![Super User](http://www.gravatar.com/avatar/8f29cc35bfcee5e137109c704783b4c7?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fepposite%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
Super User
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างเหมาบริการบุคคลธรรมดา เพื่อสนับสนุนการปฏิบัติงานลักษณะงาน นิติกร ของกลุ่มบริหารทรัพยากรบุคคล สำนักงานเลขานุการกรม สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงชีวภาพ 27 มีนาคม - 2 เมษายน 2566
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างซ่อมปั๊มน้ำสำหรับส่งน้ำประปาเข้าแทงค์น้ำบนดาดฟ้าตัวที่ ๑ ของอาคาร สนพ. โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา ซื้อกระดาษพีพี ชนิดด้าน จำนวน ๖ ม้วน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างซ่อมเครื่องถ่ายเอกสาร ยี่ห้อ Canon รุ่น IRADV C5560i จำนวน ๑ งาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
แผนปฏิบัติราชการระยะ 5 ปี (พ.ศ. 2566 - 2570)
กบง.ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 59) วันอังคารที่ 14 กุมภาพันธ์ 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2566 (ครั้งที่ 59)
วันพุธที่ 14 กุมภาพันธ์ 2566
1. มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. มาตรการบริหารจัดการด้านน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 มาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ (โครงการฯ) เพื่อบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG โดยมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จัดทำคำขอรับงบประมาณเพื่อใช้สำหรับการดำเนินมาตรการดังกล่าว โดยยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ต่อเนื่องในช่วงเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนมีนาคม 2566 คราวละ 3 เดือน รวมจำนวน 4 ครั้ง โดยครั้งล่าสุดเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2565 กบง. เห็นชอบการขยายระยะเวลาโครงการฯ ในเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมีนาคม 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่จะเริ่มให้สิทธิ และมอบหมายให้ ธพ. จัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการ เงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น 357,500,000 บาท รวมทั้งมอบหมายให้ ธพ. ประสานบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคา LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ซึ่ง ปตท. ดำเนินการอยู่ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 ซึ่งเมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2565 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการและอนุมัติงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น และให้กระทรวงพลังงาน (พน.) ดำเนินการตามความเห็นของสำนักงบประมาณ โดยใช้งบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็นคงเหลือที่ได้รับการจัดสรรตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2565 เป็นลำดับแรก โดยมีงบประมาณที่ได้รับอนุมัติเพิ่ม 234,301,200 บาท รวมเป็นงบประมาณทั้งสิ้น 309,113,702 บาท โดยกรมบัญชีกลางเป็นผู้อนุมัติและดำเนินการแทน ธพ. ผ่านวิธีการ เบิกจ่ายเงินงบประมาณแทนกัน
2. ช่วงเดือนตุลาคม 2565 (วันที่ 25 ตุลาคม 2565) ถึงเดือนธันวาคม 2565 มีการใช้สิทธิส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน จำนวน 4,182,197 ราย ใช้งบประมาณ 227,687,497.89 บาท โดยเงินเหลือจ่าย 74,812,502.11 บาท นำไปใช้สำหรับดำเนินโครงการในเดือนมกราคม 2566 ทั้งนี้ ระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2566 มีจำนวนผู้ใช้สิทธิ 4,318,458 ราย ใช้งบประมาณ 235,013,836.10 บาท จึงมีเงินเหลือสำหรับดำเนินโครงการอีก 74,099,866.01 บาท จนถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 โดยกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมีนาคม 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่จะเริ่มให้สิทธิ และเนื่องจากการใช้สิทธิในเดือนมกราคม 2566 สูงเป็นประวัติการณ์ โดยคาดว่างบประมาณที่เหลืออยู่จะไม่เพียงพอต่อการช่วยเหลือตลอดระยะเวลาโครงการ พน. จึงเตรียมจัดทำคำขอรับงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็นอีก 17,322,800 บาท สำหรับผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ 314,960 ราย รวมคาดการณ์การใช้งบประมาณ 326,436,502.11 บาท สำหรับผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ 5,935,209 ราย
3. โครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อยผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2566 หรือเมื่อเริ่มมีการให้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 แล้วแต่เงื่อนไขใดถึงก่อน จากนั้น พน. จะต้องจัดทำโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม สำหรับผู้รับสิทธิกลุ่มใหม่เสนอขออนุมัติจาก ครม. เพื่อให้การช่วยเหลือเป็นไปอย่างต่อเนื่อง อย่างไรก็ดี ปัจจุบันการตรวจสอบคุณสมบัติผู้เข้าร่วมโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ยังไม่แล้วเสร็จ กระทรวงการคลังจึงเลื่อนการประกาศผลการลงทะเบียนโครงการออกไปก่อนโดยไม่มีกำหนด จึงยังไม่มีความชัดเจนว่าโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ สำหรับกลุ่มปัจจุบันจะสิ้นสุดลงเมื่อใด ทั้งนี้ หากไม่เร่งดำเนินการขยายระยะเวลาโครงการฯ ซึ่งจะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2566 อาจทำให้การให้ความช่วยเหลือไม่เป็นไปอย่างต่อเนื่อง พน. จึงจำเป็นต้องขอขยายระยะเวลาโครงการฯ ออกไปก่อนอีก 3 เดือน ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการฯ ดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่ จะเริ่มให้สิทธิ โดยการขอขยายระยะเวลาโครงการฯ มีรายละเอียด ดังนี้ (1) เหตุผลและความจำเป็น เนื่องจากระยะเวลาโครงการฯ จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2566 ขณะที่ราคาก๊าซ LPG ยังอยู่ในระดับสูง จึงต้องขอขยายระยะเวลาโครงการฯ ออกไปอีก 3 เดือน (เดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566) (2) ขอบเขตการดำเนินงาน ยกระดับความช่วยเหลือผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มเพิ่มขึ้นจาก 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน เป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยขยายระยะเวลาโครงการออกไปอีก 3 เดือน (3) ระยะเวลาดำเนินการเดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566 ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการฯ ดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่จะเริ่มให้สิทธิ (4) วงเงินงบประมาณ คาดว่าจะใช้งบประมาณ 393,192,745 บาท โดยคำนวณจากการใช้สิทธิในเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ซึ่งมีอัตราเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 20.45 และการใช้สิทธิในเดือนมกราคม 2566 เพียงเดือนเดียวสูงเป็นประวัติการณ์ จึงคาดว่าจะมีผู้ใช้สิทธิระหว่างเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนมีนาคม 2566 ประมาณ 5,935,209 ราย และคาดว่าในช่วงเดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566 จะมีอัตราการเติบโตเฉลี่ยของผู้ใช้สิทธิร้อยละ 1.2045 คิดเป็นจำนวนผู้ใช้สิทธิประมาณ 7,148,959 ราย ใช้งบประมาณ 393,192,745 บาท (5) การขอรับจัดสรรงบประมาณ โดย พน. นำเรื่องเสนอ ครม. พิจารณาเห็นชอบในหลักการเกี่ยวกับการขยายระยะเวลาโครงการฯ โดยใช้แหล่งเงินจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่าย เพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ทั้งนี้ เนื่องจากวงเงินที่จะขอรับจัดสรรเกินกว่า 100 ล้านบาท เมื่อสำนักงบประมาณ (สงป.) ได้รับเรื่องจาก พน. แล้ว จะเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และหากเห็นชอบ สงป. จะแจ้งให้ พน. เสนอขออนุมัติต่อ ครม. ตามระเบียบว่าด้วยการบริหารงบประมาณรายจ่ายกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น พ.ศ. 2562 ข้อ 9(3) โดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินโครงการได้ภายในวันที่ 1 เมษายน 2566 ทั้งนี้ หากเริ่มมีการให้สิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกับผู้รับสิทธิกลุ่มใหม่ ซึ่งจะทำให้โครงการเดิมสิ้นสุดลง ในการนี้ พน. จะจัดทำโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม สำหรับผู้รับสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่ โดยเสนอขออนุมัติต่อ ครม. เพื่อสมทบเงินส่วนเพิ่ม โดยมีกรอบเป้าหมายวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม เท่ากับ 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ทั้งนี้ ธพ. จะหารือกับกระทรวงการคลัง เพื่อประมาณการจำนวนผู้ใช้สิทธิจากผู้รับสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่และเงินส่วนเพิ่ม รวมถึงแนวทาง การดำเนินโครงการโดยใช้แหล่งเงินงบประมาณจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็นต่อไป
