มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2565 (ครั้งที่ 156)
วันพฤหัสบดีที่ 6 มกราคม พ.ศ. 2565 เวลา 09.30 น.
1. แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574
2. การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
4. โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566
5. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บทฯ ต่อมา สนพ. ได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 (แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น) เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณา โดยเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น รวมทั้งกรอบงบประมาณ การดำเนินการตามแผนดังกล่าว และต่อมา เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติรับทราบตามมติ กบง. ทั้งนี้ แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นจะสิ้นสุดในปี 2564 สนพ. จึงได้จัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574 (แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง) โดยผ่านกระบวนการรับฟังและแลกเปลี่ยนความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกภาคส่วน และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ของประเทศไทย (คณะอนุกรรมการฯ) โดยเมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามและขับเคลื่อนการดำเนินงานให้เป็นไปตามกรอบเป้าหมายสำคัญ ของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และให้นำกิจกรรม/โครงการ รวมถึงงบประมาณของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง เสนอต่อคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) เพื่อพิจารณากำหนดกิจกรรม/โครงการ และกรอบงบประมาณไว้ในแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รวมทั้งให้คณะอนุกรรมการฯ สามารถพิจารณาทบทวนรายละเอียดโครงการ/กิจกรรม รวมถึงกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ได้ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ในอนาคต โดยหากมีการเปลี่ยนแปลงที่กระทบต่อเป้าหมายของแผนอย่างมีนัยสำคัญ ให้นำเสนอ กบง. ให้ความเห็นชอบ
2. ร่างแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้
2.1 วิสัยทัศน์ (Vision) คือ ส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่าง ๆ และการจัดการทรัพยากรในระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่จำเป็น รองรับการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบโครงข่ายไฟฟ้ายุคใหม่อย่างมีประสิทธิภาพ และเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม เป้าหมายภาพ (Goal) รวมแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ได้แก่ เป้าหมายระยะสั้น 1 – 5 ปี เป็นการเตรียมความพร้อมและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่างๆ ที่จำเป็น และนำร่องการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์ (Distributed energy resources: DER) ในรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่เริ่มส่งผลต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า และเป้าหมายระยะปานกลาง 6 – 10 ปี เป็นการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน และเร่งการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์อย่างเต็มรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่ส่งผลอย่างมีนัยสำคัญต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า
2.2 เป้าหมายสำคัญ (Key Milestone) แบ่งเป็น 4 ระยะ ได้แก่ ระยะ 1 – 2 ปี เป็นระยะเร่งด่วนที่ต้องเร่งดำเนินการ ระยะ 3 – 5 ปี เป็นระยะสั้นของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะ 6 – 10 ปี เป็นระยะยาวของแผนการขับเคลื่อนฯ และระยะมากกว่า 10 ปี เป็นมุมมองที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในระยะต่อไป โดยแบ่งเป้าหมายสำคัญเป็น 5 เสาหลัก และแผนอำนวยการสนับสนุน ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการสั่งการและใช้งานการตอบสนองด้านโหลดแบบกึ่งอัตโนมัติ (Semi-Auto DR) และแบบอัตโนมัติ (Auto DR) ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท สามารถทดแทนผลิตภัณฑ์ในระบบไฟฟ้าได้หลากหลายในเชิงพาณิชย์ และครอบคลุมทุกรูปแบบการให้บริการ (Grid Service) โดยจะกำหนดเป้าหมายการตอบสนองด้านโหลดลงในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) (2) เสาหลักที่ 2 การพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ครอบคลุมทั้งโรงไฟฟ้า SPP VSSP รวมถึง Prosumer-Aggregator (3) เสาหลักที่ 3 ระบบไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (Microgrid & Prosumer) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานพลังงานหมุนเวียนสำหรับไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (RE base Microgrid / Prosumer) เชิงพาณิชย์ที่เป็นการดำเนินการปกติ และไมโครกริดสามารถช่วยในการบริหารจัดการโครงข่ายไฟฟ้าที่มีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนสูง (High %RE Penetration) (4) เสาหลักที่ 4 ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานในทุกรูปแบบการบริการของระบบกักเก็บพลังงานที่เกี่ยวข้องกับโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศไทย รวมถึงมาตรการส่งเสริมรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ ของ ESS (5) เสาหลักที่ 5 การบูรณาการยานยนต์ไฟฟ้า (EV Integration) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าที่มีการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าแบบ V1G และ V2X ครอบคลุมผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าทุกประเภทตามแผนการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน เป้าหมายสำคัญ คือ ช่วยสนับสนุนคู่ขนาน 5 เสาหลัก รวมถึงพัฒนาเทคโนโลยีสมัยใหม่เพื่อสนับสนุนงาน Smart Grid และพัฒนาให้เกิดรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ โดยมีแผนกลยุทธ์การดำเนินงาน (Strategic Plan) ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ ด้านนโยบาย ด้านกฎระเบียบข้อบังคับ และด้านเทคนิค
2.3 แผนการดำเนินกิจกรรม/โครงการ (Action Plan Projects) ประกอบด้วย สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ซึ่งมีจำนวนกิจกรรม/โครงการรวมทั้งสิ้น 71 กิจกรรม/โครงการ ประมาณการกรอบงบประมาณรวมทั้งสิ้น 415,610 ล้านบาท สรุปได้ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 DR & EMS จำนวน 17 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 48,380 ล้านบาท (2) เสาหลักที่ 2 RE Forecast จำนวน 8 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 160 ล้านบาท (3) เสาหลักที่ 3 Microgrid & Prosumer จำนวน 13 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 80,256 ล้านบาท (4) เสาหลักที่ 4 ESS จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 196,980 ล้านบาท (5) เสาหลักที่ 5 EV Integration จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 3,800 ล้านบาท และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน จำนวน 9 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 86,034 ล้านบาท
2.4 ความมุ่งหมายของแผน ประกอบด้วย 3 ด้านหลัก ดังนี้ (1) ด้านการบริหารการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย จะทำให้เกิดการบูรณาการร่วมกันของทุกภาคส่วน และมีกลไกในการติดตามการพัฒนาอย่างเป็นระบบ (2) ด้านการเตรียมความพร้อมด้านเทคโนโลยีและโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านทางด้านพลังงานให้สามารถรองรับการพัฒนาประเทศและเป้าหมายของแผนต่างๆ อย่างครบถ้วน และ (3) ด้านการพัฒนาโอกาสทางธุรกิจภาคเอกชนและศักยภาพการพัฒนาเทคโนโลยีและการมีส่วนร่วมของหน่วยงานและบุคลากร รวมถึงผู้ใช้ไฟฟ้าภายในประเทศ
3. การวิเคราะห์กรอบงบประมาณและความคุ้มค่าของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้
3.1 กรอบงบประมาณของกิจกรรม/โครงการ จำนวน 415,610 ล้านบาท แบ่งออกเป็นกลุ่มกิจกรรมหลัก 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) งบดำเนินงาน ประมาณ 2,359 ล้านบาท (2) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน ประมาณ 146,980 ล้านบาท และ (3) โครงการลงทุน ประมาณ 266,271 ล้านบาท ทั้งนี้ กรอบงบประมาณส่วนใหญ่ประมาณ 413,251 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 99.4 เป็นงบดำเนินการของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ทั้งการพัฒนาระบบและโครงสร้างพื้นฐาน รวมถึงโครงการลงทุนขนาดใหญ่ โดยมีงบประมาณสำหรับการผลักดันและขับเคลื่อนการดำเนินงานภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง 2,359 ล้านบาทเท่านั้น
3.2 ผลประโยชน์ภาพรวมของประเทศ ในมิติของความสมดุลด้านพลังงาน (Energy Trilemma) สอดคล้องกับหลักการเสริมสร้างความยั่งยืนตามยุทธศาสตร์ของประเทศ 3 ด้าน ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคง ทำให้เกิดความมั่นคงทางพลังงานจากการผลิตและใช้พลังงานภายในประเทศ และการใช้โครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานแบบกระจายศูนย์เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นให้กับระบบไฟฟ้า (2) ด้านความมั่งคั่ง ทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศลดลง หลีกเลี่ยงการลงทุนที่ไม่จำเป็น ภาคผู้ใช้ไฟฟ้ามีโอกาสลดต้นทุนค่าไฟฟ้าของตนเองและเกิดการสร้างรายได้ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถของผู้ใช้ไฟฟ้า เกิดการลงทุนในประเทศ การเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ เกิดการจ้างงานในประเทศ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขัน ทั้งด้านการส่งออกและการลงทุนต่าง ๆ ในประเทศ และ (3) ด้านความยั่งยืน ทำให้สามารถรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปริมาณสูง และสนับสนุนการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์โดยใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
สรุปสาระสำคัญ
1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ลงนามสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานา เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2538 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติ (ก๊าซฯ) เมื่อวันที่ 1 สิงหาคม 2541 และลงนามสัญญาซื้อก๊าซฯ จากแหล่งเยตากุน เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2540 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซฯ วันที่ 1 เมษายน 2543 ซึ่งทั้งสองสัญญามีเงื่อนไขการซื้อขายแบบ Take or Pay (TOP) กล่าวคือ หากผู้ซื้อรับก๊าซฯ ไม่ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญา ผู้ซื้อจะมีภาระผูกพันต้องจ่ายเงินค่าก๊าซฯ ให้ผู้ขายก๊าซฯ สำหรับปริมาณที่รับขาดไปก่อน ทั้งนี้ผู้ซื้อสามารถเรียกรับก๊าซฯ ตามปริมาณที่ได้ชำระเงินไปแล้วนั้นคืนในภายหลัง โดยไม่ต้องจ่ายเงินอีก (Make up) ต่อมา ปตท. มีการวางท่อส่งก๊าซฯ จากชายแดนไทย-เมียนมา ณ บ้านอีต่อง อำเภอทองผาภูมิ จังหวัดกาญจนบุรี มายังโรงไฟฟ้าราชบุรีของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) โดยช่วงปี 2541 – 2544 ปตท. ไม่สามารถรับก๊าซฯ จากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนได้ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญา และต้องจ่ายเงินค่า TOP เนื่องจากวิกฤติเศรษฐกิจปี 2540 ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าและก๊าซฯ ลดลง โดยคณะรัฐมนตรีได้มีมติให้ กฟผ. ขยายสัญญาก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรีออกไป 180 วัน และให้ ปตท. ชะลอโครงการก่อสร้างท่อราชบุรี-วังน้อย ต่อมา คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2543 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP ดังนี้ (1) ให้ ปตท. เป็นแกนกลางเพื่อชำระค่าภาระ TOP โดยการกู้หรือระดมทุน เพื่อชำระค่า TOP ไปก่อน แล้วจึงเรียกเก็บภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจาก กฟผ. และภาครัฐ ซึ่งในส่วนของภาครัฐให้ ปตท. เป็นแกนกลางในการบริหารการจัดสรรภาระดอกเบี้ยส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ และค่าไฟฟ้าต่อไป (2) สัดส่วนของภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นและอยู่ในความรับผิดชอบของ ปตท. และ กฟผ. เท่ากับร้อยละ 11.4 และร้อยละ 12.8 ตามลำดับ ซึ่งจะไม่ถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาค่าก๊าซฯ หรือราคาค่าไฟฟ้า (3) ภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในส่วนของภาครัฐในสัดส่วนร้อยละ 75.8 จะถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ โดยการเกลี่ยราคาเท่ากันทุกปีเป็นราคาเท่ากับ 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู และ (4) คณะรัฐมนตรีมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) หรือสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ในขณะนั้น เป็นแกนกลาง ในการเร่งรัดและติดตามการดำเนินมาตรการลดขนาดของปัญหา TOP และรายงาน กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ และให้ สนพ. กฟผ. และ ปตท. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการบริหารจัดการบัญชี TOP ต่อไป
2. ปตท. เริ่มรับก๊าซฯ Make up ของแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ตั้งแต่ปี 2544 และ 2545 ตามลำดับ และได้ออกพันธบัตรเพื่อจ่ายชำระค่าก๊าซฯ TOP ให้แก่ผู้ผลิตมูลค่า 35,451 ล้านบาท มีภาระดอกเบี้ย TOP ทั้งสิ้น 4,403 ล้านบาท โดยเป็นความรับผิดชอบของ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ 502 564 และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ ต่อมาราคาก๊าซฯ Make up ปรับสูงขึ้นโดยตลอด ทำให้เกิดกำไรจากส่วนต่างราคาที่รับ Make up และราคาที่จ่าย TOP ภายหลังจาก ปตท. นำกำไรไปหักลดดอกเบี้ยจ่ายพันธบัตรบางส่วน และนำไปหักลดมูลค่าต้นทุน TOP ตามแนวทางที่กำหนดแล้ว ทำให้สามารถหักมูลค่าต้นทุนของ TOP จากทั้งสองแหล่งได้หมดในปี 2555 โดยยังมีเนื้อก๊าซฯ ให้ Make up ได้ต่อไปโดยไม่มีต้นทุน สามารถรับก๊าซฯ TOP ของแหล่งเยตากุนได้หมดในปี 2555 และแหล่งยาดานาได้หมดในปี 2561 ทำให้เกิดกำไรในบัญชี TOP นับตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นมาจนถึงปี 2561 ซึ่ง ปตท. มีการบันทึกดอกเบี้ยรับทบต้น โดยสถานะของบัญชี TOP ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีกำไรสะสมประมาณ 13,591 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ยในส่วนของภาครัฐ 3,338 ล้านบาท ปตท. ส่งผ่านไปในราคาก๊าซฯ (Levelized Price) ในอัตรา 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2544 จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551 ทั้งนี้ ในงวดสุดท้าย ปตท. เรียกเก็บไว้เกินประมาณ 27.8 ล้านบาท เนื่องจากเก็บตามปริมาณการใช้ก๊าซฯ เต็มเดือนซึ่งมากกว่าปริมาณคงเหลือที่จะต้องเรียกเก็บ ทั้งนี้ ปตท. ได้บันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นให้ในอัตราร้อยละ 5.0807 ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับการบันทึกดอกเบี้ยจ่าย จนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีมูลค่าประมาณ 52 ล้านบาท นอกจากนี้ ในปี 2554 บริษัท Platts ซึ่งเป็นผู้ประกาศราคาน้ำมันเตาที่ใช้อ้างอิงในการคำนวณราคาซื้อขายก๊าซฯ ได้ประกาศ เปลี่ยนแปลงค่า Conversion Factor จากเดิมเท่ากับ 6.5 BBLs/Metric Ton เป็น 6.35 BBLs/Metric Ton ส่งผลให้ ปตท. เกิดข้อโต้แย้งกับผู้ขายก๊าซฯ โดย ปตท. มีภาระต้องชำระเงินค่าก๊าซฯ และค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องเพิ่มเติมจากการเปลี่ยนแปลง Conversion Factor รวมประมาณ 4,632 ล้านบาท (มูลค่า ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2563) ทำให้ต้นทุนค่าก๊าซฯ ของ ปตท. เพิ่มขึ้นโดย ปตท. ต้องปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ และได้ดำเนินการชำระไปแล้ว ซึ่งเป็นส่วนที่ไม่สามารถเจรจากับผู้ขายก๊าซฯ ได้และยังไม่สามารถส่งผ่านไปยังราคาเนื้อก๊าซฯ ได้
3. รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตรวจสอบบัญชีผลประโยชน์ TOP ซึ่ง กกพ.ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 ได้มีมติรับทราบผลการตรวจสอบรายละเอียดบัญชีผลประโยชน์ TOP โดยเห็นควรให้ สนพ. ปตท. และ กฟผ. ซึ่งเป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายจาก กพช. และคณะรัฐมนตรีทำหน้าที่ตรวจสอบความถูกต้องของข้อมูล สำหรับข้อเสนอของ ปตท. ในการนำเงินผลกำไรจากการบริหารจัดการผลประโยชน์บัญชี TOP ไปลดภาระต้นทุนการปรับเปลี่ยน Conversion Factor และภาระดอกเบี้ยที่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐร่วมกันรับผิดชอบในช่วงปี 2543 ถึงปี 2547 เห็นว่า เรื่องดังกล่าวอยู่นอกเหนืออำนาจการพิจารณาของ กกพ. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และเห็นควรให้ปตท. นำเสนอหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2564 และวันที่ 2 สิงหาคม 2564 สนพ. สำนักงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมร่วมกัน โดยมีข้อสรุปดังนี้ (1) สำนักงาน กกพ.ได้ตรวจสอบข้อมูลบัญชีรับจ่ายแล้วแต่ยังขาดข้อมูลที่มาของอัตราดอกเบี้ยในการรับ Make up ก๊าซฯ ปี 2544ถึงปี 2548 และอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2543 ถึงปี 2545 (2) สนพ. ขอให้ 4 หน่วยงานช่วยกันหาหลักฐานที่มาของอัตราดอกเบี้ยดังกล่าวหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องว่าสามารถใช้เอกสารใดเทียบเคียงได้บ้าง
4. เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2564 ปตท. ได้นำเสนอความก้าวหน้าประเด็นอัตราดอกเบี้ยบัญชีผลประโยชน์ TOP ต่อ สนพ. โดยสรุปได้ ดังนี้ (1) ปตท. ได้รับข้อมูลอัตราดอกเบี้ยเงินฝากออมทรัพย์ ปี 2544ถึงปี 2548 จากธนาคารกรุงไทย เมื่อเดือนสิงหาคม 2564 ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบแล้วพบว่าข้อมูลถูกต้องตรงกับบัญชีรับจ่าย (2) ปตท. รายงานว่า อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2543 ถึงปี 2545 ได้มีระบุในเอกสาร ดังนี้ อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2543 ปรากฏอยู่ในระเบียบวาระการประชุมกพช. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2543 โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 และปี 2543 เท่ากับร้อยละ 7.9538 และร้อยละ 7.0090 ตามลำดับ (3) อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2545 อยู่ในรายงานการจัดสรรภาระ Take or Pay ประจำปี 2545 (ตุลาคม 2544 ถึงกันยายน 2545) ซึ่งเป็นรายงานที่มีการเห็นชอบร่วมกันระหว่าง 3 หน่วยงาน (สนพ. กฟผ. และ ปตท.) โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2542 ปี 2543 ปี 2544 และปี 2545 เท่ากับ ร้อยละ 7.9538 7.0090 5.0807 และ 5.0807 ตามลำดับ ทั้งนี้ ปตท. ได้เสนอหลักการจัดสรรประโยชน์ของบัญชี TOP จำนวนเงิน 13,591 ล้านบาท (ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564) ดังนี้ (1) คืนภาระ Conversion Factor ค่าก๊าซฯ ให้ ปตท. 4,632 ล้านบาท (2) คืนผู้รับภาระดอกเบี้ย Take or Pay ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 502 564 และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ และ (3) คงเหลือคืนภาครัฐ 4,556 ล้านบาท โดยสรุปจำนวนเงินคืนแต่ละหน่วยงาน ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 5,134 564 และ 7,893 ล้านบาท ตามลำดับ โดยเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2564 ปตท. ได้มีหนังสือรายงานมูลค่าผลประโยชน์จากบัญชี TOP เพิ่มเติมถึงวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 เป็นจำนวนเงิน 13,594 ล้านบาท
5. เนื่องจากคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 ได้มีมติเฉพาะแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP แต่ไม่ได้กำหนดแนวทางการจัดสรรผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOP ซึ่งมีรายได้ในระหว่างการ Make up ก๊าซฯ ณ วันที่ 31 พฤศจิกายน 2564 จำนวนเงิน 13,594 ล้านบาท และคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2564 ได้มีมติเห็นชอบให้นำเงินดังกล่าวคืนภาครัฐทั้งหมดและนำไปลดราคาค่าก๊าซฯ เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชน ดังนั้น ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรนำเสนอ กพช. พิจารณานำเงินผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOP ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จำนวน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมด โดยนำไปลดราคาค่าก๊าซฯ เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19 โดยมอบหมายให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว ทั้งนี้ ในส่วนของภาระค่า Conversion Factor ให้ ปตท. ไปหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้นําผลประโยชน์ของบัญชี Take or Pay ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จํานวนเงิน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมด ไปช่วยอุดหนุนค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยนําส่งเงินและลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานทำหน้าที่กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานนำเงินผลประโยชน์ของบัญชี Take or Pay ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Regulated Market) และนำเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. ก่อนที่จะประกาศเป็นหลักเกณฑ์ให้ผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) นำไปใช้ในการจัดหาต่อไป และหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการ
2. สนพ. และสำนักงาน กกพ. ได้ร่วมกันจัดจ้างมหาวิทยาลัยเชียงใหม่ศึกษาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark โดยผลการศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark พบว่าประเทศไทยสามารถพิจารณากำหนดรูปแบบสมการในการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark ได้ 3 รูปแบบ ได้แก่ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil linked linear formula) (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (Gas linked linear formula) และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม (Hybrid oil gas linked formula with a kink point) โดยจากการวิเคราะห์ข้อดีและข้อเสียของสมการดังกล่าวพบว่า สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน มีการใช้งานอย่างแพร่หลายและเป็นที่ยอมรับของผู้นำเข้าและผู้ส่งออก แต่ไม่ได้สะท้อนตลาดของก๊าซตามหลัก Demand - Supply สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ เป็นการกำหนดราคา LNG ที่สะท้อน Demand - Supply ในตลาดก๊าซธรรมชาติ แต่มีราคาผันผวนเนื่องจากผู้ส่งออกที่ใช้สมการดังกล่าว ส่วนใหญ่อยู่ในทวีปอเมริกาซึ่งมีจำนวนน้อยกว่าแหล่งผลิตอื่นๆ ส่วนสมการรูปแบบ Hybrid เป็นรูปแบบที่สามารถบริหารความเสี่ยงระหว่างราคาน้ำมันและราคาก๊าซธรรมชาติได้ดี ทั้งนี้ การประกาศหลักเกณฑ์ทางเลือกการกำหนดราคา LNG Benchmark ของประเทศไทยเป็นการประกาศในลักษณะ (1) เป็น Guideline สำหรับ Shippers ในการจัดหาสัญญาเพื่อนำมาเสนอหน่วยงานที่มีอำนาจพิจารณา (2) เป็น Upper Limit ของ slopes ในสูตรการจัดหา LNG ซึ่ง Shippers ต้องเสนอ slopes ในสัญญาที่ต่ำกว่า (3) สามารถจัดหาได้ทั้ง 3 รูปแบบ คือ Oil-Linked Gas-Linked และ Hybrid (4) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงจนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (5) มีการเปิด เงื่อนไข take or pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (6) หลีกเลี่ยงการประกาศหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ที่มีรายละเอียดทั้งหมดสู่สาธารณะ เนื่องจากอาจมีผลกระทบต่อการเจรจากับผู้ค้าทำให้สูญเสียอำนาจการต่อรองได้ และจากการประเมินผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยกำหนดสมมติฐานการนำเข้า LNG มาใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้า 2 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำเข้า LNG จำนวน 1.8 ล้านตันต่อปี และ Shipper รายใหม่ นำเข้าจำนวน 0.5 ล้านตันต่อปี โดยมีการส่งผ่านค่าไฟฟ้าผ่านทางค่า Ft และมีการปรับค่าสะสมที่เกิดขึ้นจากผลต่างระหว่างค่า Ft ที่คำนวณได้กับค่า Ft ที่เก็บจริง ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์กระทบต่อค่า Ft เฉลี่ยตั้งแต่ปี 2558 ถึงปี 2564 พบว่า การนำเข้า LNG ตามสูตรราคาในรูปแบบ Hybrid มีผลกระทบต่อค่า Ft ไม่มากนัก โดยทำให้ค่า Ft เฉลี่ยเพิ่มขึ้น 0.78 สตางค์ต่อหน่วย เมื่อเทียบกับสัญญาเดิม
3.เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 กกพ. ได้พิจารณาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ โดยมีความเห็นให้ Shipper พิจารณาจัดหาสัญญาระยะกลาง และสัญญาระยะยาวให้เหมาะสมกับโรงไฟฟ้าของตน เพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าให้น้อยที่สุด และเป็นไปตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2564 กกพ. ได้ปรับปรุงหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark และนำเสนอ กบง. พิจารณา เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 โดย กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์ราคา (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคา ก๊าซธรรมชาติ และ สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป โดยมีรายละเอียดหลักเกณฑ์ ดังต่อไปนี้
(1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ Brent หรือ JCC
PLNG = A x [Oil Marker] + B เป็น Linear หรือ S-Curve
(2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติของ HH
PLNG = C x HH + D เป็น Linear หรือ S-Curve
(3)สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม
PLNG = A x [Oil Marker] + B Oil Marker ≤ E $/barrel
PLNG = Z(A x [Oil Marker] + B) + (1-Z)(C x HH + D) Oil Marker > E $/barrel
โดย
PLNG คือ ราคานำเข้า LNG มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู
A คือ Oil Marker Slopes สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx
Oil Marker คือ ดัชนี JCC หรือ Brent เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4
B คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา
HH คือ ดัชนี Henry Hub เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4
C คือ HH Factor สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx
D คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา
E คือ จุดหักมุม ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อบาร์เรล ขึ้นกับการเจรจา
Z คือ ร้อยละการถ่วงน้ำหนักของสมการในรูปแบบอ้างอิงราคาน้ำมัน ขึ้นกับการเจรจา
โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) การทำสัญญาเป็นแบบ Sales & Purchase Agreement (SPA) ในระยะสัญญาระยะกลางและ/หรือระยะยาวที่เหมาะสม โดยหมายถึงระยะเวลาสัญญาตั้งแต่ 5 ปีขึ้นไป (2) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลง จนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (3) ผู้นำเข้าจะต้องมีการเปิดเงื่อนไข take-or-pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (4) เนื่องจากตลาด LNG ในระยะนี้มีความผันผวนและมีแนวโน้มเข้าสู่ภาวะตลาดของผู้ขาย (Seller’s Market) หากไม่สามารถจัดหา LNG โดยหลักเกณฑ์ราคานำเข้าดังกล่าวได้ ให้นำเสนอหลักเกณฑ์ราคาที่ดีที่สุดต่อ กบง. พิจารณา
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Regulated Market)
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market ต่อไป
เรื่องที่ 4 โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 มีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยได้เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 (แผนแม่บทฯ) และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ต่อมาคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 ได้เห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 และกพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยเสาหลักของแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นประกอบด้วย 3 เสาหลัก ได้แก่ เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (Demand Response and Energy Management System: DR & EMS) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) และเสาหลักที่ 3 ระบบไมโครกริดและระบบกักเก็บพลังงาน (Microgrid & ESS)
2. สนพ. ได้ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เตรียมความพร้อมและขับเคลื่อนการดำเนินงานที่เกี่ยวข้องกับการตอบสนองด้านโหลดตามแผนงานในช่วงปี 2560 - 2564 ซึ่งกระทรวงพลังงาน (พน.) ได้ปรับแผนการดำเนินโครงการการตอบสนองด้านโหลดตามแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น เพื่อเตรียมพร้อมในการพัฒนาความสามารถในการรวบรวมโหลดในอนาคต โดยจัดทำโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ระหว่างปี 2565 - 2566 เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ เพื่อไม่ให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชนมากเกินจำเป็น และทดสอบนำร่องการใช้งานจริงของโปรแกรม DR ระหว่างการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ก่อนขยายผลการดำเนินการให้เป็นไปตามเป้าหมาย โดยเมื่อวันที่ 2 กันยายน 2564 พน. ได้หารือร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 (โครงการนำร่องฯ) โดยที่ประชุมเห็นควรใช้เงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในการดำเนินโครงการนำร่องฯ เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาแนวทางดังกล่าวเพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 9(8) และมาตรา 64 แห่งพระราชบัญญัติประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
3. กบง. เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2564 ได้เห็นชอบโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 ซึ่งมีสาระสำคัญ ดังนี้
3.1 แนวทางการจัดทำโครงการในช่วงนำร่อง รูปแบบโปรแกรม DR ใช้โปรแกรมการตอบสนองในรูปแบบ Firm (Commit Capacity DR Program) เพื่อทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุด กลุ่มผู้เข้าร่วมโครงการ ได้แก่ กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมที่มีความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐานสมาร์ทมิเตอร์และมีต้นทุนการบริหารจัดการต่ำกว่าผู้ใช้ไฟฟ้ารายเล็ก จัดหาโดยกำหนดราคาและประกาศรับซื้อแหล่งทรัพยากร DR (DR Capacity Purchase) เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ ดำเนินการในช่วงปี 2565 – 2566
3.2 โครงสร้างการสั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DR) มีศูนย์สั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DRCC) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้รวบรวมโหลด (Load aggregator: LA) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ประกอบด้วย การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) สำหรับระยะนำร่อง โดยแบ่งตามเป้าหมาย DR ในสัดส่วนร้อยละ 30 และ 70 ตามลำดับ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการ (DR Participants) เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ประเภท 4 และประเภท 5
3.3 รายละเอียดของโปรแกรมตอบสนองด้านโหลด (DR Program) แบ่งเป็น โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าส่ง (Wholesale DR) ระหว่าง DRCC กับ LA ชื่อโปรแกรม Peak Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้ง ไม่เกิน 2 ครั้งต่อวัน และไม่เกิน 6 ครั้งต่อเดือน โดยเรียกขั้นต่ำอย่างน้อย 150 ชั่วโมงต่อปี มีช่วงเวลาการเรียก คือ 13.30 - 16.30 น. และ 19.30 - 22.30 น. และโปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าปลีก (Retail DR) ระหว่าง LA กับ DR Participants ชื่อโปรแกรม Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้ง ไม่เกิน 1 ครั้งต่อวัน และไม่เกิน 3 ครั้งต่อเดือน ช่วงเวลาการเรียก 13.30 - 16.30 น. หรือ 19.30 น. - 22.30 น. โดยทั้ง 2 โปรแกรมมีการแจ้งเตือนล่วงหน้า 1 วัน (ก่อนเวลา 17.00 น. ของวันก่อนดำเนินมาตรการ) การคำนวณกรณีฐาน (Base line) จากการใช้ไฟฟ้าภายใน 10 วันย้อนหลัง มีระยะเวลาเข้าร่วมโครงการ 12 เดือน
3.4 แผนงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด นำเสนอ กบง. และ กพช. ในช่วงไตรมาส 4 ของปี 2564 ในปี 2565 ไตรมาส 1 – 2 ลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MOU) พร้อมทั้งจัดทำประกาศการรับซื้อการตอบสนองด้านโหลด ในไตรมาส 3 - 4 ให้ กฟน. และ กฟภ. เปิดรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการตรวจสอบแหล่งทรัพยากร DR และส่งมอบให้ DRCC และเริ่มดำเนินโครงการนำร่องฯ (DRCC-LA-ผู้ใช้ไฟฟ้า) และประเมินผลความสำเร็จเมื่อสิ้นสุดโครงการ ในปี 2566
3.5 การจ่ายผลตอบแทนการตอบสนอง DR และบทปรับ/ลงโทษ ได้แก่ (1) รูปแบบการจ่ายผลตอบแทน DR แบ่งออกเป็น 2 ส่วนหลัก ได้แก่ ค่าความพร้อมในการลดการใช้ไฟฟ้า (AP) คือ ค่าตอบแทนแบบคงที่ มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลวัตต์ต่อเดือน ประเมินจากการนำ DR ไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าประเภทกังหันก๊าซ (Peaking Plant) และค่าพลังงานไฟฟ้าที่ลดได้ (EP) คือค่าตอบแทนตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดการใช้ไฟฟ้าจริง มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง โดยแปรผันตามต้นทุนต่อหน่วยของโรงไฟฟ้าที่ถูกทดแทนด้วยโปรแกรม DR (2) อัตราผลตอบแทน DR แบ่งเป็น โปรแกรม DR ในระดับค้าส่งระหว่าง DRCC กับ LA ค่า AP เท่ากับ 115.88 บาทต่อกิโลวัตต์ต่อเดือน ค่า EP1 เท่ากับ 3.3256 บาทต่อหน่วย ค่า EP2 เท่ากับ 1.6628 บาทต่อหน่วย และโปรแกรม DR ในระดับค้าปลีกระหว่าง LA กับ DR Participants ค่า AP ส่งผ่านไปยัง DR Participants เฉลี่ยตามจำนวนผู้เข้าร่วมโปรแกรมทั้งหมด ส่วนค่า EP1 และ EP2 ส่งผ่านไปยัง DR Participants ตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดได้จริง โดยอัตราผลตอบแทน DR จำเป็นต้องใช้เงินสนับสนุนรวมประมาณ 100 ล้านบาท สำหรับการดำเนินโครงการนำร่องฯ 50 เมกะวัตต์ ในปี 2565 - 2566 (3) การส่งผ่านค่าตอบแทน DR ในโครงการนำร่องฯ จะเป็นการส่งต่อค่าตอบแทนจาก DRCC ไปยัง LA เพื่อกระจายสู่ผู้เข้าร่วมโครงการโดยตรงตามผลการลดการใช้พลังงานจริง (Performance Rate) ที่ระบุไว้ในสัญญา แหล่งที่มาของค่าตอบแทน DR ใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เนื่องจากในระยะโครงการนำร่องฯ ยังไม่มีการทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้ากังหันก๊าซจริง สำหรับในระยะเชิงพาณิชย์ จะส่งผ่านผลตอบแทนตามกลไกตลาด โดยหากบรรจุการจัดหาทรัพยากร DR เป็นส่วนหนึ่งของแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ค่าใช้จ่ายดังกล่าวจะอยู่ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐานทั้งหมด (4) สำหรับโครงการนำร่องฯ จะยังไม่มีการคิดบทปรับ/ลงโทษ ทั้งในระดับการซื้อขาย DRแบบค้าส่ง และระดับการซื้อขาย DR แบบค้าปลีก
3.6 ผลประโยชน์โดยภาพรวมที่คาดว่าจะได้รับจากโครงการนำร่องฯ ได้แก่ การทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในช่วง Peak ได้ไม่น้อยกว่า 10.8 ล้านหน่วย การลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้อย่างน้อย 3,900 ตันคาร์บอนไดออกไซต์ (tCO2) การสร้างรายได้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการรวมประมาณ 100 ล้านบาท และช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนรวม 17.5 ล้านบาท รวมทั้งการเตรียมความพร้อมและทดสอบระบบให้เกิดความเชื่อมั่นในการเรียกใช้งาน DR ได้อย่างเป็นรูปธรรม เพื่อไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ในอนาคตตามเป้าหมาย DR 350 เมกะวัตต์ สำหรับผู้เข้าร่วมโครงการผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจะได้ค่าตอบแทนจากการลดใช้พลังงานไฟฟ้าในช่วงเวลาที่มีการดำเนินมาตรการ และค่าใช้จ่ายสำหรับค่าไฟฟ้าลดลง จากการลดใช้พลังงานไฟฟ้า รวมทั้งเป็นทางเลือกในการบริหารจัดการค่าใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ และ เสริมภาพลักษณ์ทางธุรกิจในการสนับสนุนนโยบายภาครัฐการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ซึ่งในช่วงปี 2565 – 2570 ประเทศไทยยังมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูง และยังไม่ต้องการโรงไฟฟ้าใหม่ การดำเนินโครงการนำร่อง DR อาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในช่วงแรก แต่ยังสามารถใช้ทรัพยากร DR ดังกล่าวลดต้นทุนไฟฟ้าในระยะยาวได้ อย่างไรก็ดีโครงการนำร่อง DR 50 เมกะวัตต์ จะไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า ในปี 2565 - 2566 เนื่องจากใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในระยะเริ่มต้น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการดำเนินโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ดังนี้
1. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง ร่วมกันขับเคลื่อนโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดให้ประสบผลสำเร็จ โดยให้ดำเนินการตามขั้นตอนเสมือนจริง พร้อมทั้งทำการประเมินผลโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดและรายงานผลต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบเป็นระยะๆ เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมขยายผลตามแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 - 2574 ต่อไป
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง จัดทำโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 โดยใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับผลตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดแก่ผู้เข้าร่วมโครงการ พร้อมทั้งค่าใช้จ่ายในการบริหารและติดตามประเมินผลโครงการ
เรื่องที่ 5 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในปัจจุบันปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูง เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในทวีปยุโรปที่เหลือเพียงร้อยละ 57 และประเทศรัสเซียต้องการสำรองก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้ในประเทศเพิ่มขึ้นเนื่องจากสภาพอากาศที่หนาวเย็น จึงลดการส่งออกก๊าซธรรมชาติทางท่อมายังยุโรป ประกอบกับแรงกดดันทางการเมืองระหว่างประเทศรัสเซียกับประเทศยูเครน ส่งผลให้สหภาพยุโรป และสหรัฐอเมริกาอาจมีมติคว่ำบาตรท่อส่งก๊าซธรรมชาติ Nord Stream 2 ซึ่งสร้างจากประเทศรัสเซียไปยังประเทศเยอรมันปัจจัยดังกล่าวเป็นปัจจัยสำคัญที่ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติในยุโรปปรับเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ และส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นตามอย่างต่อเนื่อง ทั้งนี้ จากประมาณการณ์แนวโน้มราคา LNG พบว่าตลาดมีแนวโน้มตึงตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากประเทศต่างๆ มีแนวโน้มจัดการสถานการณ์การแพร่ระบาดของ โรคติดเชื้อโควิด – 19 ได้ดีขึ้นส่งผลให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจ รวมทั้งประเทศผู้ซื้อรายใหญ่โดยเฉพาะประเทศจีนมีนโยบายอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมโดยส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติและ LNG ทดแทนการใช้ถ่านหิน ทำให้มีความต้องการใช้ LNG สูงขึ้น ในขณะที่ตลาดมีอุปทานจากโครงการผลิต LNG จำกัด เนื่องจากมีการลงทุนก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง จึงคาดว่าราคา LNG จะมีแนวโน้มสูงขึ้นจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 ด้านแนวโน้มราคาน้ำมันดิบยังคงทรงตัวในระดับสูงเนื่องจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นในช่วงฤดูหนาว โดยหลายประเทศ ในยุโรปเปลี่ยนมาใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าแทนก๊าซธรรมชาติซึ่งมีราคาสูง ประกอบกับอุปทานน้ำมันดิบมีแนวโน้มตึงตัวต่อเนื่อง หลังกลุ่มโอเปคและพันธมิตร (โอเปคพลัส) ปรับเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบน้อยกว่าข้อตกลงเนื่องจากหลายประเทศไม่สามารถผลิตได้ตามเป้าหมาย อย่างไรก็ดีความต้องการใช้น้ำมันยังคงได้รับแรงกดดันจากมาตรการจำกัดการเดินทางจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19 สายพันธุ์โอมิครอนที่แพร่ระบาดอย่างรวดเร็วในหลายประเทศ ด้านสถานการณ์การผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศไทย ของแหล่งเอราวัณช่วงเปลี่ยนผ่านพบว่า บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (PTTEP ED) ผู้รับสัญญาสัมปทานคาดการณ์ว่าระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ณ สิ้นอายุสัมปทาน (Exit Rate) อาจอยู่ที่ประมาณ 425 ถึง 500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยกรณีที่ผู้รับสัญญาสามารถดำเนินการติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมได้หลังจากวันที่ 24 เมษายน 2565 เป็นต้นไป จะทำให้ไม่สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นระยะเวลาประมาณ 24 เดือน
2. กระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 ถึงปี 2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านต้นต่อปี ตามลำดับ โดยในการประชุมผู้บริหารระดับสูงกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2564 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เร่งทบทวนและจัดทำแผนการบริหารจัดการการจัดหาแหล่งก๊าซธรรมชาติกลุ่มเอราวัณ (แปลง G1/61) ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2564 บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (เชฟรอนประเทศไทย) และ PTTEP ED ได้ลงนามข้อตกลงการเข้าพื้นที่ระยะที่ 2 (Site Access Agreement 2: SAA2) ข้อตกลงการเข้าพื้นที่เพื่อดำเนินกิจกรรมการรื้อถอนสิ่งติดตั้ง (Asset Retirement Access Agreement: ARAA) และข้อตกลงการถ่ายโอนการดำเนินงาน (Operations Transfer Agreement: OTA) โดยการเจรจาลงนามในข้อตกลงดังกล่าวที่ล่าช้าส่งผลให้ปัจจุบันผู้รับสัญญายังไม่ได้ดำเนินการเข้าพื้นที่เพื่อติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมจึงคาดว่าจะส่งผลให้ความสามารถในการผลิตก๊าซธรรมชาติแปลง G1/61 ช่วงต้นสัญญาแบ่งปันผลผลิตต่ำกว่า 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ชธ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้เสนอการทบทวนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในปี 2565 ถึงปี 2567 ต่อ กบง. พิจารณา โดย กบง. ได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปีดังกล่าวที่ 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแลต่อไป และเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2564 ปลัดกระทรวงพลังงาน ได้ประชุมหารือกับ ชธ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สํานักงานคณะกรรมการกํากับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ ปตท. เพื่อติดตามความคืบหน้าการดำเนินการตามข้อสั่งการของรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในการพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนผ่าน
3. กระทรวงพลังงานได้เสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เพื่อให้การผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ แปลง G1/61 ช่วงเปลี่ยนผ่านมีความต่อเนื่อง ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ดังนี้ แนวทางที่ 1 จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซที่มีศักยภาพ ได้แก่ (1) แหล่งอาทิตย์ ปริมาณ 63 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2567 โดยได้เสนอคณะกรรมการปิโตรเลียมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 (2) แปลง B8/32 ปริมาณ 16 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนพฤษภาคม 2568 โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามในการกำหนดราคาก๊าซเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2564 (3) พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) แปลง B-17&C-19 และแปลง B-17-01 ปริมาณ 33 MMSCFD ระยะเวลาเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2572 และแปลง A-18 ปริมาณ 50 MMSCFD ระยะเวลา ปี 2565 โดยอยู่ระหว่างการเจรจากับผู้ขายเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ แนวทางที่ 2 การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งคาดว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ 2,197 ล้านหน่วยต่อปี ลดปริมาณการใช้ LNG จากการนำเข้า Spot LNG ในปี 2565 ประมาณ 0.282 ล้านตันต่อปี แนวทางที่ 3 รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล ซึ่งปัจจุบันกลุ่ม SPP ชีวมวล มีกำลังผลิตเหลือ 455 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทสัญญา Firm 20 ราย จำนวน 151 เมกะวัตต์ และประเภทสัญญา Non-Firm 20 ราย จำนวน 305 เมกะวัตต์ คาดว่าจะผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี (PF ร้อยละ 50) ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.225 ล้านตันต่อปี อย่างไรก็ตาม ในการผลิตจริงอาจไม่สามารถดำเนินการได้ทั้งหมดเนื่องจากขึ้นอยู่กับปริมาณเชื้อเพลิงที่ผันแปรตามฤดูกาล และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าที่มีข้อจำกัด โดยควรมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม แนวทางที่ 4 เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า คาดว่าจะทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 1.59 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ มาตรการดังกล่าวขึ้นอยู่กับ Generation Mix หรือศักยภาพของระบบส่งที่รองรับและความเพียงพอของการจัดหาเชื้อเพลิงตามฤดูกาล และแนวทางที่ 5 รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เช่น เร่งรัดการจ่ายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าน้ำงึม 3 ซึ่งมีกำหนดเงื่อนไขการเกิดการซื้อขายไฟฟ้าก่อนกำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Unit Operation Period) กลางปี 2566
4. กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการบริหารจัดการ ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และมีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเบื้องต้นเห็นชอบแนวทางตามข้อ (2) และข้อ (3) นอกจากนั้นอาจเพิ่มเติมแนวทาง การบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม (2) เห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และ กกพ. ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป (3) เห็นชอบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป (4) เห็นชอบให้เสนอ กพช. และมอบหมาย กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ให้มีผลในทางปฏิบัติต่อไป (5) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ กบง. ได้มีข้อสังเกตต่อแนวทาง การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ดังนี้ (1) พิจารณาแนวทางการนำต้นทุนส่วนเพิ่มในการผลิตไฟฟ้า จากเชื้อเพลิงอื่นที่ทดแทนก๊าซธรรมชาติในช่วงที่ขาดแคลนก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณรวมในราคา Pool Gas เพื่อให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าทุกภาคเศรษฐกิจเป็นต้นทุนเดียวกัน (2) ควรพิจารณาข้อมูลด้านต้นทุนราคาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ราคาก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง และเชื้อเพลิงอื่นๆ เพื่อประกอบการพิจารณาบริหารจัดการเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม (3) ให้พิจารณาการรับซื้อพลังงานทดแทนส่วนเพิ่ม จากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก โดยอาจพิจารณารับซื้อจากสัญญาเดิม และสามารถรับซื้อจากเชื้อเพลิงอื่นนอกเหนือจากชีวมวลได้ด้วย (4) ให้พิจารณาการเปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซธรรมชาติ เพิ่มเติม อาทิ การใช้เชื้อเพลิงอื่นในกลุ่มโรงกลั่นน้ำมัน และกลุ่มอุตสาหกรรมปิโตรเคมี
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม
2. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้
2.1 การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2.2 การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล และสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป
3. มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 และรับข้อสังเกตของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2564 ไปประกอบการพิจารณาต่อไป