2.7) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ Zone 3 Wผู้ค้าปลีก = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ผู้ค้าปลีก + S2,ผู้ค้าปลีก] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้ กำหนดเป็นราคาเฉลี่ยของค่าบริการที่ กกพ. กำหนดตามปริมาณ LNG ส่งเข้า Pool Gas ต่อปริมาณก๊าซธรรมชาติทั้งหมดที่รวมอยู่ใน Pool Gas และส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซ โดยค่า Td และค่า Tc สำหรับกลุ่มนี้ สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ (3) กลุ่มลูกค้าของ Shipper รายใหม่ สำหรับ New Supply ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ (3.1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ กฟผ./ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในพื้นที่ Zone 3 Wกฟผ/IPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,กฟผ/IPP,Shipper + S2,กฟผ/IPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (3.2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในพื้นที่ Zone 3 WSPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,SPP,Shipper + S2,SPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้ เป็นไปตามอัตราค่าบริการที่ กกพ. กำหนดโดยราคานำเข้า LNGShipper (LNG Benchmark) ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. และ กพช.ให้ความเห็นชอบ ภายใต้การกำกับดูแลโดย กกพ. ทั้งนี้ สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Shipper แล้ว มีความประสงค์จะใช้ Pool Gas ในบางช่วงเวลา ให้ กกพ. สามารถกำหนดราคา Premium จาก Pool Gas สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มดังกล่าว เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ
3.3 กรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน มีดังนี้ เห็นควรกำหนดให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่ โดยมีผลบังคับใช้ภายใน 1 ปีนับจากวันที่ กพช. มีมติ และในระหว่างการพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่ง (S) และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ (T) ตามโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่ เห็นควรกำหนดแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน ดังนี้ (1) กำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ (%Margin) คำนวณจากราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย(Pool Gas) ตามวิธีปัจจุบัน และให้ ปตท. Shipper เร่งทำความเข้าใจในการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติกับผู้ใช้ก๊าซฯ ให้รองรับการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติดังกล่าวแล้วเสร็จภายในกรอบระยะเวลาที่กำหนด (2) กำหนดอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ สำหรับ Shipper รายใหม่ เท่ากับ อัตราค่าผ่านท่อบนบก (Zone 3) ประกอบด้วย Td Zone 3 และ Tc Zone 3
3.4 ผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติจากการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 จากผลการคำนวณการประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติระหว่าง ราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ Pool Gas แบบเดิม กับ ราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ Pool Gas แบบใหม่ตามโครงสร้างราคาธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่กำหนดให้รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด (zone1) รวมถึงค่าผ่านท่อ TTM ในไว้ในราคา Pool Gas โดยเป็นค่าประมาณการที่อ้างอิงข้อมูลความต้องการใช้ก๊าซฯ (Demand) ข้อมูลปริมาณจัดหาก๊าซฯ (Supply) ราคาก๊าซธรรมชาติ เดือนมกราคม 2564 และประมาณการรายได้ของระบบท่อในทะเลของพื้นที่ Zone 2 ปัจจุบัน ไปอยู่ Zone 1 ตามสัดส่วนสินทรัพย์ของระบบท่อเส้นที่ 2 ที่อยู่ในทะเลในอัตราร้อยละ 66 โดยคิดจากอัตราผลตอบแทนเงินลงทุน (Allowed Revenue) ตามวิธีการเดิมที่ยังไม่รวมเงินลงทุนใหม่ จากนั้นนำราคาก๊าซธรรมชาติที่ได้มาเปรียบเทียบกันเพื่อหาผลกระทบที่เกิดขึ้นกับลูกค้าแต่ละรายโดยผลกระทบต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติต่อการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อคิดค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของ ปตท. ด้วยปริมาณที่ถูกต้อง คือ ปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทั้งหมด จากปัจจุบันซึ่งคำนวณจากปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยรวมก๊าซฯ พม่า และ LNG และนำค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด (รวม TTM) ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นประมาณ 3.2976 บาทต่อล้านบีทียู และทำให้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติจะเพิ่มขึ้นประมาณ 95 ล้านบาทต่อเดือน (2) เมื่อนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลทั้งหมดตามสัดส่วนปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณราคา Pool Gas จะส่งผลกระทบต่อราคาก๊าซธรรมชาติตามกลุ่มผู้ใช้ก๊าซฯ ดังนี้ ราคาก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP NGV และอุตสาหกรรมลดลงประมาณ 1.0682 บาทต่อล้านบีทียู ราคาก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าขนอม ลดลงประมาณ 1.8620 บาทต่อล้านบีทียู ราคาก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าจะนะเพิ่มขึ้นประมาณ 3.5292 บาทต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ จะส่งผลทำให้ค่าไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศลดลงประมาณ 56 ล้านบาทต่อเดือน หรือคิดเป็นค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ลดลงประมาณ 0.39 สตางค์ต่อหน่วย
4. เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2564 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาเรื่อง โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมีมติเห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 รวมทั้งกรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะการเงินของการไฟฟ้าด้วย ต่อมาเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 และ เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2564 กบง.ได้เห็นชอบให้มีการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็ก ดังนี้ (1) สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือนมีนาคม 2564 ใช้งบประมาณรวม 8,202 ล้านบาท ซึ่งครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ)รวม 23.70 ล้านราย โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาแหล่งงบประมาณจากนำเงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าซึ่งมีรายได้มากกว่าที่ควรได้รับปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ประมาณ 3,000 ล้านบาท สนับสนุนการดำเนินงาน และให้สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พิจารณาแนวทางการจัดสรรงบประมาณเพื่อสนับสนุนการดำเนินมาตรการในส่วนที่เหลือต่อไป ทั้งนี้ สศช. ได้นำเสนอ คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 รับทราบและเห็นชอบในหลักการมาตรการดังกล่าวเรียบร้อยแล้ว (2) สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ได้รับทราบมาตรการสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าของ กฟน. และ กฟภ. ตามหลักการที่ สศช. เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 โดยให้ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวภายใต้กรอบวงเงินรวมไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ตามขั้นตอนของพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหา เยียวยา และฟื้นฟูเศรษฐกิจและสังคมที่ได้รับผลกระทบจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 พ.ศ. 2563(พระราชกำหนดฯ) และเห็นชอบมาตรการช่วยเหลือสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพื่อให้ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสม และเป็นธรรม โดยให้ กฟผ. พิจารณาให้ส่วนลดกับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในวงเงินประมาณ 15.04 ล้านบาท และรับทราบมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าขั้นต่ำสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามจริง และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง
2. เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 คณะรัฐมนตรี ได้พิจารณามาตรการบรรเทาผลกระทบต่อประชาชน กลุ่มแรงงาน และผู้ประกอบการอันเนื่องมาจากข้อกำหนดตามความในมาตรา 9 แห่งพระราชกำหนดการบริหารราชการในสถานการณ์ฉุกเฉิน พ.ศ. 2548 ฉบับที่ 27 โดยมีมติเห็นชอบในหลักการตามที่ สศช. เสนอ เพื่อลดผลกระทบทางเศรษฐกิจและสังคมของประเทศ อันเนื่องมาจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 โดยมีมาตรการหนึ่งในการให้ความช่วยเหลือในระยะเร่งด่วน คือ มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน ได้แก่ไฟฟ้าและน้ำประปา เป็นระยะเวลา 2 เดือน คือมาตรการด้านไฟฟ้าเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 และเห็นควรให้หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟน. กฟภ. การประปานครหลวง และการประปาส่วนภูมิภาค ดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว โดยขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินมาตรการภายใต้กรอบวงเงินรวมไม่เกิน 12,000 ล้านบาท ตามขั้นตอนของพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหาเศรษฐกิจและสังคมจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 เพิ่มเติม พ.ศ. 2564 ต่อไป
3. การดำเนินมาตรการเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 และมติ กบง. วันที่ 11 มกราคม 2564 ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือที่อยู่ระหว่างตรวจสอบรายงาน พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวมประมาณ 20.78 ล้านราย คิดเป็นงบประมาณรวมทั้งสิ้นประมาณ 7,297.06 ล้านบาท ซึ่งต่ำกว่ากรอบงบประมาณตามแผนที่เสนอคณะรัฐมนตรี 8,202 ล้านบาท เป็นเงินประมาณ 904.94 ล้านบาท เนื่องจากจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือจริงต่ำกว่ากรอบงบประมาณที่คาดการณ์ไว้ ทั้งนี้ การดำเนินงานตามประกาศ กกพ. วันที่ 14 ธันวาคม 2563 ซึ่งได้ยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ให้จ่ายเงินตามค่าไฟฟ้าที่ใช้จริง สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 ตั้งแต่เดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 พบว่ามีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวม 5,280 ราย จำนวนเงินที่ได้รับการยกเว้น 138.22 ล้านบาทและการดำเนินมาตรการเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ที่อยู่ระหว่างรวบรวมรายงาน พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือในเดือนพฤษภาคม 2564 รวมประมาณ 19.95 ล้านราย คิดเป็นงบประมาณ 4,031.45 ล้านบาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างรวบรวมข้อมูลเดือนมิถุนายน 2564 เพื่อนำเสนอรายงานผลการดำเนินงานต่อไป ทั้งนี้ การดำเนินงานตามประกาศ กกพ. ซึ่งได้ยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด ให้จ่ายเงินตามค่าไฟฟ้าที่ใช้จริง สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวม 3,992 ราย จำนวนเงินที่ได้รับการยกเว้น 27.63 ล้านบาท
4. เมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 กกพ. ได้พิจารณาดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 ตลอดจน ข้อมูลประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าจากการระบาดของโรค COVID-19 ที่สำนักงาน กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้นำเสนอต่อกระทรวงพลังงานแล้วเห็นควรรายงาน กบง. เพื่อรับทราบและพิจารณา ดังนี้ (1) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) มาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กของ กฟน. และ กฟภ. ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ เป็นระยะเวลา 2 เดือน คือ เดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 คาดว่าจะใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 11,799.88 ล้านบาท และมาตรการยกเว้นค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 คาดว่าจะส่งผลต่อรายได้ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่ลดลงประมาณ 280.66 ล้านบาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 12,080.54 ล้านบาท มีแนวทางการดำเนินงาน เห็นควรให้ กฟน. และ กฟภ. ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามมติคณะรัฐมนตรีในวงเงินประมาณ 11,799.88 ล้านบาท และให้ กกพ. นำผลกระทบต่อรายได้ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่คาดว่าจะลดลงจากมาตรการยกเว้นค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) 6 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 ประมาณ 280.66 ล้านบาท ไปพิจารณาฐานะการเงินที่เกิดขึ้นจริงในปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ต่อไป โดย กกพ. จะกำกับดูแลให้ กฟน. และ กฟภ. ดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว (2) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่า เพื่อให้มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าจากการระบาดของโรค COVID – 19 ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 เป็นไปอย่างครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศให้ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกับมติคณะรัฐมนตรีวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 เช่นเดียวกับมาตรการการดำเนินงานในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือน มีนาคม 2564 และเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ตามมติคณะรัฐมนตรีที่ผ่านมา จึงได้จัดทำประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าจากการระบาดของโรค COVID-19 เพื่อให้ครอบคลุมลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพิ่มเติมเพื่อ ประกอบการพิจารณาของ กบง. โดยคาดว่าจะใช้วงเงินประมาณ 12.60 ล้านบาท มีแนวทางการดำเนินงาน: เห็นควรเสนอ กบง. พิจารณากำหนดมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม โดยให้ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ให้ส่วนลดค่าไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด (3) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 3 กิจการขนาดกลาง ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ ประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง ประเภทที่ 6 องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร และประเภทที่ 7 สูบน้ำเพื่อการเกษตร กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2564 ได้พิจารณาเห็นชอบมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามที่ใช้จริง เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 ในเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 เป็นระยะเวลา 6 เดือน เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันที่มีการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 ในระลอกเดือนกรกฎาคม 2564 ซึ่งภาครัฐได้มีข้อกำหนดให้ปิดสถานบริการบางประเภท และกำหนดระยะเวลาเปิด-ปิดสถานบริการบางประเภท เพื่อควบคุมการระบาดของโรคฯ ตามประกาศ ศบค. ตั้งแต่วันที่ 12 กรกฎาคม 2564เป็นต้นไป โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 68 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เรียบร้อยแล้ว จึงเห็นควรรายงาน กบง. รับทราบการดำเนินมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ดังกล่าว ซึ่งเมื่อวันที่25 ธันวาคม 2563 กพช. มอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรนำเสนอ กบง. เพื่อรับทราบและเห็นชอบนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน ตามมาตรา 64 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ตามข้อ 3.1 เพื่อดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในเดือนมกราคม ถึงเดือนพฤษภาคม 2564 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ
2. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564โดยให้ กฟน. และ กฟภ. ดำเนินการขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามมติคณะรัฐมนตรี ในวงเงินประมาณ 11,799.88 ล้านบาท ต่อไป
3. เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศ ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 โดยให้ กฟผ. พิจารณาให้ส่วนลดกับลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในวงเงินประมาณ 12.60 ล้านบาท
4. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ซึ่ง กกพ. ได้ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีในการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามจริง เป็นระยะเวลา 6 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
กบง.ครั้งที่ 6/2564 (ครั้งที่ 28) วันจันทร์ที่ 28 มิถุนายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2564 (ครั้งที่ 28)
วันจันทร์ที่ 28 มิถุนายน พ.ศ. 2564
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือนทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามกรอบที่ กบง. กำหนด และต่อมา กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม อีก 4 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2563 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 (2) เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 (3) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2563 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 และ (4) เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2564 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2564 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน กบน. เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ของ กบง. ต่อไป
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนมิถุนายน 2564 มีดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 472,973 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศคาดว่าลดลงเนื่องจากความต้องการใช้ในภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่งลดลง โดยปริมาณความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 499,065 ตัน การนำเข้าคาดว่าเป็นการนำเข้าเพื่อส่งออก อยู่ที่ประมาณ 18,500 ตัน และนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศ อยู่ที่ประมาณ 11,000 ตัน โดยคาดว่าการส่งออกจากโรงกลั่น อยู่ที่ประมาณ 19,548 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้า อยู่ที่ประมาณ 6,100 ตัน ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนมิถุนายน 2564 อยู่ที่ 527.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 42.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2564 ถึงวันที่ 11 มิถุนายน 2564 อยู่ที่ 551.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 54.89 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ทั้งนี้จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 15 มิถุนายน 2564 ถึงวันที่ 28 มิถุนายน 2564 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 47.1167 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และจากอัตราแลกเปลี่ยนที่แข็งค่าขึ้น 0.1919 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 1.1272 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 17.5527 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 18.6799 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 5.5639 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 6.6911 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2563 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 20 มิถุนายน 2564 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีฐานะกองทุนสุทธิ 18,373 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 31,747 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 13,374 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 960 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,863 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 903 ล้านบาทต่อเดือน
4. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 61 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 488 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 549 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ เนื่องจากการฟื้นตัวของความต้องการใช้น้ำมันในสหรัฐฯ และยุโรป อีกทั้งยอดผู้ติดเชื้อโควิด-19 รายใหม่ลดลงอย่างมาก ทำให้ประชาชนเริ่มกลับมาดำเนินกิจกรรมต่างๆ รวมถึงการเดินทางท่องเที่ยวหลังการผ่อนคลายมาตรการจำกัดการเดินทางเนื่องจากการแพร่ระบาดของโรคโควิด-19 ในปีที่ผ่านมา ประกอบกับความกังวลเรื่องความต้องการโพรเพนเพิ่มขึ้นในภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมีที่อาจทำให้การผลิตของซาอุดิอาระเบียตึงตัว นอกจากนี้ ในเดือนมิถุนายน เริ่มเข้าสู่ฤดูร้อนของประเทศจีน ซึ่งจะมีการขับขี่ในช่วงเดือนกันยายนถึงเดือนตุลาคมเพิ่มขึ้น ทำให้มีความต้องการใช้บิวเทนซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิต MTBE (Methyl Tertiary Butyl Ether) สำหรับแก๊สโซลีนมากขึ้น
5. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางทบทวนการกำหนดราคา LPG เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก LPG บรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และเพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง ปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม แนวทางที่ 2 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มหรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ ปัจจุบันรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด-19 ซึ่งส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ประกอบกับสถานการณ์ราคา LPG ตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 ตามแนวทางที่ 2 เพื่อช่วยบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชน หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG หรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ การคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ดังกล่าว ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG ซึ่งปัจจุบันมีรายจ่ายประมาณ 903 ล้านบาทต่อเดือน คาดว่าจะสามารถรองรับการชดเชยราคา LPG ได้อีกประมาณ 1.8 เดือน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 ภายใต้กรอบวงเงินที่ กบน. กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัมและขยายระยะเวลาคงราคาขายส่งออกไปอีก 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ของ กบง. ต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานกระทรวงพาณิชย์ โดยกรมการค้าภายใน กระทรวงการคลัง โดยกรมศุลกากร และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอื่นในการดำเนินการป้องกันการลักลอบจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อภาระของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ถ้าพบข้อสังเกต ให้ดำเนินการตามกฎหมายได้ทันที โดยไม่ต้องรอรายงานคณะกรรมการ กบง. เพื่อการแก้ไขปัญหาได้อย่างมีประสิทธิภาพ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป 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 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)เป็นผู้กำกับดูแล และมอบหมาย กบง. เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2564 ชธ.และ ปตท. ได้นำเสนอปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 - 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เพื่อทราบ
2. การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 – 2566 ประกอบด้วย 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 พิจารณาจากกรณี Business As Usual (BAU) ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) คาดการณ์โดย ปตท. ซึ่งในส่วนของภาคการผลิตไฟฟ้าอ้างอิงตามแผนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า (Operation Plan) ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่มีการปรับปรุงข้อมูลล่าสุด ฉบับเดือนมีนาคม 2564 สำหรับคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติปี 2564 - 2565 และฉบับเดือนพฤศจิกายน 2563 สำหรับคาดการณ์ปี 2566 ทั้งนี้ สรุปปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 4,460 4,418 และ 4,514 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ ส่วนที่ 2 ปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 พิจารณาจากกรณี BAU ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน จากแหล่งก๊าซในประเทศทั้งแหล่งในอ่าวไทยและแหล่งบนบก การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศเมียนมา และการนำเข้า LNG ตามสัญญาระยะยาวจำนวน 4 สัญญา สรุปปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 4,271 4,163 และ 4,069 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ และส่วนที่ 3 ความสามารถในการนำเข้า LNG พิจารณาจากข้อมูลคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและการจัดหาก๊าซธรรมชาติกรณี BAU ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) พบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 1.28 1.74 และ 3.02 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ ในเดือนมกราคม ถึงเดือนกรกฎาคม 2564 ปตท. ได้นำเข้า Spot LNG แล้วจำนวน 10 ลำเรือ คิดเป็น 0.80 ล้านตัน จึงทำให้มีปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG คงเหลืออยู่ที่ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตัน ตามลำดับ
3. กระทรวงพลังงานได้เปิดประมูลให้มีการผลิตก๊าซธรรมชาติแหล่งเอราวัณ ซึ่งสัมปทานจะสิ้นสุดในวันที่ 23 เมษายน 2565 และเมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2562 ได้ให้สัญญาแบ่งปันผลิตแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 แก่บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด และบริษัท เอ็มพี จี2 (ประเทศไทย) จำกัด โดยกำหนดให้มีอัตราการผลิตที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นระยะเวลา 10 ปี ซึ่งปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาเพื่อทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ ปตท. อย่างไรก็ดี จากสถานการณ์การดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน (Transition Period) ผู้รับสัญญาคาดการณ์ว่าการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแปลงดังกล่าวในช่วงต้นของสัญญามีความเสี่ยงที่อาจเกิดความไม่ต่อเนื่องซึ่งอาจไม่สามารถรักษาอัตราการผลิตที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นเวลาประมาณ 18 - 24 เดือน โดยจากการหารือร่วมกันระหว่าง ชธ. ปตท. และผู้รับสัญญาแปลง G1/61 เพื่อบริหารความเสี่ยงในกรณีที่อาจมีความไม่ต่อเนื่องในการผลิตก๊าซ ได้พิจารณาแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยคาดว่าอาจจำเป็นต้องนำเข้า LNG เพิ่มเติมจากกรณี BAU เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซของประเทศในช่วงปี 2565 – 2566 เป็น 2 กรณี คือ กรณีความไม่ต่อเนื่องมีระยะเวลา 18 เดือน (Delay Case) คาดว่าอาจต้องนำเข้า LNG เพิ่มเติมที่ 0.95 และ 0.54 ล้านตัน ตามลำดับ และกรณีความไม่ต่อเนื่อง มีระยะเวลา 24 เดือน (Worst Case) ต้องนำเข้าเพิ่มเติมที่ 1.38 และ 0.50 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ ความเสี่ยงที่อาจเกิดความไม่ต่อเนื่องในการผลิตก๊าซจากแปลงสำรวจหมายเลข G1/61 นั้น เป็นผลกระทบระยะสั้นในช่วงเริ่มต้นของสัญญาแบ่งปันผลผลิต ประกอบกับยังมีความไม่แน่นอนสูงทั้งด้านปริมาณการจัดหาก๊าซและระยะเวลา ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ ปตท. ซึ่งเป็นผู้ซื้อและอยู่ระหว่างการเจรจาเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ เป็นผู้บริหารสถานการณ์การจัดหาก๊าซในส่วนของปริมาณ LNG ที่อาจจำเป็นต้องนำเข้าเพิ่มเติมในช่วงปี 2565 - 2566
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 - 2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาทบทวน
2. รับทราบการมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้บริหารสถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติในกรณีเกิดความไม่ต่อเนื่องของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติของแปลง G1/61 ซึ่งมีความไม่แน่นอนสูง
3. รับทราบการมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้ดำเนินการจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 คือ Regulated Market และ Partially Regulated Market สำหรับ New Demand และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าของ Shipper รวมทั้งกำกับดูแลต่อไป
กบง.ครั้งที่ 5/2564 (ครั้งที่ 27) วันศุกร์ที่ 14 พฤษภาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2564 (ครั้งที่ 27)
วันศุกร์ที่ 14 พฤษภาคม พ.ศ. 2564
3. แนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศ
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2563 วันที่ 7 เมษายน 2563 และวันที่ 21 เมษายน 2563 คณะรัฐมนตรี มีมติรับทราบและเห็นชอบมาตรการช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) ในด้านไฟฟ้า โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว และได้พิจารณาให้การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าตามขอบเขตอำนาจหน้าที่แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยเพิ่มเติมมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 3 กิจการขนาดกลาง ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ ประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง ประเภทที่ 6 องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร และประเภทที่ 7 สูบน้ำ เพื่อการเกษตร ซึ่งมีภาระที่เกิดขึ้นจากการดำเนินงานในช่วงเดือนมีนาคม ถึงเดือนตุลาคม 2563 รวมจำนวน 26,269.93 ล้านบาท โดยนำเงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าปี 2557-2563 เป็นแหล่งงบประมาณในการดำเนินงาน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 กกพ. ได้รายงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) แล้ว ต่อมาเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป โดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะการเงินของการไฟฟ้าด้วย
2. เมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 คณะรัฐมนตรี ได้รับทราบและเห็นชอบในหลักการมาตรการบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนและผู้ประกอบการธุรกิจในระยะเร่งด่วน ช่วงเดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 จากการแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกใหม่ ตามที่สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เสนอ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการต่อไปให้ถูกต้องตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด ประกอบกับ มติ กบง. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 ได้เห็นชอบมาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็ก ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ลูกค้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) รวม 3 มาตรการ เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือนมีนาคม 2564 โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 8,202 ล้านบาท สรุปมาตรการได้ ดังนี้ (1) ค่าไฟฟ้าฟรี 90 หน่วยแรกทุกราย สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน (2) ส่วนลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน โดยให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม ซึ่งมีแนวทางการคิดค่าไฟฟ้า ดังนี้ กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนน้อยกว่าหรือเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้คิดค่าไฟฟ้าตามหน่วยการใช้ไฟฟ้าจริงประจำเดือนนั้นๆ และกรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนไม่เกิน 500 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 500 หน่วย แต่ไม่เกิน 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 50 และหากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 70 (3) ค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกทุกรายสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาแหล่งงบประมาณจากนำเงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าซึ่งมีรายได้มากกว่าที่ควรได้รับในปี 2563 ประมาณ 3,000 ล้านบาท สนับสนุนการดำเนินงานและให้ สศช. พิจารณาแนวทางการจัดสรรงบประมาณเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานมาตรการในส่วนที่เหลือต่อไป นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2563 กกพ. ได้ออกประกาศเพื่อยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 ตั้งแต่เดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 ร่วมด้วย
3. การดำเนินมาตรการเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 และมติ กบง. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 (ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ที่อยู่ระหว่างติดตามรายงาน) พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวมประมาณ 20.78 ล้านราย คิดเป็นงบประมาณรวมทั้งสิ้นประมาณ 7,297.06 ล้านบาท ซึ่งต่ำกว่ากรอบงบประมาณตามแผนที่เสนอคณะรัฐมนตรี ประมาณ 904.94 ล้านบาท เนื่องจากจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือจริงต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ นอกจากนี้การดำเนินงานตามประกาศ กกพ. เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2563 ซึ่งได้ยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุดสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 ตั้งแต่เดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือ 5,280 ราย จำนวนเงินที่ได้รับยกเว้น 138.22 ล้านบาท การช่วยเหลือค่าไฟฟ้าต่อผู้ใช้ไฟฟ้า 8,725.89 บาทต่อรายต่อเดือน
4. เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบในหลักการตามที่ สศช. นำเสนอ เรื่อง มาตรการบรรเทาผลกระทบของประชาชนและผู้ประกอบการธุรกิจจากการแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 และเห็นควรให้ กฟน. กฟภ. การประปานครหลวง และการประปาส่วนภูมิภาค ดำเนินการตามมาตรการบรรเทาภาระค่าใช้จ่ายด้านสาธารณูปโภคพื้นฐาน (ไฟฟ้าและน้ำประปา) โดยให้ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวภายใต้กรอบวงเงินรวมไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ตามขั้นตอนของพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหา เยียวยา และฟื้นฟูเศรษฐกิจและสังคม ที่ได้รับผลกระทบจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 พ.ศ. 2563 (พระราชกำหนดฯ) โดยมีมาตรการด้านไฟฟ้า ที่ให้สิทธิค่าไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ดังนี้ (1) ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน ให้สิทธิใช้ไฟฟ้าฟรี 90 หน่วยแรก (2) ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน ให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยใช้แนวทางการคิดค่าไฟฟ้าเดียวกับมติ กบง. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 โดยใช้ฐานการคำนวณการใช้ส่วนลดเป็นเดือนเมษายน 2564 (3) ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ให้สิทธิใช้ไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรก
5. กกพ. ได้พิจารณาสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 และมาตรการด้านไฟฟ้าตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 ประกอบการพิจารณาแนวทางการช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ดังกล่าว นำเสนอ กบง. ดังนี้(1) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 จากข้อมูลประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ารอบเดือนกุมภาพันธ์ถึงเดือนมีนาคม 2564 ที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเสนอต่อ สศช. พิจารณา โดยปรับปรุงข้อมูลเดือนฐานในการคำนวณการให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 150 หน่วยต่อเดือนจากเดิมเดือนธันวาคม 2563 เป็นเดือนเมษายน 2564 ทำให้มีประมาณการงบประมาณดำเนินการในเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 เป็นเงินรวมประมาณ 8,755 ล้านบาท จึงเห็นควรเสนอ กบง. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบ สำหรับบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ของผู้ใช้ไฟฟ้า กฟน. และ กฟภ. เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 โดยมีวงเงินรวมประมาณ 8,755 ล้านบาท และมอบหมายให้ กฟน. และ กฟภ. ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการตามมติคณะรัฐมนตรี โดย กกพ. จะกำกับดูแลให้ กฟน. และ กฟภ. ดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวต่อไป (2) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ กกพ. ได้จัดทำประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าให้ครอบคลุมลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพิ่มเติมประกอบการพิจารณาของ กบง. เพื่อให้มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าในระลอกเดือนเมษายน 2564 ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศ ให้ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกับมติคณะรัฐมนตรีวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 ได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม เช่นเดียวกับมาตรการในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือนมีนาคม 2564 ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 ที่ผ่านมา จึงเห็นควรเสนอ กบง. พิจารณากำหนดมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบ สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ โดยให้พิจารณาให้ส่วนลดค่าไฟฟ้ากับลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ในวงเงินประมาณ 15.04 ล้านบาท ทั้งนี้ ส่วนลดดังกล่าวจะทำให้เงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าซึ่งมีรายได้มากกว่าที่ควรได้รับในปี 2564 มีจำนวนลดลง (3) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 เมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2564 กกพ. ได้เห็นชอบมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุด โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามที่ใช้จริง เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 ในเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันซึ่งภาครัฐได้มีข้อกำหนดให้ปิดสถานบริการบางประเภท และกำหนดระยะเวลาเปิด-ปิดสถานบริการบางประเภท เพื่อควบคุมการระบาดของโรค COVID-19 ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2564 เป็นต้นไป โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 68 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ดังนั้น จึงเห็นควรรายงาน กบง. รับทราบการดำเนินมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุดดังกล่าว และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.). และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ในวงเงินประมาณ 8,755 ล้านบาท โดยให้ กฟน. และ กฟภ. ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวตามมติคณะรัฐมนตรีต่อไป
2. เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศ ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 โดยให้ กฟผ. พิจารณาให้ส่วนลดกับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในวงเงินประมาณ 15.04 ล้านบาท
3. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 3 กิจการขนาดกลาง ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ ประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง ประเภทที่ 6 องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร และประเภทที่ 7 สูบน้ำเพื่อการเกษตร โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามจริง เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว ซึ่งตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 จนถึงปัจจุบันกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 72 ฉบับ (72 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards : HEPS) นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards : MEPS) นำมาจัดทำเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ประกาศบังคับใช้ต่อไป
2. ปัจจุบันคณะรัฐมนตรีเห็นชอบและได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 38 ฉบับ(38 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งการออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือออกกฎกระทรวงกำหนดวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะเป็นมาตรฐานอ้างอิงสำหรับผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ของตนเอง ซึ่งหากเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานเป็นไปตามกฎกระทรวงดังกล่าวจะมีสิทธิได้รับการส่งเสริมโดยใช้มาตรการการติดฉลาก กฎกระทรวงดังกล่าวจะนำมาใช้เป็นเกณฑ์มาตรฐานในการดำเนินการติดฉลากประหยัดพลังงานประสิทธิภาพสูง ซึ่งดำเนินการโดย พพ. ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ และฉลากประหยัดไฟฟ้า เบอร์ 5 ซึ่งดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ ทั้งนี้ พพ. ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจความร่วมมือด้านมาตรฐานกับ สมอ. โดยมีขอบข่ายความร่วมมือด้านการกำหนดรับรองมาตรฐาน และการมาตรฐานระหว่างประเทศ รวมทั้งการส่งเสริมเผยแพร่ระบบมาตรฐาน โดยด้านการกำหนดมาตรฐาน กำหนดให้ พพ. ดำเนินการจัดทำร่าง มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน หรือร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ แล้วนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนดให้ต้องเป็นไปตามมาตรฐาน ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. แล้ว จำนวน 54 ฉบับ โดย สมอ. ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 23 ฉบับ ในจำนวนนี้เป็นมาตรฐานบังคับ 4 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 19 ฉบับ ซึ่งการดำเนินการดังกล่าวส่งผลให้มีการใช้เครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูงมากขึ้นและเป็นการกีดกันการใช้เครื่องจักรวัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานต่ำ ทำให้มีศักยภาพการประหยัดพลังงานของประเทศมากขึ้นจากการดำเนินภารกิจดังกล่าว รวมทั้งสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน เพื่อให้ประเทศมีพลังงานใช้อย่างยั่งยืน
3. พพ. ได้ดำเนินการจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (ร่างกฎกระทรวงฯ) และร่าง มอก. โดยว่าจ้างที่ปรึกษา ให้ดำเนินการสำรวจข้อมูลในด้านต่างๆ เช่น จำนวน รุ่น ปริมาณการใช้พลังงาน เป็นต้น เพื่อกำหนดกลุ่มและจำนวนตัวอย่างที่ต้องสุ่มทดสอบ รวมถึงแนวทางการหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน วิธีมาตรฐานการทดสอบ และอื่นๆที่เกี่ยวข้อง แล้วจึงทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ประมวลผลการทดสอบตามหลักสถิติ โดยกำหนดให้ผลิตภัณฑ์ที่สุ่มฯ ผ่านเกณฑ์ HEPS ร้อยละ 20 และกำหนดให้ตกเกณฑ์ MEPS ร้อยละ 3 โดยประมาณ ทั้งนี้แต่ละผลิตภัณฑ์มีการปรับให้เหมาะสมโดยคำนึงปัจจัยอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น จำนวนยี่ห้อที่ผ่านเกณฑ์ เป็นต้น ซึ่งการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ความชำนาญในแขนงต่างๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการจัดทำร่างฯ และการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียตลอดกระบวนการ ตามขั้นตอนดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน (4) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) (5) กพช. (6) คณะรัฐมนตรี (7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนาม (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.)ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านขั้นตอนที่ 2 คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป
4. ร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ มีการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง ดังนี้ (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดปั๊มความร้อนแบบดึงความร้อนจากอากาศถ่ายเทให้แก่น้ำที่มีประสิทธิภาพสูงพ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของปั๊มความร้อน ให้กำหนดตามขนาดกำลังความร้อนของปั๊มความร้อนที่ผู้ผลิตระบุ โดยขนาดกำลังความร้อน 4 – 36 กิโลวัตต์ความร้อน ให้กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน 3.0 – 4.0 (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดฟิล์มติดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของฟิล์มติดกระจก ให้กำหนดตั้งแต่ 0.45 ถึง 0.30 (3) ร่างกฎกระทรวงกำหนดฉนวนอุตสาหกรรมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของฉนวนอุตสาหกรรม ให้กำหนดตามชนิดความหนาแน่นและความหนาของฉนวนอุตสาหกรรมที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ ชนิดที่ 1 ฉนวนใยแก้ว ความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 48 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 25 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.57 – 0.74 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ความหนาแน่นน้อยกว่าหรือเท่ากับ 24 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.91 – 1.25 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ความหนาแน่น 32 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.01 – 1.25 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 48 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร และความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.19 – 1.59 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ชนิดที่ 2 ฉนวนใยหิน ความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 80 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 25 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.58 – 0.81 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ และความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 80 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.12 – 1.41 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ (4) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตารังสีอินฟราเรดที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของเตารังสีอินฟราเรดให้กำหนดตั้งแต่ร้อยละ 55 ถึงร้อยละ 74 และ(5) ร่างกฎกระทรวงกำหนดพัดลมอุตสาหกรรมที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของพัดลมอุตสาหกรรม ให้กำหนดตั้งแต่ FEG67 ถึง FEG90
เรื่องที่ 3 แนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) ในหลายพื้นที่ทั่วโลก ส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจของประเทศไทยและหลายประเทศ ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศลดลงเมื่อเปรียบเทียบกับค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ส่งผลให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve margin) ของประเทศสูงขึ้น โดยเมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติรับทราบแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศจากผลกระทบการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 และได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานภายใต้คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อพิจารณาจัดทำรายละเอียดแนวทางการบริหารจัดการลดระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ และเมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2563 ปลัดกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธานอนุกรรมการฯ ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ (คณะทำงานฯ) เพื่อให้การดำเนินงานของแผนการจัดหาไฟฟ้าของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม สอดคล้องกับสภาวะเศรษฐกิจของประเทศและสถานการณ์การเปลี่ยนแปลงที่เกิดขึ้น ซึ่งคณะทำงานฯ ได้มีการประชุมเพื่อรวบรวมข้อมูลและพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองทั้งสิ้น 5 ครั้ง รวมทั้งหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น สำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (สกพอ.) สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) รวมถึงการประชุมหารือร่วมกับผู้บริหารกระทรวงพลังงาน (พน.) จึงได้ข้อเสนอแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ
2. คณะทำงานฯ ได้จัดทำร่างรายงานแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ เพื่อนำเสนอคณะอนุกรรมการฯ โดยสถานการณ์ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศไทยในปัจจุบัน ตามแผน PDP2018 Rev.1 ได้ประมาณการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ณ ปี 2562 และปี 2563 ไว้ที่ประมาณร้อยละ 35.5 และร้อยละ 30.8 ตามลำดับ ซึ่งคณะทำงานฯ พบว่า การใช้ไฟฟ้าที่ลดลงจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID-19 ส่งผลให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในปี 2563 สูงกว่าที่ประมาณการตามแผน PDP2018 Rev.1 ประมาณร้อยละ 10 และจากข้อมูลสถิติการใช้ไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้า สรุปได้ว่า ช่วงกลางปีที่มีการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 การใช้ไฟฟ้าลดลงอย่างมีนัยสำคัญ โดยการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่มีการประกาศมาตรการห้ามบุคคลออกนอกเคหะสถานในช่วงเวลาที่กำหนด (เคอร์ฟิว) ในประเทศ ระหว่างเดือนเมษายน ถึงเดือนมิถุนายน 2563 มีปริมาณการใช้ไฟฟ้ารายเดือนปี 2563 ลดลงต่ำกว่าช่วงเวลาเดียวกันของปี 2562 แต่ภายหลังจากการยกเลิกประกาศเคอร์ฟิว ช่วงระหว่างเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2563 ปริมาณการใช้ไฟฟ้ากลับไปอยู่ใกล้เคียงกับช่วงเวลาเดียวกันของปี 2562 โดยในเดือนกันยายน และเดือนธันวาคมของปี 2563 มีปริมาณการใช้ไฟฟ้าสูงกว่าช่วงเวลาเดียวกันของปี 2562 ซึ่งแม้จะเป็นช่วงที่มีอุณหภูมิลดลงแต่การใช้ไฟฟ้ากลับไม่ลดลง เห็นได้ว่าผลกระทบต่อการใช้ไฟฟ้าที่ลดลงจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID-19 มีผลต่อระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่สูงกว่าปกติประมาณร้อยละ 10 อย่างไรก็ดี จากแนวโน้มการใช้ไฟฟ้าที่จะฟื้นตัวเข้าสู่ภาวะปกติ คาดว่าจะส่งผลให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองกลับมาอยู่ที่ประมาณร้อยละ 30 ตามประมาณการเดิม ดังนั้น คณะทำงานฯ ได้จัดทำประมาณการความต้องการไฟฟ้าหลังจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID-19 ในช่วงปี 2564 – 2573 ประกอบด้วย การประมาณการความต้องการไฟฟ้าในกรณีปกติ (BAU) และการประมาณการความต้องการไฟฟ้าจากโครงการ มาตรการ หรือกิจกรรมใหม่ (New Demand) ที่ยังไม่ได้ระบุไว้ในแผน PDP ได้แก่ โครงการรถไฟฟ้าความเร็วสูง ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) เขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) อุตสาหกรรมปิโตรเลียมระยะที่ 4 ในพื้นที่ Southern Economic Corridor (SEC) และการพัฒนาระบบ 5G ของประเทศไทย พบว่าความต้องการไฟฟ้าจาก Demand ใหม่จะสูงไปกว่าที่คาดการณ์ในแผน PDP2018 Rev.1 โดยเฉพาะหลังปี 2572ความต้องการไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ ดังนั้น กระทรวงพลังงานจะต้องเริ่มเตรียมการจัดหาไฟฟ้าเพิ่มเติมในทุกรูปแบบ ทั้งนี้ หากไม่มีการจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มเติมในช่วงเวลาดังกล่าวอาจส่งผลให้ประเทศมีไฟฟ้าไม่เพียงพอต่อความต้องการ รวมทั้งกระทบต่อความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ
3. ข้อเสนอแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ สรุปได้ดังนี้
3.1 การบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในระยะสั้น มีการพิจารณา 2 ทางเลือก คือ ทางเลือกที่ 1 แยกโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่ไม่ได้เดินเครื่องออกจากระบบโดยจากการศึกษา Dispatching Factor ตามแผนการผลิตไฟฟ้ารายปี 2564 – 2568 ฉบับเดือนพฤศจิกายน 2563 ของ กฟผ. พบว่ามีโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่ไม่ได้เดินเครื่องปี 2564 - 2568 จำนวน 2 โรง เนื่องจากเป็นโรงไฟฟ้าเก่า มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงและกำลังจะถูกปลดประจำการ ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าบางปะกง เครื่องที่ 3 กำลังการผลิต 576 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าบางปะกง เครื่องที่ 4 กำลังการผลิต 576 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้น 1,152 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีโรงไฟฟ้าเก่าที่มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงและอยู่ในสภาพ Standby อีกหลายโรง เช่น โรงไฟฟ้าพระนครใต้ หมดอายุปี 2565 โรงไฟฟ้าวังน้อย หมดอายุปี 2566 และโรงไฟฟ้าน้ำพอง หมดอายุปี 2568 เป็นต้น และทางเลือกที่ 2 การบอกเลิกสัญญา (Terminate PPA) โรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ และปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น (Buy Out) สำหรับโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP Firm - Cogen) ที่จะหมดสัญญา (เดิม) โดยจากการศึกษา Dispatching Factor ตามแผนการผลิตไฟฟ้ารายปี 2564 – 2568 ฉบับเดือนพฤศจิกายน 2563 ของ กฟผ. พบว่ามีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่ไม่ได้เดินเครื่องปี 2564 - 2570 จำนวน 3 กลุ่มบริษัท ประกอบด้วย กลุ่มบริษัท RATCH กลุ่มบริษัท GLOW และกลุ่มบริษัท GPSC กำลังการผลิตรวม 3,534 เมกะวัตต์ ซึ่งหากบอกเลิกสัญญาในปี 2565 จะมีค่าใช้จ่ายทั้งสิ้นประมาณ 17,899 ล้านบาท คิดเป็นส่วนต่างจากกรณีจ่ายตามสัญญาปกติลดลง 11,656 ล้านบาท กระทบต่อค่า Ft ลดลง 0.81 สตางค์ต่อหน่วยโรงไฟฟ้า SPP Firm – Cogen ที่จะหมดสัญญาเดิมในปี 2565 - 2569 จำนวน 13 โครงการ กำลังการผลิตรวม 1,001 เมกะวัตต์ ซึ่งหากปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้นในปี 2565 จะมีค่าใช้จ่ายทั้งสิ้นประมาณ 36,669 ล้านบาท คิดเป็นส่วนต่างจากกรณีจ่ายตามสัญญาปกติลดลง 3,431 ล้านบาท กระทบต่อค่า Ft ลดลง 0.38 สตางค์ต่อหน่วย ทั้งนี้ คณะทำงานฯ ได้พิจารณาอย่างรอบคอบและมีความเห็นว่า เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดและไม่เป็นภาระค่าไฟฟ้าต่อภาคประชาชนควรดำเนินการตามทางเลือกที่ 1 โดยเห็นว่าโรงไฟฟ้า กฟผ. ดังกล่าวยังคงมีความสำคัญต่อระบบไฟฟ้าในการรักษาความมั่นคงระบบและรองรับกรณีเกิดสถานการณ์ฉุกเฉิน แต่ไม่ควรถูกนำมาคิดในระบบ ในขณะที่ทางเลือกที่ 2 การบอกเลิกสัญญา และปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น จะมีค่าใช้จ่ายสูงถึงประมาณ 54,568 ล้านบาท จึงเสนอให้ สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และ กฟผ. ร่วมกันพิจารณาทบทวนสมมติฐานการประเมินกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และการกำหนดค่ากำลังผลิตพึ่งได้ (Dependable Capacity) ของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีไว้เพื่อรักษาความมั่นคงของระบบซึ่งไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าหรือไม่ได้ผลิตไฟฟ้าตลอดเวลา อาจพิจารณากำหนดค่า Dependable Capacity ที่แตกต่างออกไปจากโรงไฟฟ้าที่เดินเครื่องสม่ำเสมอหรือยังผลิตไฟฟ้าตลอดเวลา ทั้งนี้ จากผลดำเนินการตามทางเลือกที่ 1 จะส่งผลให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ในปี 2569 ลดลงเหลือประมาณร้อยละ 20 และตั้งแต่ปี 2571 เป็นต้นไปกำลังผลิตไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ (Reliable Capacity) จะเริ่มลดลงต่ำกว่าค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) ที่เพิ่มสูงขึ้น จึงจำเป็นที่จะต้องมีการจัดหาไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อรองรับความต้องการที่คาดว่าจะสูงขึ้นต่อไป
3.2 การบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในระยะยาว มีข้อเสนอดังนี้ (1) ทบทวนเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) ที่เหมาะสม ทั้งในภาพรวมประเทศและแยกตามรายพื้นที่ โดยให้ สนพ. และ กฟผ. ร่วมกันพิจารณาทบทวนเกณฑ์ดังกล่าวที่เหมาะสม เนื่องจากแต่ละพื้นที่มีความต้องการระดับความมั่นคงระบบไฟฟ้าที่แตกต่างกัน โดยนำผลการศึกษาปรับปรุงเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสำหรับแผน PDP ที่ สนพ. เคยว่าจ้างสถาบันวิจัยพลังงานจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัยเมื่อปี 2561 มาพิจารณาประกอบการจัดทำแผน PDP ซึ่งผลการศึกษาดังกล่าวได้เปรียบเทียบเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และ LOLE ของต่างประเทศ พบว่าในสาธารณรัฐเกาหลี (เกาหลีใต้) กำหนด LOLE ในระดับไม่เกิน 0.3 วันต่อปี (ประมาณ 7 ชั่วโมงต่อปี) และในหลายรัฐของสหรัฐอเมริกา กำหนด LOLE ในระดับไม่เกิน 0.1 วันต่อปี (ประมาณ 2.4 ชั่วโมงต่อปี) และได้เสนอแนะเกณฑ์ LOLE ที่เหมาะสมสำหรับประเทศไทยภายใต้สถานการณ์การผลิตและการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่มีการศึกษาในระดับไม่เกิน 0.7 วันต่อปี (ประมาณ 17 ชั่วโมงต่อปี) โดยเมื่อแปลงเป็นค่ากำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง พบว่าไม่ควรต่ำกว่าร้อยละ 32.36 อย่างไรก็ตาม จะต้องมีการนำผลการศึกษาดังกล่าวมาพิจารณาทบทวนให้สอดคล้องกับสถานการณ์การผลิตและการใช้ไฟฟ้าทั้งในปัจจุบัน และแนวโน้มในอนาคต เพื่อให้ได้เกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และ LOLE ที่เหมาะสมกับประเทศ และ กระทรวงพลังงานควรสื่อสาร สร้างการรับรู้ สร้างความเข้าใจแก่ประชาชนและผู้มีส่วนได้ส่วนเสียเกี่ยวกับระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศที่ถูกต้อง (2) ออกแบบสัญญาในการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนให้เหมาะสมกับลักษณะของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภทและการรับซื้อไฟฟ้าจริงของระบบ โดยให้ สำนักงาน กกพ. การออกแบบสัญญาให้เหมาะสมกับการใช้งานและลักษณะของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภท (Base Load Plant, Intermediate Load Plant, Peaking Plant) และมีความยืดหยุ่นสามารถปรับเปลี่ยนสัญญาได้สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าใหม่ ซึ่งจากสถิติสั่งเดินเครื่องโรงฟ้าที่ผ่านมาโรงไฟฟ้าที่มีอายุเกินกว่า 10 ปี จะเดินเครื่องน้อยมากหรือไม่ถูกสั่งให้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าเลย เนื่องจากจะมีโรงไฟฟ้าใหม่ซึ่งมีเทคโนโลยีที่ดีกว่าและมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าเดินเครื่องแทน ทำให้ กฟผ. ต้องจ่ายค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment : AP) โดยไม่ได้ผลิตไฟฟ้า (3) ปรับปรุงกฎระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยให้สำนักงาน กกพ. ปรับปรุงกฎระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมและยืดหยุ่น สอดคล้องกับเทคโนโลยีและลักษณะการผลิตและการใช้ไฟฟ้าที่เกิดขึ้น เช่นกำหนดเงื่อนไขหรือระยะเวลาสิ้นสุดสัญญา มีข้อกำหนดจำนวนครั้งการต่ออายุสัญญา และการงดจ่ายไฟฟ้าตามสัญญา (Curtailment) เป็นต้น ส่วนที่ 3 ข้อเสนอแนะเพิ่มเติม
3.3 คณะทำงานฯ เห็นว่า กระทรวงพลังงานควรปรับปรุงข้อมูลและปรับแนวทางการจัดทำแผน PDP ใหม่ โดยให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรวบรวมและบูรณาการข้อมูลการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง เพื่อใช้ประกอบการพยากรณ์แนวโน้มการเพิ่มขึ้นของการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง นอกจากนี้ การจัดทำแผน PDP ใหม่ต้องพิจารณาการบริหารจัดการไฟฟ้ารายภาค โดยให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาจัดทำ PDP โดยคำนึงถึงประเด็น ดังนี้ (1) การวางแผนจัดหาโรงไฟฟ้าเพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้ารายภูมิภาคด้านความต้องการไฟฟ้า (Demand) ควรพิจารณาความต้องการไฟฟ้าและคุณภาพไฟฟ้าที่แตกต่างกันของแต่ละพื้นที่ และด้านการจัดหาไฟฟ้า (Supply) ควรพิจารณาเปรียบเทียบแนวทางจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมรอบด้าน อาทิ ศักยภาพแหล่งเชื้อเพลิง ระบบโครงข่ายสายส่ง ต้นทุนการผลิต และประเด็นด้านสิ่งแวดล้อม เพื่อให้ระบบไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงสุด ลดภาระและลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชนทั้งประเทศ (2) กำหนดแนวทางการบริหารจัดการการใช้ไฟฟ้าในช่วง Peak ให้กระจายออกไปในช่วงอื่นๆ ของวัน เพื่อลดการจัดหาหรือสร้างโรงไฟฟ้า โดยมาตรการต่างๆ เช่น Demand Response การใช้กลไกของราคาค่าไฟฟ้าเป็นแรงจูงใจ แทนการจัดหาหรือสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับ Peak ที่คาดว่าจะสูงขึ้นทุกปี (3) พิจารณาปัจจัยด้านเทคโนโลยีที่จะเกิดขึ้นในอนาคต เช่น มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองมากขึ้น ซึ่งจะมีผลต่อการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า รวมถึงภาระระบบที่จะต้องเตรียมการสำรองไฟฟ้า (Backup) ในกรณีที่ Distributed Generation ของภาคเอกชนไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ตามแผนและต้องดึงไฟฟ้าจากระบบหลักมาใช้แทน และกรณีการมี Energy Storage System มาใช้ในระบบด้วย (4) การวางแผนและดำเนินการพัฒนาโครงข่ายไฟฟ้า (Grid) ทั้งระบบส่งและระบบจำหน่าย ให้สามารถรองรับพลังงานทดแทนที่จะเข้ามาในระบบไฟฟ้ามากขึ้นอย่างรวดเร็วในอนาคต โดยนำเทคโนโลยี Smart Grid และ Energy Storage เข้ามาใช้ในระบบไฟฟ้า ซึ่ง กระทรวงพลังงานและการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จะต้องร่วมกันพิจารณาแผนการลงทุนและรูปแบบการลงทุนในการพัฒนาก่อสร้างโครงข่ายไฟฟ้าที่จะมีมากขึ้นในอนาคต
4. เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2564 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาร่างรายงานแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ และมีความเห็นเพิ่มเติมสรุปได้ ดังนี้ (1) ควรระบุวัตถุประสงค์ในการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองให้ชัดเจน ว่าเป็นการดำเนินการเพื่อไม่ให้ค่าไฟฟ้าสูงเกินไป และการมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองมากเกินความจำเป็นเพื่อให้ระบบไฟฟ้ามีความมั่นคง จะส่งผลให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าต่อผู้ใช้ไฟฟ้า เนื่องจากในการคำนวณค่าไฟฟ้าได้นำต้นทุนต่างๆ ที่เกิดขึ้นมากำหนดไว้ในโครงสร้างค่าไฟฟ้า ไม่ว่าโรงไฟฟ้าดังกล่าวจะได้เดินเครื่องหรือไม่ก็ตาม (2) ภาครัฐควรเข้าใจถึงข้อกังวลของประชาชนต่อปัญหากำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ซึ่งหากประชาชนมีข้อกังวลว่ากำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงเกินไปจะทำให้ค่าไฟฟ้าแพง ภาครัฐจะต้องพิจารณาผลกระทบของกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่อค่าไฟฟ้าดังกล่าว หากพิจารณาแล้วพบว่าการที่กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าน้อย หรือไม่ค่อยกระทบต่อค่าไฟฟ้าเลย อาจดำเนินการเพียงสื่อสารให้ประชาชนได้เกิดความเข้าใจโดยไม่จำเป็นต้องดำเนินการบริหารจัดการเพื่อลดกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (3) มีข้อสังเกตต่อการคาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าในปี 2564 ของคณะทำงานฯ ซึ่งได้สรุปว่าในปี 2564 ความต้องการไฟฟ้ามีแนวโน้มจะเพิ่มขึ้นกลับไปอยู่ในระดับที่ใกล้เคียงกับระดับเดิมที่เคยประมาณการไว้ในแผน PDP2018 Rev.1 โดยมีความเห็นว่าการใช้ไฟฟ้าในปี 2564 อาจยังไม่สามารถกลับไปอยู่ในระดับที่เคยประมาณการไว้ได้ โดยอาจกลับไปอยู่ในระดับเดิมได้ตั้งแต่ปี 2565 หรือ 2566 เป็นต้นไป นอกจากนี้ได้มีข้อสังเกตต่อประเด็นการคาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวในปี 2564 - 2573 ที่คณะทำงานฯ ได้ประเมินความต้องการไฟฟ้าจาก New Demand ที่คาดว่าจะเกิดขึ้น โดยมีความเห็นว่าแผน PDP และ GDP ได้มีการประเมินไว้ในระดับหนึ่งแล้ว ดังนั้นในการประมาณการความต้องการไฟฟ้าจาก New Demand ควรต้องพิจารณาว่ามีความเป็นไปได้มากน้อยเพียงใดที่จะมีการเติบโตได้ตามที่คาดการณ์ไว้ หรือสามารถเกิดขึ้นได้จริงในอีก 10 ปีข้างหน้าหรือไม่ (4) มีข้อสังเกตเกี่ยวกับแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในระยะสั้น กรณีการแยกโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ไม่ได้เดินเครื่องออกจากระบบ โดยมีความเห็นว่ายังไม่มีความชัดเจนว่าเมื่อนำโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ออกจากระบบแล้ว จะไม่นำโรงไฟฟ้าดังกล่าวมาคำนวณไว้ในต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยควรเปรียบเทียบให้เห็นถึงต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจากการดำเนินการตามแนวทางดังกล่าว ซึ่งควรจะทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศลดลงด้วย ทั้งนี้ หากการนำโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ออกจากระบบแต่ไม่ทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าลดลงจะเป็นการดำเนินการที่เหมาะสมหรือไม่ เนื่องจากการมีโรงไฟฟ้าอยู่ในระบบย่อมทำให้ระบบไฟฟ้ามีความมั่นคงมากกว่า และ (5) ควรมีการทบทวนการกำหนดนิยามกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง รวมถึงค่าตัวประกอบกำลังผลิตไฟฟ้าพึ่งได้ (Dependable Factor) ของประเทศไทยให้ชัดเจน เหมาะสม และสอดคล้องกับสถานการณ์ในปัจจุบัน
มติของที่ประชุม
•รับทราบร่างรายงานแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ
•มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามข้อเสนอแนะของคณะทำงานบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ ดังนี้
- มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ร่วมกันพิจารณาทบทวน สมมติฐานการกำหนดค่ากำลังผลิตพึ่งได้ (Dependable Capacity) ของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีไว้เพื่อรักษาความมั่นคงของระบบ ซึ่งไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าหรือไม่ได้ผลิตไฟฟ้าตลอดเวลา
- มอบหมายให้ สนพ. และ กฟผ. ร่วมกันพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) ที่เหมาะสม ทั้งในภาพรวมทั้งประเทศและแยกตามรายพื้นที่
- กระทรวงพลังงานควรมีการสื่อสาร สร้างการรับรู้ สร้างความเข้าใจ แก่ประชาชนและผู้มีส่วนได้ส่วนเสียเกี่ยวกับระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศที่ถูกต้อง
- มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. พิจารณาออกแบบสัญญาในการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนให้เหมาะสมกับลักษณะของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภทและการรับซื้อไฟฟ้าจริงของระบบ
- มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. พิจารณาปรับปรุงกฎระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมและยืดหยุ่น สอดคล้องกับเทคโนโลยีและลักษณะการผลิตและการใช้ไฟฟ้าที่เกิดขึ้น
- มอบหมายให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรวบรวมและบูรณาการข้อมูลการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง เพื่อใช้ประกอบการพยากรณ์แนวโน้มการเพิ่มขึ้นของการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง
- มอบหมายให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ฉบับใหม่ โดยคำนึงถึงประเด็นต่างๆ ได้แก่ (1) การวางแผนจัดหาโรงไฟฟ้าเพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้ารายภูมิภาค (2) การกำหนดแนวทางการบริหารจัดการการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่มีความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ให้กระจายออกไปในช่วงอื่นๆ ของวัน เพื่อลดการจัดหาหรือสร้างโรงไฟฟ้า (3) ในการวางแผนจะต้องพิจารณาถึงปัจจัยด้านเทคโนโลยีที่จะเกิดขึ้นในอนาคต (4) การวางแผนและดำเนินการพัฒนาโครงข่ายไฟฟ้าให้สามารถรองรับพลังงานทดแทนที่จะเข้ามาในระบบไฟฟ้ามากขึ้นอย่างรวดเร็วในอนาคต โดย สนพ. สำนักงาน กกพ. และการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง ร่วมกันพิจารณาแผนการลงทุนและรูปแบบการลงทุนในการพัฒนาก่อสร้างโครงข่ายไฟฟ้าที่จะมีมากขึ้นในอนาคต
กบง.ครั้งที่ 4/2564 (ครั้งที่ 26) วันศุกร์ที่ 26 มีนาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2564 (ครั้งที่ 26)
วันศุกร์ที่ 26 มีนาคม พ.ศ. 2564
1. รายงานผลสำรวจความพึงพอใจของประชาชนผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV ปี 2563
2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลสำรวจความพึงพอใจของประชาชนผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV ปี 2563
สรุปสาระสำคัญ
1. จากการแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ตั้งแต่ช่วงต้นปี 2563 ส่งผลให้ผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะได้รับผลกระทบจากปริมาณผู้โดยสารที่ลดลงอย่างมากเพื่อบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ประกอบการ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้ (1) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถทั่วไป ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563 (2) ลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถโดยสารสาธารณะลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 13.62 บาท ต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 นอกจากนี้กรณีที่ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามต้นทุนจริงต่ำกว่าราคาที่ภาครัฐช่วยเหลือ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ภาครัฐจะให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะตามราคาตามต้นทุนจริงซึ่งเป็นราคาสำหรับรถทั่วไปโดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ซึ่งการช่วยเหลือดังกล่าวส่งผลให้ปี 2563 ปตท. ต้องรับภาระขาดทุนจากการจำหน่ายก๊าซ NGV รวม 3,059 ล้านบาท แบ่งเป็นการขาดทุนจากโครงสร้างราคา 2,195 ล้านบาท และการช่วยเหลือราคาขายปลีก 864 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม การให้ส่วนลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ต่ำกว่าต้นทุนมากถือเป็นการบิดเบือนราคาพลังงาน ไม่สะท้อนการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ และไม่ก่อให้เกิดความยั่งยืนในระยะยาว รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจึงได้สั่งการให้ ปตท. ศึกษาต้นทุนของโครงสร้างรายรับรายจ่ายของผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV ตลอดจนพฤติกรรมและความพึงพอใจของประชาชนผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจในการกำหนดนโยบายด้านก๊าซ NGV ต่อไป
2. ปตท. ได้ว่าจ้าง บริษัท อินเทจ (ประเทศไทย) จำกัด ทำการสำรวจในช่วงเดือนธันวาคม 2563 ด้วยวิธีการสัมภาษณ์แบบเผชิญหน้า (Face to face interview) จำนวน 1,300 ตัวอย่าง แบ่งเป็นกลุ่มผู้ใช้บริการ 800 ตัวอย่าง และผู้ให้บริการ (คนขับรถแท็กซี่) 500 ตัวอย่าง สรุปได้ดังนี้ (1) มุมมองของผู้โดยสาร พบว่าการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส COVID-19 ทำให้ความต้องการใช้รถแท็กซี่ลดลงกว่าร้อยละ 50 และการขยายเส้นทางรถไฟฟ้าในช่วง 1-2 ปีนี้ ไม่ได้มีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากผู้ใช้บริการมีความต้องการใช้แท็กซี่มากกว่าการเดินทางรูปแบบอื่นหากมีสัมภาระเยอะ เร่งรีบ และต้องเดินทางกับคนพิการ คนสูงอายุ (2) กลุ่มตัวอย่าง แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ กลุ่มผู้ไม่ได้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และกลุ่มผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ พบว่ากลุ่มผู้ไม่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐให้คะแนนความพึงพอใจสูงกว่าผู้ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐเล็กน้อย ความพึงพอใจต่อราคาน้อยที่สุด ความคุ้มค่าอยู่ในระดับปานกลาง โดยเรื่องที่ระบุว่าคุ้มค่าที่สุดคือ สภาพรถที่ให้บริการ และคุ้มค่าน้อยที่สุดคือ การเรียกรถ เนื่องจากส่วนใหญ่ยังคงโดนปฏิเสธจากกลุ่มผู้ขับขี่รถแท็กซี่ และการหารถยาก รอรถนาน (3) นโยบายที่กลุ่มผู้ใช้บริการอยากได้จากภาครัฐ ได้แก่ นโยบายช่วยค่าโดยสาร สิทธิพิเศษต่างๆ ค่าเดินทางคนละครึ่ง และการใช้บริการแท็กซี่จากงบบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ (4) พฤติกรรมการขับขี่รถแท็กซี่แบ่งเป็น 4 ประเภท ได้แก่ แบบ Long ride คือ ขับทั้งวัน เวลายืดหยุ่น (ร้อยละ 31) แบบ Lunch break คือ แบ่งเวลาขับขี่ และขับเฉพาะช่วงเวลาเร่งรีบ (ร้อยละ 26) แบบ Day shift คือ เร่งทำเวลา เร่งทำเงิน (ร้อยละ 31) และแบบ Night shift คือ เน้นรับลูกค้ากลางคืน (ร้อยละ 12) โดยทั้ง 4 พฤติกรรมจะให้บริการลูกค้าเฉลี่ย 13 ถึง 14 เที่ยวต่อวัน ไม่ส่งผลกระทบต่อความถี่ในการรับลูกค้าต่อวัน (5) รถแท็กซี่ที่มีอายุไม่เกิน 5 ปี จะหาลูกค้าได้ง่ายกว่ารถที่อายุเกิน 5 ปีเล็กน้อย (6) กลุ่มแท็กซี่เช่ารายกะ และควงกะมีต้นทุนหลักเป็นค่าเช่ารถแท็กซี่ที่ร้อยละ 33 และร้อยละ 40 ของรายได้ทั้งหมด ตามลำดับกลุ่มเช่ารายกะมีกำไรมากกว่ากลุ่มเช่าควงกะประมาณ 2,764 บาทต่อเดือน (7) กลุ่มแท็กซี่บุคคลหากไม่มีภาระการผ่อนรถจะมีต้นทุนหลักเป็นค่าก๊าซประมาณร้อยละ 21 ของรายได้และมีกำไรเหลือมากที่สุดถึงร้อยละ 69 ของรายได้ ในขณะที่หากยังมีภาระผ่อน ค่างวดรถจะเป็นต้นทุนหลักประมาณร้อยละ 43 ของรายได้ ซึ่งทำให้กลุ่มที่มีภาระการผ่อนนั้นมีเงินเหลือเพียงร้อยละ 26 ของรายได้ (8) กลุ่มผู้ขับขี่รถแท็กซี่ต้องการจากภาครัฐ ได้แก่ นโยบายด้านสินเชื่อดอกเบี้ยร้อยละ 3 ระยะเวลา 36 เดือน และส่วนใหญ่เห็นด้วยกับการติดตั้งโฆษณาบนรถแท็กซี่เพื่อเพิ่มรายได้ กลุ่มสหกรณ์และอู่แท็กซี่มีความเห็นว่า จำนวนผู้โดยสารลดลงจากการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส COVID-19 นโยบายที่ให้พนักงาน Work From Home อีกทั้งรัฐยังไม่สนับสนุนกลุ่มแท็กซี่ในประเด็นที่เรียกร้องเท่าที่ควรทั้งนโยบายส่วนลดก๊าซและการผ่อนชำระหนี้ (ค่างวด) นโยบาย soft loan ที่รัฐออกมาใช้ไม่ได้จริงเนื่องจากกลุ่มที่ได้เงินช่วยเหลือจะเป็นกลุ่มที่มีเครดิตดีเท่านั้น (9) มุมมองของรายได้ พบว่าคนขับมีรายได้ลดลงและต้นทุนสูงขึ้น และรัฐควรปรับราคามิเตอร์ขึ้นไม่เกินร้อยละ 20 จากราคาปัจจุบัน ระบบการคิดค่ารถติดไม่สามารถใช้ได้จริง เนื่องจากเงื่อนไขที่กำหนดไม่สอดคล้องสภาพการจราจรในกรุงเทพฯ (10) แอปพลิเคชันของภาครัฐ (Taxi OK) มีกระบวนการทำงานไม่เหมาะสม ควรให้เอกชนจัดทำเอง เนื่องจากมีเงินทุนด้านการตลาดและความสามารถในการแข่งขันที่เหนือกว่า งานวิจัยพบว่ากลุ่มผู้ใช้บริการและผู้ขับรถแท็กซี่รู้จัก Grab เกือบทั้งหมด และกว่าครึ่งรู้จัก Line man กลุ่มคนขับรถแท็กซี่จะรู้จักแอปพลิเคชัน Taxi OK มากกว่าผู้ใช้บริการอย่างมีนัยสำคัญ (11) พฤติกรรมการเรียกรถของกลุ่มไม่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐจะเรียกรถผ่านแอปพลิเคชันร้อยละ 57 ในขณะที่กลุ่มผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ยังคงเรียกแท็กซี่ด้วยวิธีการโบกเป็นหลักถึงร้อยละ 78 สำหรับในกลุ่มของผู้ขับขี่มีการติดตั้งแอปพลิเคชันเพื่อรับผู้โดยสารประมาณร้อยละ 56 ของกลุ่มตัวอย่าง โดยที่ทั้งผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่นิยมใช้คือ Grab ที่ผู้ใช้บริการมีความพึงพอใจถึงร้อยละ 82 ผู้ใช้บริการไม่ใช้แอปพลิเคชัน Taxi OK เนื่องจากใช้งานยาก (12) ผู้ขับขี่ที่สมัครแอปพลิเคชัน พบว่าทำให้รายได้ต่อวันเพิ่มขึ้น เพิ่มความถี่ในการรับผู้โดยสารต่อวัน และรับลูกค้าได้ง่ายขึ้น ส่วนกลุ่มผู้ขับขี่ที่ไม่ได้ใช้แอปพลิเคชัน Taxi OK เนื่องจากไม่ได้รับความนิยมและฐานลูกค้าน้อย มีแอปพลิเคชั่นที่ใช้งานอยู่แล้ว GPS ไม่เสถียร ปักหมุดไม่ตรง และแอปพลิเคชัน มีปัญหาบ่อย กลุ่มสหกรณ์และอู่แท็กซี่มีความเห็นว่า Taxi OK มีปัญหาด้านระบบการทำงานที่ทำงานคล้ายศูนย์แท็กซี่ ซึ่งต้องกระจายงานต่อไปยังอู่ต่างๆ ทำให้เกิดความล่าช้าในการรับงาน การรับงานซ้ำซ้อน มีการเรียกเก็บเงินค่าติดตั้งแรกเข้า และค่าใช้จ่ายรายเดือนซึ่งตกเป็นภาระของผู้ขับขี่แท็กซี่
3. ข้อเสนอแนะจากงานวิจัย มีดังนี้ (1) ลดภาระค่าใช้จ่ายแก่ผู้ขับขี่รถแท็กซี่ โดยใช้นโยบายการให้สินเชื่อดอกเบี้ยต่ำสำหรับผู้ที่กำลังผ่อนและผู้ที่ออกรถใหม่ จัดทำนโยบายเพื่อลดค่าใช้จ่ายในการผ่อนชำระค่างวดผ่านสินเชื่อดอกเบี้ยต่ำ และการเพิ่มระยะเวลาการผ่อนชำระค่างวด ทั้งนี้ ควรจัดทำกฎเกณฑ์ที่ชัดเจนในการคัดกรองผู้ที่ได้รับผลกระทบอย่างแท้จริงควบคู่ด้วย (2) เพิ่มรายได้แก่ผู้ขับขี่รถแท็กซี่โดยผลักดันให้ผู้ขับขี่แท็กซี่สามารถเลือกใช้แอปพลิเคชันที่มีประสิทธิภาพต่อการให้บริการผู้โดยสาร พัฒนาการบริการของรถบริการสาธารณะให้มีคุณภาพทัดเทียมกัน ภาครัฐควรกำหนดนโยบายและมาตรฐานการบริการเพื่อส่งเสริมให้คุณภาพการบริการรถแท็กซี่ที่ดีขึ้น เช่น กลไกเพื่อจูงใจให้ผู้ขับแท็กซี่ไม่ปฏิเสธผู้โดยสารและสนับสนุนการติดตั้งโฆษณาบนรถแท็กซี่ โดยมีมาตรการกำหนดอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสม (3) เพิ่มรูปแบบการเดินทางโดยแท็กซี่ผ่านงบจากบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ พิจารณาให้สามารถใช้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐกับกลุ่มรถแท็กซี่ได้จากเดิมที่มีเพียงรถไฟฟ้า BTS และ MRT เท่านั้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 318 บาท ต่อไปอีก 3 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ขยายระยะเวลาถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 (2) เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 ขยายระยะเวลาถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และ (3) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2563 ขยายระยะเวลาถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 และรับทราบแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG ตามที่ฝ่ายเลขานุการเสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ด้านการผลิต การใช้ การจัดหา และการส่งออก สำหรับแผนในเดือนมีนาคม 2564 มีดังนี้ (1) การผลิต คาดว่าปริมาณการผลิตภายในประเทศมีเพียงพอต่อความต้องการใช้โดยปริมาณผลิตภายในประเทศ อยู่ประมาณ 299,800 ตัน (2) ความต้องการใช้ คาดว่าความต้องการใช้ภายในประเทศเพิ่มขึ้นเนื่องจากความต้องการใช้ในภาคเชื้อเพลิงและในภาคปิโตรเคมีเพิ่มขึ้น โดยปริมาณความต้องการใช้ภายในประเทศ อยู่ประมาณ 490,496 ตัน (3) การนำเข้า คาดว่าเป็นการนำเข้าเพื่อส่งออกอยู่ประมาณ 15,500 ตัน และนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศ อยู่ประมาณ 32,000 ตัน (4) การส่งออก คาดว่าการส่งออกจากโรงกลั่น อยู่ประมาณ 18,500 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้า อยู่ประมาณ 9,000 ตัน ด้านราคาก๊าซ LPG มีดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนมีนาคม 2564 อยู่ที่ 610.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 15.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน (2) ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย วันที่ 1 ถึงวันที่ 19 มีนาคม 2564 อยู่ที่ 551.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 18.03 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน
3. จากราคาก๊าซ LPG Cargo (เฉลี่ย 2 สัปดาห์) ที่ปรับตัวลดลง และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 23 มีนาคม ถึงวันที่ 5 เมษายน 2564 ปรับตัวลดลง 17.9508 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และจากอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง 0.5337 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 0.1252 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 18.0760 บาทต่อกิโลกรัม (595.1108 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 17.9508 บาทต่อกิโลกรัม (580.7841 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดการจ่ายเงินชดเชย จาก 6.0872 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 5.9620 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
4. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2563 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง และ ณ วันที่ 21 มีนาคม 2564 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะกองทุนสุทธิ 23,386 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 34,551 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 11,165 ล้านบาท ทั้งนี้ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,025 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่ายติดลบ 1,752 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่ายติดลบ 726 ล้านบาทต่อเดือน
5. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ในช่วงเดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 121 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 431 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 552 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ จากปริมาณการผลิตน้ำมันดิบสหรัฐฯ ที่ลดลง จากสภาพอากาศที่หนาวเย็นกว่าปกติในรัฐเท็กซัส ตั้งแต่สัปดาห์ที่ผ่านมาทำให้การผลิตน้ำมันดิบเฉลี่ยราว 1 ล้านบาร์เรลต่อวัน และโรงกลั่นน้ำมันราว 4 ล้านบาร์เรลต่อวัน ต้องหยุดดำเนินการ อีกทั้งมีความต้องการใช้โพรเพนเพิ่มขึ้นในภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมีของประเทศจีน จากสถานการณ์ดังกล่าว ฝ่ายเลขานุการฯ ข้อเสนอแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก LPG และบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และเพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง ปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 เมษายนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และแนวทางที่ 2 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม หรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง
6. ปัจจุบันรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ประกอบกับคาดการณ์ว่าสถานการณ์ราคา LPG ตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวลดลงในช่วงเดือนเมษายน ถึงเดือนมิถุนายน 2564 เนื่องจากความต้องการใช้โพรเพนลดลงในช่วงที่เริ่มเข้าสู่ฤดูร้อน ฝ่ายเลขานุการจึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 ตามแนวทางที่ 2 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ซึ่งส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ LPG มีรายจ่ายประมาณ 726 ล้านบาทต่อเดือน คาดว่าจะสามารถรองรับภาระการชดเชยราคา LPG ตามกรอบวงเงินที่ กบน. กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท ได้อีกประมาณ 5 เดือน ตั้งแต่ เดือนเมษายน ถึงเดือนสิงหาคม 2564 ทั้งนี้ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำเสนอเรื่อง การส่งเสริมการใช้เตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำ โดยมีการเปรียบเทียบค่าประสิทธิภาพ ต้นทุน การใช้งานและดูแลรักษา ระหว่างเตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำ และเตาแก๊ส ซึ่งพบว่าเตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำมีประสิทธิภาพที่ดีกว่า ต้นทุนต่ำกว่า และมีความสะดวกในการใช้งาน ตลอดจนสามารถลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ลงได้มากกว่า ทั้งนี้ กฟผ. มีแผนงานส่งเสริมการใช้เตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำเบอร์ 5 ในปี 2564 เพื่อลดปริมาณการใช้ LPG ภาคครัวเรือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และขยายระยะเวลาคงราคาขายส่งออกไปอีก 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 เมษายน 2564 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ของ กบง. ต่อไป
เรื่องที่ 3 กรอบแผนพลังงานชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติเห็นชอบแผนพลังงานทั้ง 4 แผน ดังนี้
(1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1)
(2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) (3) แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และ (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และให้กระทรวงพลังงานรับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้งพิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว
2. เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2563 กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมเชิงปฏิบัติการ เรื่อง คนพลังงานร่วมใจ สู่ทิศทางไทยในอนาคต เพื่อจัดทำทิศทางการขับเคลื่อนพลังงานไทยในอนาคต เป็นข้อมูลประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติ และกระทรวงพลังงานได้ศึกษาแผนพลังงานของต่างประเทศ พบว่ามีความตื่นตัวเรื่องการแก้ปัญหาการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (ภาวะโลกร้อน) โดยในภาคพลังงานให้ความสำคัญกับประเด็น Carbon Neutrality และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก และเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2564 กระทรวงพลังงาน ได้นำเสนอกรอบแผนพลังงานชาติ (National Energy Plan) ในการประชุมผู้บริหารระดับสูง โดยมีเป้าหมาย มุ่งสู่พลังงานสะอาดลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ และมีทิศทางนโยบาย (Policy Direction) 5 ข้อดังนี้ (1) ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคพลังงาน (2) ลงทุนพลังงานสีเขียว (3) ดำเนินนโยบาย 4D1E เพิ่มความสามารถในการแข่งขันภาคพลังงาน (4) เพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน (5) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับการเปลี่ยนผ่านด้านเทคโนโลยี โดยกรอบแผนพลังงานชาติได้แบ่งแนวทางดำเนินการตามนโยบาย 4D1E ซึ่งจะครอบคลุมการขับเคลื่อนพลังงานทั้งด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงานประกอบด้วย (1) Decarbonization คือ การลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคพลังงาน (2) Digitalization คือ การนำเทคโนโลยีดิจิทัลมาใช้ในการบริหารจัดการระบบพลังงาน (3) Decentralization คือ การกระจายศูนย์การผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐาน (4) Deregulation คือ การปรับปรุงกฎระเบียบเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงด้านนโยบายพลังงานที่จะสนับสนุนการใช้พลังงานสะอาดและลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (5) Electrification คือ การเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้า ทั้งนี้การดำเนินการทั้งหมดจะมีการสนับสนุนด้านข้อมูลจากศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ (National Energy Information Center: NEIC) ที่ให้ข้อมูลมาช่วยในการตัดสินใจเชิงนโยบาย รวมทั้งมีการพัฒนาศักยภาพบุคลากรด้านพลังงาน (Capacity Building) เพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงทางเทคโนโลยีที่เกิดขึ้น
3. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2564 กระทรวงพลังงานและกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมได้ประชุมร่วมกันเพื่อกำหนดปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ และกำหนดกรอบดำเนินการ 6 ด้าน ประกอบด้วย (1) การปรับพอร์ตการผลิตไฟฟ้าและการใช้เชื้อเพลิงสู่ Low Carbon (2) การเพิ่มสัดส่วนยานยนต์ไฟฟ้า (3) การบริหารจัดการของเสียผ่านโมเดลเศรษฐกิจสู่การพัฒนาที่ยั่งยืนประกอบด้วยเศรษฐกิจชีวภาพ เศรษฐกิจหมุนเวียน และเศรษฐกิจสีเขียว (Bio-Circular-Green Economy : BCG) (4) การใช้ผลิตภัณฑ์และบริการที่เกิดคาร์บอนต่ำ (5) การมุ่งสู่การปลอดการเผาในภาคเกษตร (Zero Burn) และการเกษตรอัจฉริยะ (Smart Farming) ผ่านโมเดล BCG และเทคโนโลยีดิจิทัล (6) การดักจับ กักเก็บ ใช้ประโยชน์และเทคโนโลยีไฮโดรเจน ทั้งนี้ เพื่อใช้เป็นข้อมูลในการกำหนดเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ภายในปี 2580 ตามกรอบแผนพลังงานชาติต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ (National Energy Plan) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบกระทรวงพลังงานจัดทำรายละเอียด เพื่อเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 3/2564 (ครั้งที่ 25) วันศุกร์ที่ 12 มีนาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2564 (ครั้งที่ 25)
วันศุกร์ที่ 12 มีนาคม พ.ศ. 2564
1. นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่อง 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
กบง.ครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 24) วันอังคารที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 24)
วันอังคารที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2564 เวลา 15.00 น.
2. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
3. การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1)
4. แนวทางการบริหารจัดการการส่งออก LNG ภายใต้โครงการ LNG HUB
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
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
รายได้นำส่งภาครัฐ = (ราคาขาย LNG จริง – ราคา Pool LNG – ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง*) × ปริมาณ LNG
*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
รายได้นำส่งภาครัฐ = (ราคาขาย LNG จริง – ราคา Pool LNG – ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง*) × ปริมาณ LNG
*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