4. การช่วยเหลือส่วนลดราคา LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ซึ่ง ปตท. ดำเนินการอยู่ จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 มีนาคม 2566 ขณะที่ราคา LPG ยังอยู่ในระดับสูง ประกอบกับกระทรวงการคลังเลื่อนการประกาศผลการตรวจสอบคุณสมบัติผู้ร่วมโครงการลงทะเบียนสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ออกไปไม่มีกำหนด จึงต้องประสานขอความร่วมมือ ปตท. ขยายระยะเวลาช่วยเหลือออกไปจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566 ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่ จะเริ่มให้สิทธิ อย่างไรก็ดี การช่วยเหลือส่วนลดราคา LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ไม่ควรดำเนินการต่อในระยะยาวเมื่อมีการเริ่มให้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิตามโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 แล้ว เนื่องจากมีความซ้ำซ้อนกับการให้ความช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ประกอบกับอาจไม่สามารถระบุตัวตนของร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ใช้ก๊าซหุงต้มที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่ ที่ชัดเจนได้ เพราะการประกอบอาชีพดังกล่าวไม่ได้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของหน่วยงานรัฐ อีกทั้งการเปิดรับลงทะเบียนใหม่ต้องใช้ระยะเวลาอย่างน้อย 6 เดือน ขณะที่ผู้ที่ได้ลงทะเบียนไปแล้วอาจเปลี่ยนอาชีพในภายหลัง จึงยากแก่การตรวจสอบและมีความเสี่ยงที่จะมีการใช้เงินผิดวัตถุประสงค์ของโครงการ
5. ประธานฯ ได้ขอให้ ธพ. เร่งประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการพิจารณานำเสนอต่อ ครม. เพื่อขอความเห็นชอบในหลักการการขยายระยะเวลาโครงการฯ ในปัจจุบัน รวมทั้งขอความเห็นชอบในหลักการโครงการใหม่ไปในคราวเดียวกัน เพื่อประกอบการพิจารณาของ กกต. ได้อย่างสมบูรณ์ขึ้น โดยผู้แทน ธพ. ได้รับไปดำเนินการและแจ้งว่า เนื่องจากต้องเร่งนำเรื่องเสนอต่อ ครม. เพื่อพิจารณาให้ทันตามกรอบระยะเวลาดำเนินโครงการที่กำหนด จึงขอให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานรับรองมติการประชุมในที่ประชุม เพื่อให้ ธพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบแนวทางมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ดำเนินการ ดังนี้
2.1 นำเรื่องเสนอต่อคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการเกี่ยวกับการขยายระยะเวลาโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ออกไปอีก 3 เดือน (เดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566) ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิ แก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่จะเริ่มให้สิทธิ โดยใช้แหล่งเงินงบประมาณจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น เพื่อใช้สำหรับดำเนินโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีรายได้น้อย ผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ อีก 55 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน สำหรับผู้ใช้สิทธิจำนวน 7,148,959 ราย รวมเงินงบประมาณ 393,192,745 บาท และจัดทำคำขอรับงบประมาณเสนอสำนักงบประมาณตามขั้นตอนต่อไป
2.2 เมื่อมีการเริ่มให้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ให้นำเรื่องเสนอต่อ ครม. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการโครงการยกระดับความช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม สำหรับผู้รับสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่ ระหว่างเดือนเมษายน 2566 ถึงเดือนมิถุนายน 2566 เพื่อให้วงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มรวมเป็น 100 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยใช้แหล่งเงินงบประมาณจากงบประมาณรายจ่ายประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2566 งบกลาง รายการเงินสำรองจ่ายเพื่อกรณีฉุกเฉินหรือจำเป็น ทั้งนี้ ให้ ธพ. หารือกับกระทรวงการคลังเพื่อประมาณการจำนวนผู้ใช้สิทธิจากผู้รับสิทธิสวัสดิการแห่งรัฐกลุ่มใหม่และเงินส่วนเพิ่ม รวมทั้งแนวทางการดำเนินโครงการตามที่กระทรวงการคลังเห็นสมควร และให้จัดทำคำขอรับงบประมาณเสนอสำนักงบประมาณตามขั้นตอนต่อไป
ทั้งนี้ มอบหมายให้ ธพ. ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการพิจารณานำเสนอต่อ ครม. เพื่อขอความเห็นชอบในหลักการตามข้อ 2.1 และข้อ 2.2 ไปในคราวเดียวกัน
3. มอบหมายให้ ธพ. ประสาน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขอความร่วมมือขยายระยะเวลาช่วยเหลือส่วนลดราคาก๊าซ LPG แก่ร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ซึ่ง ปตท. ดำเนินการอยู่ ออกไปจนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2566 ทั้งนี้ ในกรณีที่มีการเริ่มใช้สิทธิแก่ผู้ได้รับสิทธิจากโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ ปี 2565 ก่อนสิ้นเดือนมิถุนายน 2566 ให้โครงการดังกล่าวสิ้นสุดลงในวันที่ จะเริ่มให้สิทธิ
เรื่องที่ 2 มาตรการบริหารจัดการด้านน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบ ค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมีค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมรายผลิตภัณฑ์ ดังนี้ น้ำมันเบนซิน อยู่ที่ 2.45 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 อยู่ที่ 2.15 บาทต่อลิตร น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E85 อยู่ที่ 3.65 บาทต่อลิตร น้ำมันดีเซล B7 อยู่ที่ 1.65 บาทต่อลิตร น้ำมันดีเซล B10 อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซล B20 อยู่ที่ 1.70 บาทต่อลิตร ต่อมา เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 กบง. ได้เห็นชอบให้ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร และได้เห็นชอบขยายระยะเวลาการขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงออกไปอีก 6 ครั้ง ตั้งแต่วันที่ 20 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2566 รวมเป็นเวลา 18 เดือน เพื่อช่วยบรรเทาความเดือนร้อนแก่ประชาชนและภาคธุรกิจจากสถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและราคาไบโอดีเซลที่ปรับตัวสูงขึ้น
2. ช่วงปลายปี 2564 ถึงปี 2565 สถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นตามการฟื้นตัวทางเศรษฐกิจและการขยายตัวของอุปสงค์น้ำมันจากการผ่อนคลายสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ในหลายประเทศทั่วโลก โดยในช่วงต้นปี 2565 ราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นจากสถานการณ์ความไม่สงบระหว่างสหพันธรัฐรัสเซียและประเทศยูเครน ส่งผลให้ราคาพลังงาน ในตลาดโลกอยู่ในระดับสูงและมีความผันผวนอย่างรุนแรง โดยในช่วงไตรมาส 2 ของปี 2565 ราคาน้ำมันดีเซลขึ้นไปแตะระดับสูงสุดในรอบ 14 ปี นับตั้งแต่ปี 2551 โดยอยู่ที่ประมาณ 180 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ก่อนจะเริ่มปรับตัวลดลงสู่ระดับ 110 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ในช่วงเดือนธันวาคม 2565 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2566 เนื่องจากตลาดกังวลต่อการหดตัวของเศรษฐกิจโลกซึ่งจะกดดันปริมาณความต้องการใช้น้ำมันโลก
3. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้เห็นชอบปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลลง เพื่อช่วยบรรเทาความเดือดร้อนแก่ประชาชนและภาคธุรกิจภายใต้สถานการณ์ราคาพลังงานที่ยังคงผันผวนทั่วโลก จำนวน 6 ครั้ง โดยครั้งที่ 1 ช่วงวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 ถึงวันที่ 20 พฤษภาคม 2565 ลดภาษีลิตรละ 3 บาท เป็นเวลา 3 เดือน รัฐสูญรายได้ 18,000 ล้านบาท ครั้งที่ 2 ถึงครั้งที่ 5 ช่วงวันที่ 21 พฤษภาคม 2565 ถึงวันที่ 20 มกราคม 2566 ลดภาษีลิตรละ 5 บาท รวมเป็นเวลา 8 เดือน รัฐสูญรายได้ 80,000 ล้านบาท ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 17 มกราคม 2566 ครม. เห็นชอบขยายเวลามาตรการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลออกไปอีก เพื่อช่วยแบ่งเบาภาระค่าครองชีพของประชาชน และภาระของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง หลังมาตรการเดิมสิ้นสุดลงในวันที่ 20 มกราคม 2566 ซึ่งเป็นการต่ออายุมาตรการเป็นครั้งที่ 6 โดยขยายระยะเวลาออกไปอีก 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 21 มกราคม 2566 ถึงวันที่ 20 พฤษภาคม 2566 โดยอัตราภาษีสรรพสามิตกลุ่มน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 1.34 บาทต่อลิตร นอกจากนี้ ครม. ได้มีมาตรการบริหารราคาน้ำมันดีเซลโดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ และภาษีสรรพสามิต ในช่วงไตรมาส 1 ของปี 2565 โดยตรึงราคาน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร กองทุนน้ำมันฯ มีอัตราชดเชยเฉลี่ยรายเดือนอยู่ที่ประมาณ 2 ถึง 7 บาทต่อลิตร ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีฐานะติดลบประมาณ 8,224 ล้านบาท และในช่วงไตรมาส 2 ถึงไตรมาส 3 ของปี 2565 ครม. มีมติเห็นชอบในหลักการสำหรับมาตรการบริหารราคาน้ำมันดีเซลโดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ และภาษีสรรพสามิต ไม่ให้เกิน 35 บาทต่อลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ มีอัตราชดเชยเฉลี่ยสูงสุดในเดือนมิถุนายน 2565 อยู่ที่ 10 บาทต่อลิตร และทยอยลดการชดเชยลงอย่างต่อเนื่องตามราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกที่ปรับตัวลดลง จนในเดือนกุมภาพันธ์ 2566 สามารถจัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้เฉลี่ยที่ 6 บาทต่อลิตร ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีรายรับประมาณ 516 ล้านบาทต่อวัน หรือ 14,455 ล้านบาทต่อเดือน ทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีฐานะติดลบน้อยลง จากสูงสุดติดลบ 88,788 ล้านบาท มาอยู่ที่ติดลบ 65,896 ล้านบาท ในเดือนกุมภาพันธ์ 2566 ประกอบกับในช่วงปลายปี 2565 กองทุนน้ำมันฯ ดำเนินการกู้เงินจากสถาบันการเงินได้ประมาณ 30,000 ล้านบาท และในปี 2566 มีแผนจะดำเนินการกู้เงินอีกประมาณ 120,000 ล้านบาท เพื่อเสริมสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ
4. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ติดตามค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงหลังการ ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 4 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2566 พบว่า ค่าการตลาดน้ำมันกลุ่มดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 1.30 บาทต่อลิตร ในขณะที่ค่าการตลาดน้ำมันกลุ่มเบนซินเฉลี่ยรายไตรมาสปรับตัวสูงขึ้นต่อเนื่อง โดยไตรมาส 4 ปี 2564 เฉลี่ยอยู่ที่ 2.66 บาทต่อลิตร ในช่วงไตรมาส 1 ถึงไตรมาส 4 ปี 2565 เฉลี่ยอยู่ที่ 2.81, 2.47, 3.17 และ 3.22 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และในเดือนมกราคม 2566 เฉลี่ยอยู่ที่ 3.25 บาทต่อลิตร โดยผู้ค้าน้ำมันให้เหตุผลว่าต้นทุนราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ซื้อจากโรงกลั่นอยู่ในระดับสูงกว่าราคาอ้างอิงของ สนพ. ส่งผลให้ไม่สามารถปรับลดค่าการตลาดน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลลงตามที่ภาครัฐขอความร่วมมือได้ ทั้งนี้ จากสถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลตลาดโลกที่มีแนวโน้มปรับตัวลดลงในช่วงที่ผ่านมา และ ครม. ได้ขยายเวลามาตรการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่ 1.34 บาทต่อลิตร ออกไปอีกจนถึงวันที่ 20 พฤษภาคม 2566 ประกอบกับกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีรายรับประมาณ 516 ล้านบาทต่อวัน หรือ 14,455 ล้านบาทต่อเดือน ทำให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชีน้ำมันมีฐานะติดลบน้อยลง ฝ่ายเลขานุการ จึงขอเสนอปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยอยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมีค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอล เท่ากันอยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ การปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงส่งผลให้กองทุนน้ำมันมีรายรับในส่วนของน้ำมันดีเซลลดลงประมาณ 37.23 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 1,117 ล้านบาทต่อเดือน หรือแนวทางที่ 2 ปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ที่เหมาะสมเฉลี่ยอยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมีค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ 1.90 บาทต่อลิตร และกลุ่มน้ำมันเบนซินและน้ำมันแก๊สโซฮอลอยู่ที่ 2.20 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ การปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง ส่งผลให้กองทุนน้ำมันมีรายรับในส่วนของน้ำมันดีเซลลดลงประมาณ 31.30 ล้านบาทต่อวัน หรือประมาณ 939 ล้านบาทต่อเดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมเฉลี่ยอยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2566 เป็นต้นไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นไปตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563
กบง.ครั้งที่ 2/2566 (ครั้งที่ 58) วันพุธที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2566 (ครั้งที่ 58)
วันพุธที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566
1. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
3. การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
4. แผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575
5. ผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
6. การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
7. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤติพลังงาน
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ 1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ 2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวลและสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป ต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 ได้เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กพช. ทราบ นอกจากนี้ ได้มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด รวมทั้งมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่าโดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว ซึ่ง กบง. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 ได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือน เมษายน 2566 โดยให้คณะอนุกรรมการฯ สามารถปรับรายละเอียดมาตรการ และประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้ติดตามแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือน เมษายน 2566 และรายงาน กบง. ทราบด้วย และ กบง. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 ได้รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
2. จากการดำเนินมาตรการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เพื่อลดการนำเข้า Spot LNG สำหรับการผลิตไฟฟ้าของปี 2565 สามารถสรุปผลการดำเนินการ ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ได้ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. กฟผ. และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป้าหมาย 1.64 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 1.263 ล้านตัน LNG (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติ ในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เป้าหมาย 0.33 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.47 ล้านตัน LNG (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า แม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 0.28 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.285 ล้านตัน LNG (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. เป้าหมาย 0.054 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.0067 ล้านตัน LNG (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (5.1) การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี (Glow) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค (EPEC) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG) และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) โดยผลการดำเนินงานรวมอยู่ในมาตรการข้อ (1) และ (5.2) การปรับแผน การนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship สำหรับโรงไฟฟ้าบางปะกง โดย กฟผ. รายงานว่าได้แจ้ง แผนรับน้ำมันเตาของเดือนกุมภาพันธ์ถึงเดือนเมษายน 2566 เดือนละ 30 ล้านลิตร ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ทราบ โดย ปตท. นำเข้าและส่งมอบแบบ Ship to Ship ปัจจุบัน อยู่ระหว่างรอ ปตท. ยืนยันแผนส่งมอบ ซึ่งล่าสุด สำนักงาน กกพ. รายงานว่า เนื่องจากต้นทุนนำเข้าน้ำมันดังกล่าวมีราคาสูงเมื่อเทียบกับ LNG ซึ่งคณะอนุกรรมการ บริหารสถานการณ์ในช่วงวิกฤติราคาพลังงาน (Execution Operation Team: EOT) เมื่อวันที่ 13 มกราคม 2566 ได้มีมติให้ส่งน้ำมันแบบ Direct Ship เพื่อนำเข้าน้ำมันมาเติม Stock ตาม PPA ไม่ใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนการนำเข้า Spot LNG ในช่วงนี้ (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (6.1) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 เป้าหมาย 43.0 GWh ผลการดำเนินงาน 183 GWh (6.2) โครงการเทินหินบุน เป้าหมาย 9.6 GWh ผลการดำเนินงาน 1.694 GWh (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 88.6 GWh ผลการดำเนินงาน 19.865 GWh (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. และ ปตท. เป้าหมาย 100,000 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 147,024 ตันเทียบเท่า LNG (9) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2565 พพ. ได้มีการจัดกิจกรรมการประกาศเจตนารมณ์เครือข่ายอนุรักษ์พลังงาน Energy Beyond Standards ของหน่วยงานภาครัฐและเอกชน 70 หน่วยงาน (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 8,800 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 10,374 ตันเทียบเท่า LNG (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. โดยปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศขั้นตอนการรับแจ้ง การประกอบกิจการพลังงานที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
3. การดำเนินมาตรการดังกล่าว ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 สามารถสรุปประเด็นด้านปัญหา ผลกระทบ และมีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาตามมติ กกพ. พบว่า ผลการใช้น้ำมันดีเซล/น้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าไม่เป็นไปตามแผน เนื่องจากการบริหาร LNG Inventory ไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และการประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าคลาดเคลื่อน ส่งผลให้มีการลดการใช้น้ำมันซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่ถูกกกว่า หรือกรณีที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงแต่โรงไฟฟ้าไม่ได้เติม Stock น้ำมันไว้ มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยโรงไฟฟ้าควรแจ้งยืนยันแผนการใช้น้ำมันล่วงหน้า โดยอาจให้ กฟผ. แจ้งข้อมูลแผนการใช้น้ำมันฯ ต่อคณะ EOT โดยเร็ว และขอความอนุเคราะห์คณะ EOT พิจารณาแผนการใช้น้ำมันดีเซล/น้ำมันเตา ทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในโรงไฟฟ้าล่วงหน้าอย่างน้อย 30 - 45 วัน และกรณีที่ผู้ค้าไม่อาจส่งน้ำมันฯ ให้โรงไฟฟ้าตามแผน กฟผ. ควรรีบแจ้งมายัง ธพ. เพื่อประสานและกำกับให้เกิดการปฏิบัติตามแผนโดยเร็ว (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด พบว่า การผลิตก๊าซส่วนเพิ่มในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงเดือนกันยายน 2565 จากแปลง G1/61 ต่ำกว่าแผน เนื่องจากเป็นช่วงเปลี่ยนผ่านของผู้รับสัมปทาน มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดย ชธ. ควรเร่งรัดการลงทุนของผู้รับสัญญาในแปลง G1/61 เพื่อเพิ่มกำลังผลิตให้เป็นไปตามเป้าหมายโดยเร็ว (3) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น พบว่า ราคารับซื้อไม่จูงใจและเงื่อนไขการรับซื้อมีผลกระทบกับการซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาหลัก ส่งผลให้โรงไฟฟ้ายังต้องเดินเครื่องโดยใช้ก๊าซธรรมชาติ/น้ำมันเชื้อเพลิง และต้นทุน การผลิตไฟฟ้าโดยรวมไม่ลดลงตามแผน มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยควรพิจารณาเรื่องราคารับซื้อหรือเงื่อนไขการรับซื้อที่จูงใจมากขึ้น โดย สำนักงาน กกพ. อาจนำข้อเสนอนี้ไปพิจารณาและดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ตามที่เห็นสมควร (4) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป.ลาว พบว่ากระบวนการพิจารณาในส่วนของหน่วยงานภาครัฐ ทำให้ กฟผ. เริ่มกระบวนการรับซื้อมีความล่าช้า มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยหากภาครัฐเห็นควรให้มีการเจรจารับซื้อในระยะยาวหรือตลอดอายุสัญญาของการซื้อขายไฟฟ้าโครงการเทินหินบุน อาจจะต้องพิจารณาปรับปรุงโควตา MOU ระหว่างประเทศไทย และ สปป.ลาว ในการเพิ่มปริมาณรับซื้อต่อไป (5) มาตรการประหยัดพลังงาน พบว่าได้งบประมาณในการดำเนินโครงการ ไม่ต่อเนื่อง ทำให้ไม่สามารถก่อให้เกิดผลประหยัดอย่างเป็นรูปธรรมชัดเจน และรวดเร็วได้มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดย พพ. อาจประสานสมาคมธนาคาร เกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการร่วมมือทางด้านการเงินเพื่อสนับสนุนการลงทุนทางด้านอนุรักษ์พลังงาน (6) การออกตลาดสำหรับการจัดหา LNG พบว่า สภาวะตลาดซื้อ/ขาย LNG มีความผันผวนสูง ทำให้ไม่สามารถคาดการณ์ราคาในการออกตลาดเพื่อจัดหา LNG ได้อย่างมีประสิทธิภาพ มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยเห็นควรให้ สำนักงาน กกพ. ดำเนินการพิจารณาเกี่ยวกับการจัดหาและนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามกฎหมาย ระเบียบและมติของคณะกรรมการต่าง ๆ ในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ สำหรับการดำเนินงานในอนาคต เห็นควรมีการพิจารณาสัญญาที่จะมีการจัดทำในอนาคตในส่วนของเงื่อนไขที่จะถูกกำหนดในสัญญาในการจัดหาและการจำหน่ายพลังงาน และสัญญาอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้กรณีที่เกิดสถานการณ์ฉุกเฉิน ภาครัฐหรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจะได้สามารถนำมาบังคับให้ภาคส่วนต่างๆ ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ทั้งในด้านการปรับเปลี่ยนการใช้เชื้อเพลิง เพื่อผลิตไฟฟ้า การลดการใช้พลังงาน การเพิ่มการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนการดำเนินการอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ได้อย่างทันท่วงที นอกจากนี้ ควรเตรียมการเรื่องความเพียงพอของโครงสร้างพื้นฐานเพื่อความมั่นคง ด้านพลังงาน เช่น การเพิ่มปริมาณการเก็บสำรอง LNG ของ LNG Receiving Terminal และ Facilities ต่าง ๆ รวมถึงการปรับปรุงกฎหมาย/ระเบียบให้มีความยืดหยุ่นในการบังคับใช้ช่วงสถานการณ์ฉุกเฉิน นอกจากนี้ยังควรพิจารณาหาแนวทางเพื่อให้สามารถใช้ Demand Response เพื่อใช้บริหารสถานการณ์
4. ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 สามารถสรุปผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) จากการดำเนินงานตามมาตรการได้ประมาณ 78,969 ล้านบาท โดยมีผลประโยชน์ทางการเงินในแต่ละมาตรการ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. 35,113.72 ล้านบาท (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด 19,850.41 ล้านบาท (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 อยู่ที่ 15,227.50 ล้านบาท (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 297.85 ล้านบาท (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 อยู่ที่ 1,405.59 ล้านบาท และรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุน 8.61 ล้านบาท (6) นำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า 124.86 ล้านบาท (7) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม 6,338.90 ล้านบาท และ (8) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 601.49 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภา ทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2564 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) ออกมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าคิดเป็นร้อยละ 97 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 28,526.78 ล้านบาท และปรับค่า Ft เพื่อให้อัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนการเปลี่ยนแปลง ของต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า (2) กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแผน PDP 2018 และนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (3) ปรับปรุงระบบการอนุญาตแบบครบวงจร (One Stop Service : OSS) (4) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำกับอัตราค่าบริการพลังงานให้มี ความโปร่งใส และได้มาตรฐานสากลมากยิ่งขึ้น (5) ปรับปรุงกฎระเบียบข้อกำหนดต่างๆ เพื่อเปิดให้บริการสถานี LNG และเปิดให้ใช้ระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (6) พัฒนางานกำกับกิจการไฟฟ้ารองรับเทคโนโลยีด้านพลังงานและรูปแบบการดำเนินธุรกิจที่เปลี่ยนแปลงไปอย่างรวดเร็วผ่านโครงการ RE 100 Package Energy Regulatory Commission Sandbox : ERC Sandbox Third Party Access : TPA Code และหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา Wheeling Charge (7) คุ้มครองผู้ใช้พลังงาน โดยกำกับติดตามเร่งรัดการคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามประกาศหลักเกณฑ์ที่กำหนด ปัจจุบันมีผู้ลงทะเบียนแล้ว 8.49 ล้านราย วงเงิน 16,413 ล้านบาท มีการคืนเงินประกันแล้ว 8.03 ล้านราย วงเงิน 15,327 ล้านบาท และ (8) พัฒนาระบบการบริหารงานให้มีธรรมาภิบาลตามเกณฑ์ การประเมินคุณธรรมและความโปร่งใสในการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐ (Integrity & Transparency Assessment: ITA) ของสำนักงานคณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการทุจริตในภาครัฐ และพัฒนาระบบงานเข้าสู่มาตรฐาน ISO 9001: 2015
3. ในปีงบประมาณ 2565 กกพ. และสำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนด ดังนี้ (1) การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าเพื่อให้มีการชดเชยแก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าในการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง จำนวน 12,327 ล้านบาท และอุดหนุนให้แก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส จำนวน 2,032 ล้านบาท (2) เพื่อการพัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า โดยทบทวนและปรับปรุงประกาศ หลักเกณฑ์ และคู่มือที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกับระเบียบ กกพ. ว่าด้วยกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า พ.ศ. 2563 ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 โดยได้อนุมัติรวมจำนวน 4,640 โครงการ งบประมาณรวม 1,950.70 ล้านบาท (3) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย ภายใต้กรอบวงเงินรวม 1,920 ล้านบาท และ (4) เพื่อส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า ปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 กกพ. ได้อนุมัติกรอบวงเงินจำนวน 600 ล้านบาท
4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 และรายงานของผู้สอบบัญชี ทั้งนี้ สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดย สำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้รวมทั้งสิ้น 17,915,157,291.20 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 17,353,231,274.15 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 943,332,236.26 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 573,653,938.15 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 369,678,298.11 บาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง จำนวน 601,170,043.80 บาท ซึ่งรวมเงินงบประมาณที่เหลือจ่ายของปี 2557 ถึง 2564 ด้วย
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 3 การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 บับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1) ขนาดท่อ 36 นิ้ว ระยะทาง 74 กิโลเมตร ภายใต้กรอบวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2568 เพื่อให้แล้วเสร็จตามกำหนดการจ่ายก๊าซธรรมชาติ ให้โครงการโรงไฟฟ้าพระนครใต้ส่วนเพิ่มที่จะเข้าระบบในปี 2569 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 มกราคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจากมีการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการในส่วนของการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากผลการรับฟังความคิดเห็น ของประชาชน และสมมติฐานการประเมินต้นทุนของโครงการที่ปรับเปลี่ยนตามสถานการณ์เศรษฐกิจโลก ที่เปลี่ยนแปลงไป อาทิ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา และราคาเหล็กตลาดโลก
2. ความจำเป็นของการขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจาก ปตท. ได้ลงพื้นที่เพื่อรับฟังความคิดเห็นของประชาชนต่อแนวทางที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการ พบว่าแนวทางเลือกที่เหมาะสม ที่ประชาชนยอมรับเป็นการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปตามแนวสายส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ซึ่งเปลี่ยนแปลงไปจากแผนเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท โดยแนวทางดังกล่าว มีข้อจำกัดด้านพื้นที่ในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่ต้องวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่จำกัด ทำให้จำเป็นต้องเปลี่ยนวิธีการวางท่อ จากเดิมใช้วิธีการเจาะลอด (Horizontal Directional Drilling: HDD) ซึ่งต้องใช้พื้นที่ในการดำเนินการมาก เป็นใช้วิธีดันลอดระยะยาว (Direct Pipe: DP) ซึ่งเป็นวิธีก่อสร้างที่ใช้พื้นที่น้อย สามารถดำเนินการในพื้นที่จำกัดได้ อีกทั้งการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าซึ่งเป็นพื้นที่ของเอกชนจำเป็นต้องระมัดระวังเรื่องการรั่วไหลของสารเบนทอไนท์ ซึ่งวิธีดันลอดระยะยาวเป็นวิธีที่มีโอกาสรั่วไหลของเบนทอไนท์ต่ำมาก นอกจากนี้ สถานการณ์เศรษฐกิจโลกที่เปลี่ยนแปลงไปจากช่วงศึกษาและประเมินกรอบวงเงินงบประมาณในการลงทุนโครงการ ส่งผลให้ต้นทุนการดำเนินโครงการเพิ่มสูงขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ผันผวนและเงินบาทมีแนวโน้มอ่อนค่าลงต่อเนื่อง จากสมมติฐานอัตราแลกเปลี่ยนในช่วงศึกษาโครงการที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ เป็นประมาณ 35 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในปี 2565 นอกจากนี้ อีกปัจจัย ที่เปลี่ยนแปลงไปจากสมมติฐานในการประเมินกรอบเงินลงทุนโครงการคือ ราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น และมีแนวโน้มที่จะปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินโครงการแล้วเสร็จตามกำหนด ปตท. จึงได้ศึกษาและประเมินกรอบวงเงินลงทุนโครงการใหม่ตามปัจจัยต่างๆ ที่ส่งผลกระทบต่อการดำเนินการโครงการ พบว่ากรอบวงเงินลงทุนที่เหมาะสมของโครงการอยู่ที่ประมาณ 13,700 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่ากรอบวงเงินลงทุนเดิมที่ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบไว้ที่ 11,000 ล้านบาท โดยเพิ่มขึ้นรวม 2,700 ล้านบาท รายละเอียดดังนี้ (1) ค่าก่อสร้าง เพิ่มขึ้น 2,840 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 4,020 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 6,860 ล้านบาท (2) ค่าท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้น 570 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 1,675 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,245 ล้านบาท (3) ค่าที่ดิน ลดลง 765 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 3,265 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,500 ล้านบาท และ (4) ค่าที่ปรึกษา ค่าบริหารโครงการ และอื่นๆ เพิ่มขึ้น 55 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 2,040 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,095 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาให้ความเห็นต่อการทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ โดย เมื่อวันที่ 21 มิถุนายน 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2565 โดยมีความเห็น ดังนี้ (1) การเสนอปรับเงินลงทุนมีเหตุผลและความจำเป็นจากปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อด้วยวิธี Direct Pipe ตามข้อจำกัดของวิธีการก่อสร้าง ประกอบกับสมมติฐานทางการเงินที่เปลี่ยนแปลงไปเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งพบว่าอัตราแลกเปลี่ยนและราคา ท่อเหล็กในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวขึ้นจนส่งผลกระทบต่อเงินลงทุนการดำเนินโครงการ (2) การออกแบบท่อแบบ Sour Service เป็นการออกแบบที่เกินกว่าความจำเป็น จึงเห็นควรให้ปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อเป็นแบบ Non-Sour Service ซึ่งจะทำให้เงินลงทุนสามารถปรับลดลงจาก 13,700 ล้านบาท เหลือ 13,590 ล้านบาท หรือลดลง 110 ล้านบาท (3) การขอปรับกรอบวงเงินลงทุนส่งผลให้เงินลงทุนเพิ่มสูงขึ้นที่ 13,590 ล้านบาท เกินกรอบที่ ครม. ได้อนุมัติไว้เดิมที่ 11,000 ล้านบาท จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และ ครม.เพื่อพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของ ปตท. เรื่อง ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ จากเดิมวงเงิน 11,000 ล้านบาท เป็นวงเงิน 13,590 ล้านบาท เสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2566 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งผลการจัดทำผลกระทบ จากการปรับเพิ่มเงินลงทุนของโครงการฯ พบว่า การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนจากเดิม 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท จะส่งผลให้อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ ทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) รอบการกำกับปี 2565 ถึง ปี 2569 สำหรับพื้นที่ 3 (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง) เพิ่มขึ้นประมาณ 0.0027 บาทต่อล้านบีทียู และส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 0.0016 สตางค์ต่อหน่วย คำนวณโดยใช้สมมุติฐานการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) ที่ กกพ. มีมติเห็นชอบเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2565
4. กบง. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 ได้พิจารณาเรื่อง การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ โดยมีมติเห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของ ปตท. ที่ กพช. ได้อนุมัติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป และฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า การขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการของ ปตท. สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไปจากแนวทางเลือกในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป จากเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท เป็นการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่ที่จำกัดแทน จึงต้องใช้วิธี Direct Pipe ซึ่งมีต้นทุนค่าก่อสร้างสูงกว่าการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท รวมทั้งค่าเงินบาทที่อ่อนค่าลง จากเดิมที่ได้ประเมินในการขออนุมัติโครงการปี 2564 ที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ มาอยู่ที่ประมาณ 33 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในเดือนมกราคม 2566 ประกอบกับราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวสูงขึ้นและมีแนวโน้มปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยขอให้ ปตท. บริหารจัดการโครงการอย่างมีประสิทธิภาพภายใต้วงเงินที่ขอทบทวนในครั้งนี้ และขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าว ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้อนุมัติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงาน ได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ได้มีมติเห็นชอบแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน (คณะกรรมการฯ) ซึ่งนายกรัฐมนตรีได้มอบหมายให้รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) เป็นประธานกรรมการฯ ซึ่งกระทรวงพลังงาน (พน.) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ ได้ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามข้อเสนอแนวทางดำเนินการปฏิรูปประเด็นที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ดังนี้ (1) คณะกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2564 ได้รับทราบผลการศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตแบตเตอรี่ เป็นอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ และมีมติเห็นชอบเป้าหมายเบื้องต้นของการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน คือ เพื่อให้ประเทศไทยเป็นฐานการผลิตแบตเตอรี่รายใหญ่ของอาเซียน เกิดอุตสาหกรรมใหม่ที่สร้างรายได้ให้กับประเทศ รองรับอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้าและการใช้งานในระบบไฟฟ้าของประเทศ สู่การพัฒนาอย่างยั่งยืน และเห็นชอบกรอบแนวทางการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน 4 ด้าน ได้แก่ ด้านที่ 1 การส่งเสริมการใช้ ด้านที่ 2 การส่งเสริมการผลิต ด้านที่ 3 การพัฒนา/ปรับปรุงมาตรฐานและกฎหมาย ที่เกี่ยวข้อง และด้านที่ 4 การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาและสร้างบุคลากร และมอบหมายให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันจัดทำรายละเอียดเป้าหมายการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน เพื่อเสนอคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน พิจารณาต่อไป ต่อมาสนพ. ได้ดำเนินโครงการศึกษาเพื่อจัดทำแผนปฏิบัติการส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อ 1) กำหนดทิศทางการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ที่ชัดเจน 2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนาและจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ และ 3) จัดทำข้อเสนอแนะการปรับปรุงการวางแผนด้านพลังงาน ให้มีการนำระบบกักเก็บพลังงานมาใช้ในระบบโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศในระดับ G (Generation) - T (Transmission) – D (Distribution) - R (Retail) ซึ่งโครงการแล้วเสร็จในวันที่ 18 เมษายน 2565 (2) คณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2565 ได้รับทราบผลการจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 และมีมติเห็นชอบแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 ตามที่ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ นำเสนอ และให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ เสนอแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. สรุปแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575
2.1 เป้าหมาย คือ การพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ให้เป็นกลไกหนึ่งในการขับเคลื่อนเศรษฐกิจ ตามแนวทางของอุตสาหกรรม New S Curve ของประเทศไทย โดยมีทิศทางการส่งเสริม คือ การสร้าง Demand และ Ecosystem ในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรม และมุ่งสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) มีการวาง Positioning แบตเตอรี่ไทยให้มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์ (Zero Emission Battery) เพื่อไม่ส่งต่อภาระให้ผู้ใช้งาน (Demand) และเพิ่มความสามารถการแข่งขันใน Value Chain ของผู้ผลิตหรือผู้ประกอบการโดยที่ ราคาและคุณภาพ ยังเป็น Market Average และมีปัจจัยความสำเร็จ (Key Success) ของการส่งเสริมอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ ได้แก่ Scale เป็นการสร้าง Demand ขนาดใหญ่ที่จูงใจนักลงทุน และ Speed คือ ความรวดเร็วของภาครัฐในการกำหนดนโยบายและการสร้าง Ecosystem เพื่อดึงดูด นักลงทุนและเตรียมความพร้อมด้านต่าง ๆ ให้รองรับการพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่
2.2 แนวทางการส่งเสริมให้แบตเตอรี่เป็นอุตสาหกรรม New S Curve จะครอบคลุม 4 ยุทธศาสตร์ ดังนี้
2.2.1 การใช้ระบบกักเก็บพลังงาน มุ่งเน้นการส่งเสริมให้เกิดการใช้แบตเตอรี่ในประเทศ โดยใช้ Demand ภาครัฐในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ (Demand Driven) ประกอบด้วย 6 แนวทาง ครอบคลุมใน 2 ภาคส่วนคือ ภาคระบบโครงข่ายไฟฟ้า และภาคยานยนต์ไฟฟ้า ได้แก่ แนวทางที่ 1 การปรับรูปแบบสัญญาการซื้อขายไฟฟ้า (Exist Variable Renewable Energy (VRE) : Non-Firm Power Purchase Agreement (PPA) to Semi/Firm PPA) เป็นการส่งเสริมให้มีการปรับรูปแบบสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน (Variable Renewable Energy : VRE) ที่เป็นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทไม่บังคับปริมาณซื้อขายไฟฟ้า (Non-Firm PPA) จากผู้ผลิตรายเดิม ให้เป็นสัญญาการซื้อขายไฟฟ้าแบบกึ่งบังคับหรือบังคับปริมาณซื้อขายไฟฟ้า (Semi-Firm/Firm PPA) โดยการติดตั้งแบตเตอรี่ร่วมกับแหล่งผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเดิม แนวทางที่ 2 การส่งเสริมการติดตั้ง BESS ร่วมกับ VRE (New VRE Integration) เป็นการส่งเสริมให้มีการติดตั้งระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ร่วมกับแหล่งผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน (VRE) ในผู้ผลิตและผู้ใช้งานรายใหม่ แนวทางที่ 3 การใช้ BESS เพื่อชะลอการลงทุนขยายสายส่งและสายจำหน่ายไฟฟ้า(Transmissions Line and Distribution Line (T&D) Investment Deferral) เป็นการส่งเสริมให้นำแบตเตอรี่มาใช้เพื่อชะลอการลงทุนการขยายสายส่ง/สายจำหน่าย ในกรณีที่ระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเกิดปัญหาความแออัด และปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งได้จำกัดในบางช่วงเวลา แนวทางที่ 4 การรับซื้อบริการไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงจาก BESS (Battery Ancillary Services) เป็นการส่งเสริมการรับซื้อบริการไฟฟ้าที่เป็น Ancillary Services จากแบตเตอรี่ เพื่อใช้เสริมความมั่นคงในระบบโครงข่ายไฟฟ้า ทดแทนโรงไฟฟ้าแบบดั้งเดิม (โรงไฟฟ้าถ่านหิน และกังหันก๊าซ) แนวทางที่ 5 การเปลี่ยนยานยนต์ของภาครัฐ และสัมปทานภาครัฐเป็นยานยนต์ไฟฟ้า(Government Vehicles to Electric Vehicle (EV)) เป็นการเปลี่ยนยานยนต์ของภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ และรถขนส่งมวลชน รวมไปถึงรถส่งสินค้าที่เป็นสัมปทานของภาครัฐให้เป็นยานยนต์ไฟฟ้า (EV) และมีการใช้แบตเตอรี่ที่ผลิตในประเทศไทยร่วมด้วย และแนวทางที่ 6 การมอบสิทธิประโยชน์ต่างๆ สำหรับผู้ใช้ BESS ที่ผลิตในประเทศ (Direct Financial Support) เป็นการให้การสนับสนุนกับผู้ที่เลือกใช้แบตเตอรี่ที่ผลิตในประเทศ โดยการมอบสิทธิประโยชน์ต่าง ๆ ที่ผู้ใช้พึงจะได้ เช่น มาตรการทางภาษี/ส่วนลดไปที่ผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้า/ส่วนลดการการเดินระบบและซ่อมบำรุง (Operate and Maintenance (O&M)) เป็นต้น
2.2.2 การผลิตระบบกักเก็บพลังงาน เป็นการส่งเสริมให้เกิดความสามารถในการแข่งขันการผลิตของประเทศในห่วงโซ่มูลค่า และการผลิตแบตเตอรี่เพื่อความยั่งยืนในประเทศ ประกอบด้วย 3 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 การส่งเสริมความร่วมมือ Government to Government (G2G) และ Business to Business (B2B) เพื่อพัฒนาอุตสาหกรรม BESS กับกลุ่มประเทศในห่วงโซ่อุปทาน (G2G & B2B Battery Value Chain Matching) เป็นกลไกของภาครัฐในการสนับสนุนและส่งเสริมภาคเอกชนร่วมมือกับประเทศที่มีแหล่งห่วงโซ่อุปทานให้เกิดพันธมิตรทางธุรกิจ (Strategic Partnership) เพื่อส่งเสริมความมั่นคงของห่วงโซ่มูลค่าแบตเตอรี่ (Battery Value Chain) แนวทางที่ 2 การอำนวยความสะดวกให้ภาคเอกชนโดยจัดตั้ง One-Stop-Service (Ease of Doing Business) เป็นการส่งเสริมและสนับสนุนจุดแข็งของประเทศไทยในการเอื้อให้เกิดการดำเนินธุรกิจ (Ease of Doing Business) เป็นการอำนวยความสะดวกให้กับเอกชนทั้งไทยและต่างประเทศ โดยจัดตั้ง One-Stop-Service (OSS) ประสานเชื่อมโยงภาคเอกชนกับหน่วยงานภาครัฐ หรือผู้กำหนดนโยบายที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้ Flow ในการดำเนินธุรกิจมีคล่องตัวและรวดเร็วมากขึ้น และแนวทางที่ 3 การส่งเสริมโรงงานผลิต BESS ที่มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality support by Thai Government) เป็นการส่งเสริมโรงงานผลิตแบตเตอรี่ให้มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์
2.2.3 กฎหมาย และมาตรฐาน มุ่งเน้นการปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบต่าง ๆ และมาตรฐานของประเทศให้สามารถดึงดูดนักลงทุนให้เข้ามาดำเนินธุรกิจในประเทศ ได้เพิ่มขึ้น และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน ได้แก่ แนวทางที่ 1 การสร้างมาตรฐานสำหรับผู้ใช้งาน BESS ทางด้านคุณภาพและความปลอดภัย (Standard (Production, Safety, Utilization, Waste)) เป็นเรื่องของการสร้างมาตรฐานสำหรับผู้ใช้งานแบตเตอรี่ กำหนดให้แบตเตอรี่ที่นำมาใช้งานต้องผ่านการทดสอบมาตรฐานทั้งทางด้านคุณภาพและความปลอดภัย รวมไปถึงการออกข้อกำหนดหรือมาตรฐานในการใช้งานแบตเตอรี่สำหรับ applications ต่าง ๆ ตลอดจนการออกข้อกำหนดหรือมาตรฐานในการนำแบตเตอรี่กลับมาใช้ใหม่ การทิ้ง การ recycle และการกำจัดเพื่อความปลอดภัยและยั่งยืน แนวทางที่ 2 การแก้ไขปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบ มาตรการต่าง ๆ ของประเทศที่เป็นอุปสรรคต่อการแข่งขันธุรกิจ (Revision of Regulation) เป็นการเร่งปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบ มาตรการต่าง ๆ ของประเทศ ที่เป็นอุปสรรคต่อการดำเนินธุรกิจและการค้าระหว่างประเทศ เพื่อให้ประเทศสามารถดึงดูดนักลงทุนให้เข้ามาดำเนินธุรกิจในประเทศได้เพิ่มขึ้น และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน
2.2.4 การวิจัยและพัฒนาและสร้างบุคลากรรองรับ เป็นการส่งเสริมการวิจัย และพัฒนานวัตกรรม และเป็นการส่งเสริมศักยภาพบุคลากรภายในประเทศ ได้แก่ แนวทางที่ 1 การจัดทำ Ecosystem ให้เอื้อต่อการวิจัยและพัฒนา BESS (Readiness Deployment) เน้นการสร้าง Ecosystem ให้เอื้อต่อการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ แนวทางที่ 2 การกำหนดประเด็นวิจัยสู่การพัฒนา ในอนาคต (Next Generation of ESS) ในระดับ Technology Readiness Level 1-6 เช่น Alterative material & technology (Solid state, Li-S, Metal-Air), green hydrogen และ Second-life, recycling technologies etc. / techno-economic of ESS in the local context แนวทางที่ 3 การส่งเสริมให้เกิดการเคลื่อนย้ายบุคลากรที่มีองค์ความรู้ BESS ในประเทศ (Human Resource Transfer) เป็นการส่งเสริมศักยภาพบุคลากรภายในประเทศ เป็นมาตรการที่เน้นการเร่งสร้างบุคลากรที่มีศักยภาพให้ได้ทั้งเชิงปริมาณและคุณภาพตลอดห่วงโซ่มูลค่าของอุตสาหกรรม และแนวทางที่ 4 การร่วมมือระหว่างภาคเอกชนกับสถานศึกษาผลิตบุคลากรเพื่อรองรับการพัฒนา BESS (Capacity Building in High Value Battery Chain) เป็นการสนับสนุนและส่งเสริมให้เกิดการสร้างทักษะใหม่และการเสริมหรือพัฒนาทักษะของบุคลากรเดิม (New skill, Reskill & Upskill) ในอุตสาหกรรมยานยนต์และอุตสาหกรรมการผลิตเดิม รวมถึงบุคลากรของ 3 การไฟฟ้าฯ และสร้างบุคลากรให้มีทักษะในห่วงโซ่มูลค่าของแบตเตอรี่ที่มีมูลค่าสูง (High Value Battery Chain) เพื่อแสดงความพร้อมในการพัฒนากำลังคนสมรรถนะสูงรองรับภาคการผลิตและบริการในระยะยาว
2.2.5 ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการ การส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 ทำให้เกิดอุตสาหกรรมการผลิตแบตเตอรี่และอุตสาหกรรมต่อเนื่องในประเทศที่รองรับแนวทางของอุตสาหกรรมอนาคต (New S-Curve) เพิ่มความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ เกิดการพัฒนาเทคโนโลยีใหม่และนวัตกรรม เกิดการพัฒนาทักษะของบุคลากรและแรงงานในประเทศ เกิดการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านการวิจัย และพัฒนาของประเทศ เกิดการพัฒนาปรับปรุงมาตรฐานและกฎหมายของประเทศให้มีความทันสมัย มีการขยายตัวของอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้อง เพิ่ม/กระตุ้นให้เกิดการส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาด และทำให้ประเทศมีความพร้อมในการไปสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน ในปี 2050
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575
2. มอบหมายให้ คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน กำกับติดตาม การดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 และรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 5 ผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
สรุปสาระสำคัญ
1. ด้วย นายสุทธิพร ปทุมเทวาภิบาล (ผู้ร้อง) ได้ยื่นคำร้องขอให้ศาลรัฐธรรมนูญพิจารณาวินิจฉัย ตามรัฐธรรมนูญมาตรา 51 ว่า กระทรวงพลังงานกำหนดยุทธศาสตร์กระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2559 - 2563) และแผนพัฒนกำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ทำให้สัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าของรัฐลดลงต่ำกว่าร้อยละห้าสิบเอ็ด เป็นการกระทำที่ขัดหรือแย้งต่อรัฐธรรมนูญมาตรา 56 ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง โดยมีผู้ถูกร้องประกอบด้วยกระทรวงพลังงาน (พน.) (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) โดยเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2566 ศาลรัฐธรรมนูญวินิจฉัยว่าการกระทำของ พน. (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง วรรคสาม และวรรคสี่ ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง โดยคำวินิจฉัยดังกล่าว มีรายละเอียดในสาระสำคัญ ดังนี้
1.1 รัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2560 มาตรา 56 วรรคสอง เป็นบทบัญญัติที่มีหลักการมาจากรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2550 มาตรา 84(11) ซึ่งบัญญัติขึ้นในสถานการณ์ที่บ้านเมืองในขณะนั้นประสบปัญหาทางกฎหมายเกี่ยวกับการแปรรูปรัฐวิสาหกิจที่ยังไม่ชัดเจน จึงกำหนดหลักการที่คุ้มครองกรรมสิทธิ์ของรัฐที่มีอยู่เดิมในโครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน เพื่อมิให้รัฐกระทำการใดให้โครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานที่เป็นของรัฐตกเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชน หรือทำให้รัฐถือหุ้นน้อยกว่าเอกชน แต่ไม่ได้ห้ามให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการจัดหรือดำเนินการให้มีสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน ดังนั้น การให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นกรณีที่รัฐดำเนินการให้มีพลังงานไฟฟ้าที่เป็นสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานอย่างเพียงพอและทั่วถึงสอดคล้องกับเจตนารมณ์ของรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 และสอดคล้องกับพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยเอกชนที่ได้รับอนุญาตต้องจัดให้มีโรงงานไฟฟ้า แหล่งผลิตไฟฟ้า หรือระบบโครงข่ายไฟฟ้าที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้า ทรัพย์สินที่เอกชนจัดหามาประกอบกิจการจึงเป็นทรัพย์สินของเอกชน แม้การผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนจะมีสัดส่วน หรือกำลังการผลิตเกินกว่าร้อยละห้าสิบเอ็ด แต่มิใช่โครงสร้างหรือโครงข่ายพื้นฐานของกิจการไฟฟ้าที่เป็นสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง โดยไม่ทำให้สัดส่วนความเป็นเจ้าของในโครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐลดน้อยลง แต่อย่างใด อีกทั้งการที่รัฐอนุญาตให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วม ในการผลิตไฟฟ้าไม่มีผลกระทบต่อความมั่นคงของรัฐ เนื่องจากรัฐยังคงไว้ซึ่งเอกสิทธิ์หรืออำนาจในการควบคุมสั่งการให้เอกชนผลิตไฟฟ้าเพื่อรักษาความมั่นคงของรัฐได้ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
1.2 การที่รัฐให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าไม่ได้มีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ที่เรียกเก็บจากประชาชน เนื่องจากตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสามและวรรคสี่ มีเจตนารมณ์เพื่อคุ้มครองประโยชน์ของประชาชน โดยรัฐต้องดูแลเพื่อให้ได้รับประโยชน์ตอบแทนอย่างเป็นธรรม คำนึงถึง การลงทุนของรัฐ ประโยชน์ที่รัฐและเอกชนจะได้รับ และค่าบริการที่จะเรียกเก็บจากประชาชนประกอบกัน และต้องดูแลมิให้มีการเรียกเก็บค่าบริการจนเป็นภาระแก่ประชาชนเกินสมควร ซึ่งอัตราค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องจ่ายในหนึ่งหน่วยสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงและคำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุน ไม่ว่าจะเป็น การลงทุนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) หรือการลงทุนของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยอัตราค่าบริการดังกล่าวต้องเพียงพอที่จะทำให้การจัดทำสาธารณูปโภคมีประสิทธิภาพ สร้างแรงจูงใจให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพ และมีความเป็นธรรมกับทุกฝ่ายที่เกี่ยวข้อง ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 65(1) ถึง (4) อีกทั้งการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าเดิมที่หมดอายุและรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น รัฐอาจต้องใช้งบประมาณจำนวนมากกว่าสองแสนล้านบาทต่อปี ซึ่งกระทบต่อหนี้สาธารณะของประเทศ จึงมีความจำเป็นต้องให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการไฟฟ้าเพื่อให้ประเทศมีพลังงานไฟฟ้าอย่างเพียงพอและทั่วถึงโดยคำนึงถึงการลงทุนของรัฐ ประโยชน์ที่รัฐและเอกชนจะได้รับและค่าบริการที่เรียกเก็บจากประชาชนประกอบกันด้วย นอกจากนั้น ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) สูงกว่าความเป็นจริง เนื่องจากสมมติฐานหรือตัวแปรที่ใช้ในการพยากรณ์เปลี่ยนแปลงไป เช่น สถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (Covid-19) ตั้งแต่ปี 2562 ถึงปัจจุบัน ส่งผลให้ปริมาณการใช้ไฟฟ้าลดลง และจากข้อมูลความสัมพันธ์ระหว่างกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ค่าไฟฟ้า และราคาก๊าซธรรมชาติ พบว่าต้นเหตุที่ทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นไม่ได้มีสาเหตุจากกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เพิ่มขึ้น แต่เป็นปัจจัยจากราคา ก๊าชธรรมชาติที่สูงขึ้นทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้น จึงเห็นได้ว่าอัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนไม่ได้แปรผันโดยตรงกับการเปิดโอกาสให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าและขายให้แก่รัฐแต่อย่างใด
1.3 กิจการพลังงานไฟฟ้าเป็นกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐอันจำเป็นต่อการดำรงชีวิตของประชาชนและส่งผลต่อความมั่นคงของรัฐ รัฐจำเป็นต้องดำเนินกิจการพลังงานไฟฟ้า เพื่อประโยชน์ส่วนรวมของประเทศชาติและความผาสุกของประชาชนโดยรวม การผลิตไฟฟ้าที่เปิดโอกาส ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมเพื่อให้การประกอบกิจการพลังงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีความมั่นคง มีปริมาณเพียงพอและทั่วถึงในราคาที่เป็นธรรมและมีคุณภาพที่ได้มาตรฐาน ตอบสนองต่อความต้องการภายในประเทศและการพัฒนาประเทศ จำเป็นต้องพิจารณาความมั่นคงของรัฐและประโยชน์ส่วนรวม ของประชาชน โดยมีข้อแนะนำว่ารัฐโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องดำเนินการกำหนดกรอบหรือเพดานของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชน ในระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศ และกำหนดปริมาณไฟฟ้าสำรองอันเกี่ยวกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนอันส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับความเป็นจริงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลา หากกำหนดกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงเกินสมควร และก่อให้เกิด ความเสียหายแก่ประโยชน์สาธารณะอาจถูกดำเนินการโดยองค์กรอื่นหรือศาลอื่นได้
1.4 อาศัยเหตุผลข้างต้นดังกล่าว จึงวินิจฉัยว่าการกระทำของ พน. (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง วรรคสามและวรรคสี่ ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง
2. พน. ได้มีการพิจารณาแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญ ดังนี้
2.1 การดำเนินการเกี่ยวกับการกำหนดกรอบหรือเพดานของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชน ในระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศ
2.1.1 พน. ดำเนินการจัดทำ PDP โดยมีหลักการที่สำคัญ 3 ด้าน ได้แก่ ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) และด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) เพื่อใช้เป็นแผนหลักในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ สามารถรองรับการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศและการขยายตัวของประชากรได้ โดยคำนึงถึงความมั่นคงการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเพื่อลดความเสี่ยงจากการพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง ศักยภาพการผลิตไฟฟ้าเชิงพื้นที่ ทั้งในด้านเชื้อเพลิง ความพร้อมของโครงสร้างพื้นฐาน และการยอมรับของประชาชนในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า รวมถึงเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม ลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ และเพื่อสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดการปลดปล่อย ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ตามที่ให้สัตยาบันไว้กับประชาคมโลกได้ นอกจากนี้ พน. ยังได้พิจารณาถึงปัจจัย ด้านต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมและสอดคล้องกับความก้าวหน้าของการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้า เพื่อไม่ให้เกิดภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้าและเป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาเศรษฐกิจของประเทศ
2.1.2 การจัดหากำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP นั้น พน. ได้มีการจัดสรรให้กับผู้ผลิตไฟฟ้า แต่ละรายไว้อย่างชัดเจน โดยกำลังผลิตไฟฟ้าที่ให้ กฟผ. เป็นผู้พัฒนา กฟผ. สามารถดำเนินการตามขั้นตอนเพื่อขออนุมัติการลงทุนและเริ่มพัฒนาโครงการได้ทันที ส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าที่ให้ภาคเอกชนเป็นผู้พัฒนานั้น จะเปิดให้มีการแข่งขันภายใต้ระเบียบ หลักเกณฑ์ และขั้นตอนการคัดเลือกที่กำหนดโดย กกพ. เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมแก่ทุกฝ่าย ซึ่งการที่ พน. เปิดให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า ไม่ได้มีผลทำให้ความมั่นคง ด้านการผลิตไฟฟ้าของประเทศลดลง และไม่ได้มีผลทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของประเทศเพิ่มขึ้น หรือแตกต่างจากการที่รัฐดำเนินการเอง เนื่องจากภาครัฐมีกลไกหรือเงื่อนไขที่กำหนดไม่ให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า และผลตอบแทนของโรงไฟฟ้ารัฐและเอกชนมีกำไรสูงเกินไปจนเป็นการเอาเปรียบผู้ใช้ไฟฟ้าได้ เช่น การประมูลแข่งขันราคาโดยผู้ที่เสนอราคาไฟฟ้าต่ำที่สุดเท่านั้นที่จะได้รับการคัดเลือก การที่รัฐกำหนดราคารับซื้อให้สะท้อนต้นทุนเทคโนโลยีและการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพด้วยผลตอบแทนที่เหมาะสมและไม่สูงเกินควร เป็นต้น รวมทั้งภาครัฐได้กำหนดให้โรงไฟฟ้าเอกชนต้องอยู่ภายใต้การควบคุมและกำกับดูแลของรัฐผ่านทางสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ที่เข้มงวดโดยกำหนดทั้งหน้าที่และความรับผิดชอบของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่การพัฒนาโครงการไปจนถึงเมื่อดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ พร้อมทั้งกำหนดบทปรับและเงื่อนไขการผิดสัญญาในเรื่องสำคัญต่างๆ ไว้อย่างชัดเจน ทำให้รัฐไม่ต้องรับภาระความเสี่ยงใดๆ ในการผลิตไฟฟ้า และเป็นผลให้ประเทศได้ประโยชน์สูงสุดจากความสามารถในการจัดหาโรงไฟฟ้าที่มีเทคโนโลยีที่ดี คุณภาพดี และมีประสิทธิภาพสูงได้ในราคาที่ต่ำกว่ารัฐดำเนินการเองได้ ในขณะเดียวกันรัฐยังสามารถจัดสรรเงินงบประมาณที่เหลือจากการที่รัฐไม่ลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าเอง ไปใช้ในการพัฒนาประเทศด้านอื่นๆ ที่ไม่มีผู้ใดสนใจลงทุนหรือด้านที่รัฐจำเป็นต้องเป็นผู้ดำเนินการเท่านั้น ได้ตามหน้าที่ของรัฐที่กำหนดไว้ในรัฐธรรมนูญ
2.1.3 นอกจากนี้ โรงไฟฟ้าทั้งหมดไม่ว่าจะเป็นโรงไฟฟ้าของรัฐหรือโรงไฟฟ้าของเอกชน ทั้งในประเทศและต่างประเทศ ต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดเกี่ยวกับระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Code) ที่การไฟฟ้ากำหนด และอยู่ภายใต้การควบคุมของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) ซึ่งเป็นกิจการภายใต้กิจการระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ทำหน้าที่ในการวางแผนสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อให้ระบบไฟฟ้าของประเทศไทย มีความมั่นคง เชื่อถือได้ และมีคุณภาพ ด้วยต้นทุนที่เหมาะสมในการจำหน่ายไฟฟ้า ทั้งนี้ กฟผ. เป็นรัฐวิสาหกิจและเป็นหน่วยงานเดียวของประเทศที่ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการระบบส่งไฟฟ้าและกิจการควบคุมระบบไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ซึ่งเป็นกฎหมายที่ตราขึ้นเพื่อประโยชน์ในการกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีความมั่นคง มีปริมาณเพียงพอและทั่วถึงในราคาที่เป็นธรรมและมีคุณภาพที่ได้มาตรฐาน ตอบสนองต่อความต้องการภายในประเทศและต่อการพัฒนาประเทศอย่างยั่งยืนในด้านสังคม เศรษฐกิจ และสิ่งแวดล้อม
2.1.4 พน. จึงมีความเห็นว่า การจัดสรรกำลังการผลิตไฟฟ้าภายใต้ PDP ควรต้องพิจารณาตามความเหมาะสมในด้านต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการดำเนินงาน และความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพื่อประโยชน์ของประเทศชาติโดยภาพรวมเป็นหลักสำคัญ จึงได้กำหนดแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ ดังต่อไปนี้ (1) ควรให้ กