มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 154)
วันพุธที่ 4 สิงหาคม พ.ศ. 2564 เวลา 14.30 น.
1. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2563
3. การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
5. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2563
สรุปสาระสำคัญ
1. ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ ทั้งนี้ การรายงานผลการดำเนินการดังกล่าวผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชุมครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 148) เมื่อวันจันทร์ที่ 5 เมษายน 2564 โดยมีมติรับทราบและเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2563 และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ เมื่อวันที่ 24 มิถุนายน 2564 จึงเป็นเหตุให้นำเสนอรายงานผลการดำเนินการต่อ กพช. ล่าช้ากว่ากำหนด
2. ปีงบประมาณ 2563 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนตามวัตถุประสงค์และแผนการ ใช้จ่ายเงิน โดยได้ให้ความสำคัญกับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา ซึ่งเน้นการฝึกอบรมหลักสูตรระยะสั้นที่เป็นประโยชน์ต่อการปฏิบัติงาน และการให้ทุนการศึกษาและฝึกอบรมแก่หน่วยงาน ในกระทรวงพลังงาน โดยได้อนุมัติเงินในวงเงินรวม 9,688,020 บาท แบ่งเป็น (1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม 3,466,740 บาท โดยมีผู้ยืนยันรับการสนับสนุนทุนการศึกษาระดับปริญญาโท และปริญญาเอก จำนวน 10 ทุน และทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ และภาษาต่างประเทศ จำนวน 10 ทุน ในวงเงิน 2,841,990 บาท (2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 5,741,280 บาท โดยอนุมัติให้ สนพ. 1 โครงการ ได้แก่ โครงการฝึกอบรมหลักสูตร The Supervisory Grid (นักบริหารทีมงาน) วงเงิน 302,280 บาท และกรมพัฒนาหลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) จำนวน 3 โครงการ วงเงิน 5,439,000 บาท ได้แก่ โครงการพัฒนาทักษะด้านเทคนิคและวิศวกรรมสำหรับบุคลากรโครงการไฟฟ้าพลังน้ำของ พพ. วงเงิน 3,639,000 บาท โครงการสัมมนาเพื่อออกแบบปรับปรุงระบบการปฏิบัติงานด้านพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน วงเงิน 396,000 บาท และโครงการศึกษาดูงานการบริหารจัดการและการใช้พลังงานทดแทนตามเทคโนโลยีที่หลากหลาย ประเทศออสเตรเลีย วงเงิน 1,404,000 บาท ซึ่ง พพ. ขอยกเลิกการรับทุน โครงการศึกษาดูงาน ประเทศออสเตรเลียดังกล่าวเนื่องจากการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 และ (3) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 480,000 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงาน ได้แก่ ค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2563 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 423.488 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.443 ล้านบาท ทุนของกองทุนฯ อยู่ที่ 423.045 ล้านบาท ผลการดำเนินงานทางการเงิน กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินการ 6.800 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 6.846 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 0.046 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับความเห็นของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 กรอบแผนพลังงานชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนพลังงาน 4 แผน ได้แก่แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และให้กระทรวงพลังงาน รับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้งพิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว
2. ปัจจัยขับเคลื่อนทิศทางพลังงานโลกจากการศึกษานโยบายพลังงานต่างประเทศ ของกระทรวงพลังงานพบว่า ประเทศต่างๆ ทั่วโลกทยอยปรับเปลี่ยนยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลด การปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว (Long Term Strategy, LTS) มู่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ โดยมีปัจจัยขับเคลื่อนหลักจากข้อตกลงปารีส (Paris Agreement) ที่เกิดจากที่ประชุมภาคีแห่งอนุสัญญาว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงของสภาพภูมิอากาศครั้งที่ 21 (COP 21) เมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2558 ซึ่งเป็นตราสารกฎหมายที่รับรองภายใต้กรอบอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (United Nations Framework Convention on Climate Change, UNFCCC) ฉบับล่าสุด ต่อจากพิธีสารเกียวโตและข้อแก้ไขโดฮา เพื่อกำหนดกฎกติการะหว่างประเทศให้มุ่งมั่นต่อการมีส่วนร่วม ของภาคีในการแก้ไขปัญหาและตอบสนองต่อภัยคุกคามจากการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศระดับโลก ในบริบทของการพัฒนาที่ยั่งยืนและความพยายามขจัดความยากจนมากยิ่งขึ้น โดยข้อตกลงปารีสมีเป้าหมายควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส และพยายามควบคุมการเพิ่มขึ้น ของอุณหภูมิไม่ให้เกิน 1.5 องศาเซลเซียส เมื่อเทียบกับยุคก่อนอุตสาหกรรม (ค.ศ. 1900) ส่งผลให้ประเทศต่างๆ จำเป็นต้องร่วมดำเนินมาตรการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Green House Gas, GHG) ให้เหลือศูนย์ ในปี ค.ศ. 2100 และภายในปี ค.ศ. 2070 เพื่อควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส และให้ต่ำกว่า 1.5 องศาเซลเซียส ตามลำดับ ทั้งนี้ ปัจจัยขับเคลื่อนดังกล่าวทำให้ประเทศต่างๆ ทบทวนการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally determined contributions, NDC) ที่เสนอไว้ต่อ UNFCCC ให้สอดคล้องกับแนวทางการควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 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 ไม่เกินกว่าปี 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 เป้าหมายควบคุมการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่อประชากร ไม่เกินกว่าระดับประเทศพัฒนาแล้ว (3) สิงคโปร์ เป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกร้อยละ 36 ภายใน ปี ค.ศ. 2050 และ Net Zero เร็วที่สุดเท่าที่ทำได้ภายในช่วงครึ่งหลังของศตวรรษที่ 21 และ (4) อินโดนีเซีย เป้าหมาย Net Zero Emission ไม่เกินกว่าปี ค.ศ. 2070
3. ประเทศไทยได้เข้าร่วมภาคีกรอบอนุสัญญา UNFCCC ตั้งแต่ปี ค.ศ. 1994 และส่งข้อเสนอการมีส่วนร่วมของประเทศในการลดก๊าซเรือนกระจกและการดําเนินงานด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (Intended Nationally Determined Contributions, INDCs) ไปยังสํานักเลขาธิการอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศในปี 2558 โดยประกาศเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกที่ร้อยละ 20 จากกรณีปกติ (Business asusual, BAU) หรือร้อยละ 25 ถ้าได้รับการสนับสนุนจากต่างประเทศ ภายในปี ค.ศ. 2030 ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้นำพันธกิจดังกล่าวมาเป็นกรอบการวางแผนนโยบายพลังงานของประเทศ โดยตั้งเป้าให้มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 34.23 ภายในปี 2580 โดย ณ สิ้นปี 2563 มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนร้อยละ 17.4 อย่างไรก็ดี ปัจจุบันประเทศไทยยังไม่มีการกำหนดยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกในระยะยาว (LTS) ที่แสดงให้เห็นถึงความพร้อมในการปรับเปลี่ยนประเทศให้รองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านระบบเศรษฐกิจ สู่การปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Neutral-carbon economy) ในระดับที่ทัดเทียมกับนานาประเทศ อันจะนำไปสู่การเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันและโอกาสในการดึงดูดการลงทุน จากต่างประเทศ และก่อให้เกิดการสร้างงานในประเทศมากขึ้น โดยเฉพาะในช่วงฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังวิกฤติการณ์ COVID-19 ที่ต้องเร่งสร้างความเชื่อมั่นจากนักลงทุนกลับมาอย่างเร็วที่สุด ดังนั้น จึงมีความจำเป็นเร่งด่วน ที่ต้องกำหนดกรอบนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่สอดคล้องกับเป้าหมายของประชาคมโลก และนำไปสู่การปฏิบัติให้เกิดผลอย่างเป็นรูปธรรม โดยเฉพาะภาคพลังงานที่ต้องมุ่งเน้นการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของประเทศ เพื่อเป็นกลไกหลักในการขับเคลื่อนและผลักดันการแก้ไขปัญหา การเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศให้เกิดผลสัมฤทธิ์ต่อไป
4. การขับเคลื่อนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำนอกจากแสดงเจตจำนงของประเทศในการบรรเทาผลกระทบจากการเปลี่ยนสภาพภูมิอากาศของโลกแล้ว ยังมีส่วนสนับสนุนนโยบายการขับเคลื่อนทางเศรษฐกิจ ดังนี้ (1) การสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจและลดการลงทุนในสินทรัพย์ที่มีประสิทธิภาพต่ำ โดยกองทุนการเงินระหว่างประเทศ (International financial institution, IMF) ศึกษาพบว่า การเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลก ทุก 0.04 องศาเซลเซียส จากการขาดนโยบายลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก จะทำให้ผลิตภัณฑ์มวลรวม (GDP) ของโลกต่อหัวประชากรลดลงกว่าร้อยละ 7 ในปี ค.ศ. 2100 ในขณะที่การเพิ่มขึ้นของการดำเนินนโยบายเพื่อลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกทุก 0.01 องศาเซลเซียส ช่วยลดการสูญเสียจากการลงทุนเทคโนโลยี หรือสินทรัพย์ทดแทนได้กว่าร้อยละ 1.07 ซึ่งสอดคล้องกับสภาเศรษฐกิจโลก (World Economic Forum, WEF) ที่ได้ประเมินไว้ในปี 2560 (2) การเพิ่มศักยภาพการแข่งขันของผู้ประกอบการของไทย จากการควบคุมการปลดปล่อยคาร์บอนในภาคการผลิตและการใช้พลังงานของโลกผ่านมาตรการ 2 รูปแบบ ได้แก่ ระบบซื้อขายสิทธิในการปล่อยก๊าซเรือนกระจก (Emission Trading Scheme, ETS) ซึ่งเป็นมาตรการที่ควบคุมการปลดปล่อยคาร์บอนผ่านกลไกตลาด (Market based) และมาตรการภาษีคาร์บอน (Carbon Tax) (3) การเพิ่มสัดส่วน ของพลังงานสะอาดเป็นการเพิ่มการลงทุนและการจ้างงานในระบบเศรษฐกิจประเทศ โดย Environmental Defense Fund (EDF) สหรัฐอเมริกา รายงานว่าการลงทุนในพลังงานสะอาดจะสร้างงานมากกว่าการลงทุน ในพลังงานฟอสซิลถึงสามเท่า และ IMF ได้ประเมินว่าการลงทุนด้านสิ่งแวดล้อมเพื่อ Net Zero Carbon จะช่วยให้ GDP ของโลกเติบโตเพิ่มขึ้นอีกร้อยละ 0.7 ต่อปี จนถึงปี ค.ศ. 2035 และสามารถเพิ่มการจ้างงานทั้งโลกเพิ่มขึ้นถึงปีละ 32 ล้านตำแหน่ง ในอีก 7 ปี (4) การฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังสถานการณ์วิกฤต COVID-19 โดยรัฐบาลหลายประเทศเร่งกระตุ้นการลงทุนในอุตสาหกรรมที่สร้างมูลค่าการลงทุนและการจ้างงานได้มากในระยะเวลาสั้น ที่สำคัญคือการลงทุนในเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำและพลังงานหมุนเวียน เนื่องจากมีผลตอบแทนที่เหมาะสม และมั่นคงในระยะยาว และ (5) บรรเทาปัญหามลพิษ PM2.5 จากการเผาไหม้เชื้อเพลิงฟอสซิล
5. กระทรวงพลังงานได้นำกรอบแผนพลังงานชาติที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2564 เป็นแนวทางจัดทำรายละเอียดและกำหนดนโยบายภาคพลังงาน โดยมีเป้าหมายสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถมุ่งสู่พลังงานสะอาด และลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 เพื่อสร้างศักยภาพการแข่งขันและการลงทุนของผู้ประกอบการไทย ให้สามารถปรับตัวสู่การลงทุนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลก ตลอดจนใช้ประโยชน์จากการลงทุน ในนวัตกรรมสมัยใหม่เพื่อสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจ สอดคล้องกับยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลด การปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว โดยกรอบแผนพลังงานชาติประกอบด้วย 3 ส่วนสำคัญ ดังนี้
5.1 แนวนโยบายของแผนพลังงานชาติ (Policy Direction) โดยส่งเสริมการลงทุนพลังงาน สีเขียวในภาคพลังงาน ดังนี้ (1) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าใหม่โดยมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนไม่น้อยกว่า ร้อยละ 50 ให้สอดคล้องกับแนวโน้มต้นทุนพลังงานหมุนเวียนที่ต่ำลงมาก โดยพิจารณาร่วมกับต้นทุนระบบ กักเก็บพลังงานระยะยาว และไม่ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวสูงขึ้น (2) ปรับเปลี่ยนการใช้พลังงานภาคขนส่งเป็นพลังงานไฟฟ้าสีเขียว ผ่านเทคโนโลยียานยนต์ไฟฟ้าตามนโยบาย 30@30 ช่วยเพิ่มความสามารถในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้ได้ตามเป้าหมาย ปรับปรุงการใช้พลังงานภาคขนส่งให้มีประสิทธิภาพมากขึ้น และช่วยแก้ไขปัญหาภาวะฝุ่นละออง PM 2.5 โดยปัจจุบันคณะกรรมการนโยบายยานยนต์ไฟฟ้าแห่งชาติ ได้กำหนดนโยบายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในปี ค.ศ. 2030 ในสัดส่วนมากกว่าร้อยละ 30 ที่มีความสอดคล้องกับนโยบาย 30@30 อยู่แล้ว ซึ่งหากสามารถเร่งรัดดำเนินการตามเป้าหมายดังกล่าวจะทำให้สามารถเพิ่มสัดส่วนการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าทั้งหมดได้ในระยะต่อไป (3) ปรับเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานมากกว่าร้อยละ 30 ซึ่งเป็นแนวทางลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ต้องดำเนินการเป็นลำดับแรกๆ โดยส่งเสริมการนำเทคโนโลยีและนวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานสมัยใหม่ช่วยเพิ่มประสิทธิภาพการบริหารจัดการพลังงาน จะช่วยให้สามารถบรรลุเป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาพรวม ของภาคพลังงานได้เร็วยิ่งขึ้น และ (4) ปรับโครงสร้างกิจการพลังงานรองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านพลังงาน ตามแนวทาง 4D1E ประกอบด้วย การลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคพลังงาน (Decarbonization) การนำเทคโนโลยีดิจิทัลมาใช้ในการบริหารจัดการระบบพลังงาน (Digitalization) การกระจายศูนย์การผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐาน (Decentralization) การปรับปรุงกฎระเบียบรองรับนโยบายพลังงานสมัยใหม่ (Deregulation) และการเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้า (Electrification)
5.2 กรอบการจัดทำแผนสู่การเปลี่ยนผ่านตามแนวทาง 4D1E ต้องวางแผนขับเคลื่อน การพัฒนาพลังงานทุกด้านให้สามารถนำไปปฏิบัติได้อย่างเป็นรูปธรรม ประกอบด้วย 5 ส่วนสำคัญ ดังนี้
5.2.1 ด้านไฟฟ้า มุ่งเน้นการดำเนินการดังนี้ (1) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าใหม่ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนรูปแบบต่างๆ ตามศักยภาพของประเทศ ได้แก่ พลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลม พลังงานน้ำ พลังงานชีวมวล และพลังงานขยะ (2) ปรับลดสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลที่มีการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสูง และการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าเก่าที่มีประสิทธิภาพต่ำและต้นทุนการผลิตสูง รวมถึงยกเลิกการรับซื้อไฟฟ้าใหม่จากเชื้อเพลิงถ่านหิน โดยส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ซึ่งมีการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่ำกว่าเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนผ่านไปสู่พลังงานสะอาด ร่วมกับการใช้เทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพสูงในการผลิตไฟฟ้า ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าถ่านหินแม่เมาะซึ่งอยู่ระหว่างพัฒนาโครงการ จะต้องดำเนินมาตรการช่วยบรรเทาการปล่อยก๊าซเรือนกระจกควบคู่กันไป เช่น การปลูกป่าทดแทน การติดตั้ง เครื่องดักจับและการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage, CCS) เป็นต้น (3) พัฒนาเทคโนโลยีการใช้ประโยชน์และการกักเก็บคาร์บอน (Capture Utilization and Storage, CCUS) เพื่อกำจัดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในอากาศและนำมาใช้ประโยชน์ในกระบวนการผลิตทางอุตสาหกรรมอื่นๆ (4) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานระบบไฟฟ้ายุคใหม่ (Grid Modernization) โดยบริหารจัดการระบบไฟฟ้าด้วยเทคโนโลยี Smart Grid พัฒนาการพยากรณ์และควบคุมระบบไฟฟ้าให้ทันสมัย เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านเทคโนโลยี และพลังงานหมุนเวียนในระบบที่จะเพิ่มมากขึ้นโดยไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และสามารถบริหารจัดการการใช้พลังงานได้อย่างมีประสิทธิภาพ เช่น ระบบบริหารจัดการพลังงานอัจฉริยะ ระบบกักเก็บพลังงาน เป็นต้น (5) ผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐานแบบกระจายศูนย์ที่มีความยืดหยุ่นและทำงานร่วมกับการผลิตไฟฟ้านอกระบบที่จะเพิ่มขึ้นในอนาคตได้ เช่น ระบบการบริหารจัดการพลังงานไมโครกริด และระบบบริหารจัดการไมโครกริดของผู้ใช้ไฟฟ้าผ่านเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียนร่วมกับระบบกักเก็บพลังงาน ตลอดจนศึกษาแนวทางปรับปรุงโครงสร้างกิจการไฟฟ้ารองรับการแข่งขันผ่านกลไกตลาดหรือรูปแบบการซื้อขายที่อาจเกิดขึ้นในอนาคต เช่น เทคโนโลยี Peer-to-Peer (P2P) และ Net–metering รวมทั้งปรับโครงสร้างราคา ค่าไฟฟ้ารองรับการเพิ่มขึ้นของแหล่งพลังงานกระจายศูนย์ และ (6) เปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้าจากเทคโนโลยีและนวัตกรรมคาร์บอนต่ำ เช่น ส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า และบริหารจัดการระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้า
5.2.2 ด้านก๊าซธรรมชาติ มุ่งเน้นการดำเนินการดังนี้ (1) ส่งเสริมการใช้ LNG ในภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่งแทนการใช้เชื้อเพลิงแข็ง น้ำมัน และถ่านหิน เพื่อลดการปลดปล่อย ก๊าซเรือนกระจกในภาพรวม (2) บริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ โดยพัฒนาระบบ การประเมินศักยภาพและกำกับดูแลทรัพยากรปิโตรเลียมให้ทันสมัย และบริหารจัดการการนำเข้า LNG จากต่างประเทศ เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติที่จะเพิ่มสูงขึ้นในอนาคต (3) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านก๊าซธรรมชาติ เช่น ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ สถานีจัดเก็บและแปรสภาพ LNG รองรับการใช้ก๊าซธรรมชาติแบบกระจายศูนย์ที่อาจเกิดขึ้นจากส่งเสริมการใช้ LNG เป็นเชื้อเพลิงทดแทน และกำกับดูแลคุณภาพการให้บริการและมาตรฐานความปลอดภัย และ (4) เปิดเสรีกิจการก๊าซธรรมชาติเพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันและเพิ่มประสิทธิภาพของระบบ โดยปรับปรุงกฎระเบียบที่เป็นอุปสรรคต่อการมีผู้ให้บริการหลายราย และพัฒนาโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้โปร่งใส เป็นธรรม สะท้อนต้นทุน และส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันอย่างเต็มรูปแบบ
5.2.3 ด้านน้ำมัน มุ่งเน้นการดำเนินการดังนี้ (1) ปรับปรุงมาตรฐานโรงกลั่นน้ำมัน ให้มีคุณภาพน้ำมันเทียบเท่า EURO 5 และ EURO 6 ของยุโรป เพื่อลดระดับการปลดปล่อยสารพิษจากการ เผาไหม้เชื้อเพลิงออกสู่บรรยากาศ (2) ส่งเสริมการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงคาร์บอนต่ำและเชื้อเพลิงชีวภาพภาคขนส่งในสัดส่วนที่เหมาะสม ร่วมกับการบริหารจัดการต้นทุนเชื้อเพลิงชีวภาพอย่างมีประสิทธิภาพ และปรับโครงสร้างราคาน้ำมันให้สะท้อนต้นทุนและไม่กระทบต่อภาระประชาชน (3) พัฒนาการจัดทำระบบการควบคุมกำกับดูแลและเก็บข้อมูลด้านน้ำมันเชื้อเพลิงด้วยเทคโนโลยีดิจิทัลที่ทันสมัย และพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านน้ำมัน เช่น คลังน้ำมัน ท่อส่งน้ำมัน การขนส่งทางรางให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม รวมทั้งมีการกำกับดูแลความปลอดภัย ที่ได้มาตรฐานสากล และ (4) ส่งเสริมการปรับเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานในภาคเศรษฐกิจต่างๆ เป็นไฟฟ้า เช่น ส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้าในภาคขนส่ง ร่วมกับการบริหารจัดการอุตสาหกรรมน้ำมันเชื้อเพลิง การใช้ LPG และ NGV เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่าน ตลอดจนส่งเสริมให้เปลี่ยนการใช้ LPG ภาคครัวเรือนเป็นเตาไฟฟ้า
5.2.4 ด้านพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก มุ่งเน้นดำเนินการดังนี้ (1) ประเมินศักยภาพพลังงานหมุนเวียน และศักยภาพการเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของประเทศใหม่ ให้สอดคล้องกับความต้องการใช้ไฟฟ้า โดยในส่วนของพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมต้องคำนึงถึงศักยภาพตามธรรมชาติที่ขึ้นกับลักษณะภูมิประเทศและภูมิอากาศ พลังงานชีวมวลและพลังงานขยะต้องสอดคล้องกับศักยภาพเชื้อเพลิงของแต่ละพื้นที่ และพลังงานน้ำจำเป็นต้องพิจารณารับซื้อจากประเทศเพื่อนบ้านที่มีศักยภาพและความพร้อมในการพัฒนาโครงการ เนื่องจากมีข้อจำกัดด้านผลกระทบสิ่งแวดล้อมและการยอมรับของประชาชนในประเทศ (2) ส่งเสริมและพัฒนากลไกการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนแบบกระจายศูนย์ ได้แก่ การผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนระดับชุมชน เพื่อยกระดับคุณภาพชีวิตเกษตรกรและส่งเสริมเศรษฐกิจฐานราก การส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีไมโครกริดร่วมกับการผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (3) จัดทำแพลตฟอร์มและพัฒนา ศูนย์ข้อมูลการควบคุมพลังงานหมุนเวียน (RE Control Center) ด้วยระบบดิจิทัล ทั้งส่วนที่ติดตั้งอยู่ในระบบสายส่งและพื้นที่ห่างไกลนอกระบบแต่มีศักยภาพ เพื่อให้การบริหารจัดการพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าของประเทศมีประสิทธิภาพและความมั่นคง (4) กำหนดมาตรการส่งเสริมให้เกิดการลงทุนในพลังงานหมุนเวียนมากขึ้น เพื่อสร้างความเชื่อมั่นกับนักลงทุนต่างชาติทั้งปัจจุบันและรายใหม่ โดยกำหนดราคารับซื้อพลังงานสะอาด และปรับปรุงกฎระเบียบให้ส่งเสริมและสร้างแรงจูงใจในการลงทุนและเลือกใช้พลังงานสะอาด และ (5) ส่งเสริมการลงทุนในตลาดเทคโนโลยีพลังงานหมุนเวียน พัฒนาตลาดชีวมวลเพื่อการผลิตไฟฟ้าและความร้อนเพื่อเป็นประเทศฐานของเศรษฐกิจชีวภาพ ศึกษาและพัฒนาการใช้ไฮโดรเจน เปลี่ยนเชื้อเพลิงชีวภาพไปสู่เชื้อเพลิงชีวภาพสำหรับอากาศยาน (Biojet) และการใช้งานอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
5.2.5 ด้านการอนุรักษ์พลังงาน มุ่งเน้นดำเนินการดังนี้ (1) กำหนดเป้าหมายการเพิ่มประสิทธิภาพใหม่ โดยพัฒนามาตรการส่งเสริมการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานให้ครอบคลุมทุกภาคส่วน เช่น เกณฑ์มาตรฐานการใช้พลังงานในอาคาร เกณฑ์มาตรฐานอนุรักษ์พลังงานสำหรับผู้ผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า รวมถึงปรับปรุงกฎระเบียบและกำหนดมาตรการเพื่อให้เกิดกลไกตลาดส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและธุรกิจบริษัทจัดการพลังงาน (Energy Service Company, ESCO) (2) ส่งเสริมการลงทุนในตลาดเทคโนโลยีการเพิ่มประสิทธิภาพพลังงาน ส่งเสริมให้เกิดอุตสาหกรรมสีเขียว รวมถึงเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในบ้านและอาคารโดยใช้ระบบบริหารจัดการพลังงานอัจฉริยะ และ (3) พัฒนาเทคโนโลยีเพื่อบริหารจัดการการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ และรองรับเทคโนโลยีการใช้พลังงานยุคใหม่ เช่น ดิจิทัลแพลตฟอร์มเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ระบบบริหารจัดการพลังงานอัจฉริยะ และแพลตฟอร์มการบริหารข้อมูลการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า รวมทั้งพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับการใช้พลังงานที่มีประสิทธิภาพในอนาคต เช่น โครงสร้างพื้นฐานสถานี อัดประจุไฟฟ้าเพื่อรองรับยานยนต์ไฟฟ้าอย่างเพียงพอ เป็นต้น
5.3 กระบวนการจัดทำแผนพลังงานชาติคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในปี 2565 โดยมีกรอบการดำเนินการ ดังนี้ (1) นำเสนอกรอบแผนพลังงานชาติเพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. ในช่วง ต้นเดือนสิงหาคม 2564 (2) จัดกระบวนการรับฟังความคิดเห็นกรอบแผนพลังงานชาติจากภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง ทั้งภาครัฐ ประชาชน เอกชน นักวิชาการ และผู้สนใจทั่วไป ในช่วงระหว่างเดือนสิงหาคม ถึงตุลาคม 2564 (3) นำความเห็นจากการรับฟังความคิดเห็นไปประกอบการจัดทำแผนพลังงาน 5 แผนภายใต้แผนพลังงานชาติ ได้แก่ ด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก และอนุรักษ์พลังงาน เพื่อประกอบเป็นร่างแผนพลังงานชาติ ในช่วงระหว่างเดือนตุลาคม 2564 ถึงไตรมาส 1 ปี 2565 (4) จัดกระบวนการ รับฟังความคิดเห็นร่างแผนพลังงานชาติ ในช่วงไตรมาส 2 ปี 2565 และ (5) นำเสนอร่างแผนพลังงานชาติ เพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. ในช่วงไตรมาส 3 ปี 2565 ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานมีข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วนเพื่อให้ประเทศไทยสามารถขับเคลื่อนการดำเนินงานได้ตามเป้าหมายในการลดการปลดปล่อย ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 รวมทั้งเพื่อแสดงถึงจุดยืนและการเตรียมการ ของประเทศให้รองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านระบบเศรษฐกิจสู่เป้าหมายดังกล่าวต่อกลุ่มประเทศคู่ค้าทั้งระดับภูมิภาคและระดับโลก ตลอดจนเพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันและดึงดูดการลงทุนจากประเทศ ที่มีนโยบายมุ่งเน้นการใช้พลังงานสะอาดในช่วง 10 ปีข้างหน้า ดังนี้ (1) จัดทำแผนพลังงานชาติภายใต้กรอบนโยบายที่ทำให้ภาคพลังงานขับเคลื่อนภาคเศรษฐกิจให้รองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านสู่การปลดปล่อย ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ได้ในระยะยาว โดยครอบคลุมการขับเคลื่อนพลังงานทั้ง 5 ด้าน ภายใต้แผนพลังงานชาติ (2) พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดรูปแบบต่างๆ และลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิลในช่วง 10 ปีข้างหน้า คือ พ.ศ. 2564 – 2573 ภายใต้แผน PDP2018 rev.1 ตามความเหมาะสม เพื่อให้มีการผลิตไฟฟ้าผูกพันเชื้อเพลิงฟอสซิลเท่าที่จำเป็นและสามารถรองรับการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดได้ในระยะยาว โดยคำนึงถึงต้นทุนและความก้าวหน้าทางเทคโนโลยีเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ต้องนำหลักการวางแผนเชิงความน่าจะเป็น ได้แก่ โอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) มาเป็นเกณฑ์แทนกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองซึ่งไม่สามารถวิเคราะห์ผลความไม่แน่นอนของพลังงานหมุนเวียนได้ เพื่อให้การประเมินและวางแผนความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้น และ (3) ปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่ง และจำหน่ายไฟฟ้าให้มีความยืดหยุ่น มีประสิทธิภาพ และครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนรูปแบบต่างๆ เพื่อรองรับกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มขึ้นในอนาคต และตอบสนองต่อ การผลิตไฟฟ้าได้อย่างทันท่วงทีโดยไม่กระทบกับความมั่นคงของประเทศ
6. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป โดยมีข้อสังเกตประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติ ดังนี้ (1) การพิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดรวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าพลังน้ำจากประเทศเพื่อนบ้าน ควรคำนึงถึงผลกระทบค่าไฟฟ้า ความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ และความมั่นคงทางพลังงาน โดยอาจพิจารณาเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าชุมชนที่ใช้เชื้อเพลิง ก๊าซชีวภาพหรือชีวมวลจากวัสดุเหลือทิ้งทางการเกษตร เช่น ใบอ้อย ฟางข้าว รวมถึงการผลิตไฟฟ้าจากขยะชุมชนหรือขยะอุตสาหกรรมที่ช่วยแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม โดยควรคำนึงถึงการประเมินวัฏจักรชีวิตของผลิตภัณฑ์ (Life Cycle Analysis, LCA) และการบริหารจัดการซากแผงโซลาร์เซลล์และแบตเตอรี่ยานยนต์ไฟฟ้าที่หมดอายุ เพื่อไม่เป็นการเพิ่มขยะสู่สิ่งแวดล้อมในอนาคต (2) แนวนโยบายของแผนพลังงานชาติควรมีการประเมินศักยภาพพลังงานหมุนเวียนของประเทศ รวมทั้งพิจารณาสัดส่วนของพลังงานหมุนเวียนต่อความต้องการพลังงานภาพรวม ของประเทศนอกเหนือจากพลังงานหมุนเวียนด้านไฟฟ้าด้วย โดยกำหนดเป้าหมายไว้ในแผนพลังงานชาติ ที่จะจัดทำต่อไป (3) การปรับเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานตามแนวนโยบายของแผนพลังงานชาติ ควรส่งเสริมให้มีการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในภาครัฐ โดยมีโครงการ ESCO สำหรับภาครัฐเพื่อสร้างการลงทุนและกระตุ้นเศรษฐกิจ และ (4) ควรมีมาตรการบรรเทาการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สำหรับโรงไฟฟ้าหรือโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลอื่นทั้งหมดนอกเหนือจากเชื้อเพลิงถ่านหิน และควรหารือหน่วยงาน ที่เกี่ยวข้อง เช่น ธนาคารภาครัฐ เพื่อกำหนดมาตรการสนับสนุนด้านการเงินแก่โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ให้สามารถดำเนินการได้เพื่อเป็นการกระตุ้นเศรษฐกิจหลังช่วงโควิด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ และมอบหมายกระทรวงพลังงานจัดทำแผนพลังงานชาติ ตามกรอบการดำเนินการ โดยให้รับข้อสังเกตของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ไปประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติต่อไป
2. มอบหมายให้ กบง. บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ
3. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับ 3 การไฟฟ้า เพื่อติดตามความคืบหน้าในการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าของประเทศ เพื่อรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มมากขึ้นในช่วงการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบเศรษฐกิจ neutral-carbon economy ได้ในระยะยาว โดยไม่ให้มีผลกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ
4. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อศึกษาและดำเนินการออกมาตรการที่ช่วยบรรเทาการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สำหรับโรงไฟฟ้าหรือโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงถ่านหิน เช่น การปลูกป่าทดแทน การติดตั้งเครื่องการดักจับและการกักเก็บคาร์บอน(Carbon Capture and Storage: CCS) เป็นต้น เพื่อช่วยขับเคลื่อนให้บรรลุเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 ทั้งนี้ ต้องได้รับความช่วยเหลือทางด้านนโยบายการเงินและเทคโนโลยีจากกลุ่มประเทศ G7
5. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อกำหนดแนวทางนโยบายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) แทนการใช้รถยนต์ที่ใช้เครื่องยนต์สันดาปภายใน และเปลี่ยนแปลงการใช้พลังงานในภาคอุตสาหกรรมจากเชื้อเพลิงถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ
เรื่องที่ 3 การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2564 สำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือถึงรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รอง นรม. และ รมว.พน.) แจ้งว่า นายทองลุน สีสุลิด นายกรัฐมนตรีสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรีเพื่อขอรับการสนับสนุนจากไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ซึ่งนายกรัฐมนตรีได้มีบัญชาให้ รอง นรม. และ รมว.พน. พิจารณาเรื่องดังกล่าว และเชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประชุมหารือ เพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป.ลาว อย่างเหมาะสม โดยเมื่อวันที่ 31 มีนาคม 2564 รอง นรม. และ รมว.พน. ได้ประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง ปลัดกระทรวงพลังงาน (ปพน.) ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ผู้แทนสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ ผู้แทนสำนักงานความร่วมมือพัฒนาเศรษฐกิจกับประเทศเพื่อนบ้าน (องค์การมหาชน) และผู้แทนธนาคารเพื่อการส่งออกและนำเข้าแห่งประเทศไทย เพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว อย่างเหมาะสมตามข้อสั่งการของ นรม. ต่อมาเมื่อวันที่ 8 เมษายน 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว ได้มีหนังสือแจ้งความประสงค์จะเสนอขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจำนวน 5 โครงการ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 4,200 เมกะวัตต์ (MW) และขอให้พิจารณาขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป.ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (MOU) เพื่อรองรับข้อเสนอขายไฟฟ้าดังกล่าว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2564 รอง นรม. และ รมว.พน. ได้ประชุมหารือทวิภาคีร่วมกับนายดาววง พอนแก้ว รัฐมนตรีกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว โดย สปป.ลาว ได้แจ้งความประสงค์จะขอขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เป็น 11,000 MW ซึ่ง รอง นรม. และ รมว.พน. รับทราบความประสงค์ดังกล่าว และมอบหมายให้ ปพน. ตั้งคณะทำงานเพื่อหารือร่วมกับปลัดกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว พิจารณาถึงปริมาณที่เหมาะสมในการขยายกรอบ MOU และพิจารณาร่าง MOU ฉบับใหม่ เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
2. รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป.ลาว มีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าผ่านการซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าที่พัฒนาขึ้นใน สปป.ลาว เชื่อมโยงผ่านระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยปัจจุบันมีกรอบปริมาณความร่วมมือการซื้อขายไฟฟ้าจำนวน 9,000 MW โดยมีสถานภาพการซื้อขายไฟฟ้า ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงการที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว 5,421 MW ประกอบด้วย (1) โครงการเทิน-หินบุน ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 214 MW วันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (COD) มีนาคม 2541 (2) โครงการห้วยเฮาะ ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 126 MW COD กันยายน 2542 (3) โครงการน้ำเทิน 2 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 948 MW COD เมษายน 2553 (4) โครงการน้ำงึม 2 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 597 MW COD มีนาคม 2554 (5) โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 220 MW COD ธันวาคม 2555 (6) โครงการหงสาลิกไนต์ Unit 1 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 491 MW COD 1 มิถุนายน 2558 และ Unit 2 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 491 MW COD 2 พฤศจิกายน 2558 (7) โครงการหงสาลิกไนต์ Unit 3 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 491 MW COD มีนาคม 2559 (8) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 354 MW COD กันยายน 2562 (9) โครงการน้ำเงี๊ยบ 1 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 269 MW COD กันยายน 2562 และ (10) โครงการไซยะบุรี ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 1,220 MW COD ตุลาคม 2562 และส่วนที่ 2 โครงการที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว และอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 514 MW ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 1 ปริมาณไฟฟ้าเสนอขาย 514 MW กำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) พฤษภาคม 2565 รวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน 5,935 MW คงเหลือปริมาณไฟฟ้า ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจาก สปป.ลาว ได้อีกประมาณ 3,065 MW;
3.นโยบายและหลักการพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน มีดังนี้ ส่วนที่ 1หลักการและเหตุผล ประกอบด้วย (1) เป็นทางเลือกหนึ่งในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศไทย ในกรณีที่ไม่สามารถสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่มเติมในประเทศได้ (2) ช่วยแบ่งเบาภาระการจัดหาไฟฟ้าในประเทศในระยะยาวภายใต้ราคารับซื้อไฟฟ้าคงที่ตลอดระยะเวลาที่ทำการตกลงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยราคารับซื้อไฟฟ้าจะต้องไม่สูงกว่าราคาที่ผลิตได้เองในประเทศ และ (3) เป็นการเสริมสร้างความสัมพันธ์อันดีระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน และส่วนที่ 2 เงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทย ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) พบว่าการพึ่งพาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพียงประเทศเดียวจะทำให้เกิดความเสี่ยงสูง ดังนั้น หากกระจายการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศจะทำให้เกิดความเสี่ยงลดลง ส่งผลให้สัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศมีปริมาณมากกว่าการรับซื้อไฟฟ้าจากเพียงประเทศเดียว ทั้งนี้ ได้กำหนดหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้า จากประเทศเพื่อนบ้าน ดังนี้ การรับซื้อไฟฟ้าจาก 1 ประเทศ 2 ประเทศ 3 ประเทศ และ 4 ประเทศ ให้มีสัดส่วนปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ 13 ร้อยละ 25 ร้อยละ 33 และร้อยละ 38 ของกำลังผลิตทั้งหมด ตามลำดับ
4. การพิจารณาปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้กรอบ MOU มีการดำเนินการมาโดยลำดับ ดังนี้ เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้พิจารณาข้อเสนอการขายไฟฟ้าและปริมาณรับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมเพื่อประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU ตามที่ สปป.ลาว เสนอ โดยพิจารณาถึงเงื่อนไขตามการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทย ซึ่งกำหนดว่าหากรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ 1 ประเทศ สัดส่วนปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่ควรเกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดย ณ ปลายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ปี 2580 จะสามารถปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้กรอบ MOU ได้อีกไม่เกิน 2,111 MW หรือเทียบเท่ากับการขยายกรอบ MOU เป็น 11,111 MW และได้มีมติเห็นควรกำหนดการขยายกรอบ MOU เป็น 10,200 MW เพื่อนำไปประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU กับ สปป.ลาว ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน (พน.) ได้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (ฝ่ายไทย) (คณะทำงานฯ) โดยมี ปพน. เป็นประธาน และมีผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย กรมสนธิสัญญาและกฎหมาย กระทรวงการต่างประเทศ สนพ. กฟผ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เป็นคณะทำงาน และผู้อำนวยการกองการต่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นเลขานุการคณะทำงานฯ เพื่อหารือร่วมกับ สปป.ลาว และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ให้ได้ข้อสรุปในรายละเอียดการขยายกรอบ MOU ที่เห็นพ้องร่วมกันทั้งสองฝ่าย และจัดทำรายละเอียดเนื้อหา MOU ให้มีความเหมาะสมสอดคล้องกับสถานการณ์และนโยบายที่เกี่ยวข้องของ พน. โดย พน. ได้มีหนังสือถึง สปป.ลาว เพื่อส่งร่าง MOU ที่มีการปรับแก้อย่างเป็นทางการให้ สปป.ลาว พิจารณา ซึ่งต่อมากระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาร่าง MOU ว่าเห็นด้วยกับการปรับเพิ่มถ้อยคำของฝ่ายไทยในประเด็นความร่วมมือเพื่อผลักดันแนวทางลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (Decarbonization) และส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานสะอาด เพื่อนำไปสู่เป้าหมายการเปลี่ยนแปลงด้านพลังงานร่วมกันทั้งสองประเทศ และขอให้พิจารณาเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในร่าง MOU จาก 10,200 MW เป็น 10,500 MW หรือ 11,000 MW รวมทั้งรับทราบและเห็นด้วยกับหลักการการพิจารณาโครงการของฝ่ายไทย
5. เมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาข้อเสนอการขยายกรอบ MOU ของ สปป. ลาว และได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบ MOU เป็น 10,500 MW เนื่องจากปริมาณดังกล่าวไม่เกินเกณฑ์ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผน PDP2018 Rev.1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ทั้งนี้ การพิจารณาโครงการตามข้อเสนอของ สปป.ลาว ภายใต้กรอบดังกล่าว ฝ่ายไทยจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการ ซึ่งโครงการจะต้องสอดคล้องและเป็นไปตามหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ รวมทั้งจะต้องคำนึงถึงผลกระทบด้านสังคม เขตแดน และสิ่งแวดล้อม โดยให้นำข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการประสานฯ เสนอต่อคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ประกอบการพิจารณาการขยายกรอบ MOU ดังนี้ (1) การพิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จะต้องพิจารณาผลกระทบต่อความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้าในการรับซื้อจาก 1 ประเทศ ซึ่งกำหนดสัดส่วนไม่ให้เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) การพิจารณาโครงการตามข้อเสนอของ สปป.ลาว ฝ่ายไทยจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการ ซึ่งโครงการจะต้องสอดคล้องและเป็นไปตามหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ รวมทั้งจะต้องคำนึงถึงผลกระทบด้านสังคม เขตแดน และสิ่งแวดล้อม (3) โครงการที่ สปป.ลาว เสนอมาส่วนใหญ่เป็นโครงการ เขื่อนแบบน้ำไหลผ่าน (Run of river) ที่ตั้งอยู่บนลำน้ำโขงสายประธาน หากเกิดปัญหาภัยแล้ง ลำน้ำโขงไม่มีน้ำ หรือประเทศจีนกักเก็บน้ำ อาจส่งผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าของโครงการที่อยู่บนลำน้ำโขงทั้งหมด รวมทั้งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าประเทศไทยได้ จึงควรเสนอให้ สปป.ลาว มีแผนบริการจัดการน้ำในช่วงฤดูแล้งเพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ประเทศไทยได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ (4) ใน MOU มีถ้อยคำและบริบทที่ก่อให้เกิดพันธกรณีภายใต้ข้อบังคับของกฎหมายระหว่างประเทศ ดังนั้น MOU ดังกล่าวจึงถือเป็นสนธิสัญญาตามกฎหมายระหว่างประเทศและหนังสือสัญญาตามมาตรา 178 ของรัฐธรรมนูญไทย ที่จะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีก่อนลงนาม
6. เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2564 กบง. ได้พิจารณาข้อเสนอการขยายกรอบ MOU ของ สปป. ลาว ซึ่งที่ประชุมเห็นว่าปริมาณการขยายกรอบ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ ไม่เกินเกณฑ์ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผน PDP2018 Rev.1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ และการขยายกรอบ MOU เป็นการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานน้ำจาก สปป.ลาว ซึ่งเป็นการดำเนินการที่สอดคล้องกับทิศทางด้านพลังงานโลกที่มุ่งเน้นพลังงานสะอาด ลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ของประเทศเพื่อมุ่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนเศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ อีกทั้งยังเป็นการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป.ลาว ที่ขอรับการสนับสนุนจากไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจ จึงได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบ MOU จาก 9,000 MW เป็น 10,500 MW และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อ กพช.พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบข้อเสนอของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) ในการขอให้พิจารณาขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าในบันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป.ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว (MOU)
2. ให้กระทรวงพลังงาน และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการตามกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป.ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป.ลาว ฉบับปัจจุบัน ทั้งนี้ ในอนาคตหากมีความจำเป็นต้องขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจดังกล่าว ให้กระทรวงพลังงานเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาอีกครั้ง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรี ได้มติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (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. ซึ่งในส่วนของภาคการผลิตไฟฟ้าอ้างอิงตามแผน การเดินเครื่องโรงไฟฟ้า (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 ปริมาณการจัดหา ก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 พิจารณาจากกรณี BAU ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) ที่มีสัญญา อยู่ในปัจจุบัน จากแหล่งก๊าซในประเทศทั้งแหล่งในอ่าวไทยและแหล่งบนบก การนำเข้าก๊าซธรรมชาติ จากแหล่งก๊าซในประเทศเมียนมา และการนำเข้า LNG ตามสัญญาระยะยาวจำนวน 4 สัญญา สรุปปริมาณ การจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 4,271 4,163 และ 4,069 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ และส่วนที่ 3 ความสามารถในการนำเข้า LNG พิจารณาจากข้อมูลคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ และการจัดหาก๊าซธรรมชาติกรณี BAU ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) พบว่าปริมาณความสามารถ ในการนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ 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. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 กบง. ได้พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 – 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ดังกล่าว และได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 -2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ โดยหากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้ ชธ. และ ปตท. เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาทบทวน รวมทั้งได้รับทราบการมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 คือ Regulated Market และ Partially Regulated Market สำหรับ New Demand และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าของ Shipper รวมทั้งกำกับดูแลต่อไป
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. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้ดำเนินการจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 คือ Regulated Market และ Partially Regulated Market สำหรับ New Demand และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าของ Shipper รวมทั้งกำกับดูแลต่อไป
3. ให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับความเห็นของประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 5 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด รวมทั้งมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป โดยสาระสำคัญที่เกี่ยวข้องกับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ประกอบด้วย 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 การกำหนดโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตามแนวทางที่ กบง. และ กพช. กำหนด (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply และผู้รับใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) ที่จัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) เพื่อนำมาใช้กับภาคไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และ (2) กลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) โดยให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลปริมาณและคุณภาพการให้บริการ และส่วนที่ 2 การกำหนดหลักการสำหรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ โดยกำหนดให้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ (2) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจากผู้บริหารระบบส่งและศูนย์ควบคุมการส่งก๊าซธรรมชาติ (TSO) ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น โดยไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล และ (3) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการกำหนดและทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
2. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติปัจจุบัน ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ที่ กกพ. เสนอ มีรายละเอียดดังนี้ Wy = WH + S+ T โดยที่ Wy คือ ราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า โดย y คือ กลุ่มลูกค้า เช่น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น WH คือ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งคำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซ ที่ Shipper รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้จัดหา ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG ที่จัดหาโดย ปตท. ซึ่งรวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซของสถานี LNG แล้ว S คือ อัตราค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งกำหนดอัตราตามกลุ่มประเภทของลูกค้า ประกอบด้วย S1 คือ ค่าใช้จ่ายในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ S2 คือ ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซและการส่งก๊าซให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้ผลิตหรือผู้ค้าก๊าซ (LNG Supplier) กับ Shipper และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับผู้ใช้ก๊าซ รวมถึงค่าความเสี่ยงอื่นๆ และ T คือ อัตราค่าบริการในการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย Td คือ อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge) และ Tc คือ อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge)
3. ข้อเสนอโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่ กกพ. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 และวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 รวมทั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2564 และ กบง. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2564 โดยให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ประกอบด้วยสาระสำคัญ 4 ส่วน ดังนี้
3.1 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จำแนกเป็น 3 กลุ่ม ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ดังนี้ กลุ่มที่ 1 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ขายให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลพื้นที่ (Zone) 1 กลุ่มที่ 2 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ปตท. ขายให้กลุ่ม Old Supply ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซ โดยรวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา ณ ชายแดน และ LNG โดยรวมค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ (Pool Gas) (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก พื้นที่ 2 ถึงพื้นที่ 4 ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง ประกอบด้วย (1) ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน (2) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (3) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ บนบกพื้นที่ 5 และกลุ่มที่ 3 ราคาก๊าซธรรมชาติที่ New Shipper ขายไฟฟ้าเข้าระบบใน Regulated Market ประกอบด้วย (1) ราคา LNG (2) ค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ (3) ค่าบริการ ในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และ (4) ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก พื้นที่ 3 โดยการกำกับราคา เนื้อก๊าซธรรมชาติแต่ละแหล่งอยู่ภายใต้การดูแลจากภาคนโยบายตามราคาสัมปทานของผู้ผลิตแต่ละแหล่ง และการเปลี่ยนแปลงดัชนีอ้างอิงในตลาดโลก สำหรับการกำกับดูแลอัตราค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติเมื่อมี การนำเนื้อก๊าซเข้ามาในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลตามมาตรา 64 และมาตรา 65 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อกำกับดูแลสำหรับผู้ใช้พลังงานขั้นสุดท้าย ทั้งนี้ เห็นควรเสนอให้มีการทบทวนพื้นที่ในการคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซของผู้ซื้อก๊าซ โดยคำนวณ ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติพื้นที่ 1 ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด ซึ่งนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) มาคำนวณรวมในอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล ของ ปตท. ด้วย เนื่องจากก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยสามารถไหลได้ทุกทิศทางในโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล และเมื่อก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยแหล่งใดแหล่งหนึ่งหมดจะมีการนำก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยจากแหล่งอื่นๆ เข้ามาทดแทน ซึ่งเป็นไปตามแนวทางที่ กกพ. ได้นำเสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 ในส่วนของ ค่า Td และค่า Tc สำหรับพื้นที่ 2 ถึงพื้นที่ 4 สำหรับกลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ รวมทั้งหากมีการเปลี่ยนแปลงการแบ่งพื้นที่สำหรับการคิดอัตราค่าบริการในภายหลังให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด
3.2 โครงสร้างสูตรราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยัง กลุ่มลูกค้า (Wy) จำแนกตามกลุ่มลูกค้าได้ 3 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มที่ 1 กลุ่มโรงแยกก๊าซธรรมชาติ สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ คือ Wโรงแยกก๊าซ = Gulf Gas + [S1,โรงแยกก๊าซ + S2,โรงแยกก๊าซ] + [Tdzone 1 + Tczone 1] กลุ่มที่ 2 กลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply ประกอบด้วย (1) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. หรือ IPP ในพื้นที่ 3 คือ Wกฟผ/IPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,กฟผ/IPP + S2,กฟผ/IPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ SPP ในพื้นที่ 3 คือ WSPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,SPP + S2,SPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (3) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ IPP ที่อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช คือ Wขนอม = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ขนอม + S2,ขนอม] + [Tdzone 2 + Tczone 2] (4) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา คือ Wจะนะ = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,จะนะ + S2,จะนะ] + [Tdzone 4 + Tczone 4] (5) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่น คือ Wน้ำพอง = (WHตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน) + [S1,น้ำพอง + S2,น้ำพอง] + [Tdzone 5 + Tczone 5] (6) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ค้า NGV คือ WNGV = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,NGV + S2,NGV] + [Tdzone 3 + Tczone 3] และ (7) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ 3 คือ Wผู้ค้าปลีก = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ผู้ค้าปลีก + S2,ผู้ค้าปลีก] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้กำหนดเป็นราคาเฉลี่ยของค่าบริการที่ กกพ. กำหนดตามปริมาณ LNG ส่งเข้า Pool Gas ต่อปริมาณก๊าซธรรมชาติทั้งหมด ที่รวมอยู่ใน Pool Gas และส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซ โดยค่า Td และค่า Tc สำหรับกลุ่มนี้สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ และกลุ่มที่ 3 กลุ่มลูกค้าของ Shipper รายใหม่ สำหรับ New Supply ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ประกอบด้วย (1) สูตรราคาการซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ กฟผ. หรือ IPP ในพื้นที่ 3 คือ Wกฟผ/IPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,กฟผ/IPP,Shipper + S2,กฟผ/IPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] และ (2) สูตรราคาการ ซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ SPP ในพื้นที่ 3 คือ WSPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,SPP,Shipper + S2,SPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้เป็นไปตามอัตราค่าบริการที่ กกพ. กำหนด โดยราคานำเข้า LNG Shipper ซึ่งเป็นราคา LNG Benchmark ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. และ กพช. ให้ความเห็นชอบภายใต้การกำกับดูแลโดย กกพ. นอกจากนี้ สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Shipper แล้วมีความประสงค์จะใช้ Pool Gas ในบางช่วงเวลา ให้ กกพ. สามารถกำหนดราคา Premium จาก Pool Gas สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มดังกล่าว เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ในภาพรวมของประเทศ
3.3 กรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามข้อเสนอของ กกพ. มีดังนี้ (1) เห็นควรกำหนดให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่มีผลบังคับใช้ภายใน 1 ปี นับจากวันที่ กพช. มีมติ และ (2) ในระหว่างการพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และอัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ (T) ตามโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่ เห็นควรกำหนดแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน โดยส่วนที่ 1 กำหนดอัตราค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (ร้อยละของ Margin) โดยคำนวณจากราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย (Pool Gas) ตามวิธีปัจจุบัน และให้ ปตท. Shipper เร่งทำความเข้าใจการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติกับผู้ใช้ก๊าซ ให้รองรับการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติดังกล่าวแล้วเสร็จภายในกรอบระยะเวลาที่กำหนด และส่วนที่ 2 กำหนดให้อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติสำหรับ Shipper รายใหม่เท่ากับอัตราค่าผ่านท่อบนบกพื้นที่ 3 ประกอบด้วย Td Zone 3 และ Tc Zone 3
3.4 ผลกระทบของข้อเสนอการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จากการประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติระหว่างราคาก๊าซที่ใช้ Pool Gas แบบเดิม กับราคาก๊าซที่ใช้ Pool Gas แบบใหม่ตามข้อเสนอการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ โดยคำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของ ปตท. ด้วยปริมาณที่ถูกต้อง คือ คำนวณจากปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทั้งหมด ซึ่งเปลี่ยนแปลงจากปัจจุบันที่คำนวณจากปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย รวมก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG ร่วมกับการคำนวณด้วยค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมดซึ่งรวม TTM โดยอ้างอิงข้อมูลความต้องการใช้ก๊าซ ปริมาณจัดหาก๊าซ ราคาก๊าซธรรมชาติของเดือนมกราคม 2564 และประมาณการรายได้ของระบบท่อในทะเลของพื้นที่ 2 ปัจจุบัน ไปอยู่พื้นที่ 1 ตามสัดส่วนสินทรัพย์ของระบบท่อเส้นที่ 2 ที่อยู่ในทะเลในอัตราร้อยละ 66 โดยคิดจากอัตราผลตอบแทนเงินลงทุน (Allowed Revenue) ตามวิธีการเดิมที่ยังไม่รวมเงินลงทุนใหม่ จากนั้นนำราคาก๊าซที่ได้มาเปรียบเทียบเพื่อพิจารณาผลกระทบที่เกิดขึ้นกับลูกค้าแต่ละรายพบว่า ราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นประมาณ 3.2976 บาทต่อล้านบีทียู ซึ่งจะทำให้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นประมาณ 95 ล้านบาทต่อเดือน เช่นเดียวกับราคาก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าจะนะ ที่เพิ่มขึ้นประมาณ 3.5292 บาท ต่อล้านบีทียู ในขณะที่ราคาก๊าซสำหรับกลุ่มโรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPP SPP กลุ่ม NGV และกลุ่มอุตสาหกรรม ลดลงประมาณ 1.0682 บาทต่อล้านบีทียู เช่นเดียวกับราคาก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าขนอม ที่ลดลงประมาณ 1.8620 บาท ต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศลดลงประมาณ 56 ล้านบาทต่อเดือน หรือคิดเป็นค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ลดลงประมาณ 0.39 สตางค์ต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 รวมทั้งกรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ
2. มอบหมายให้ กกพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป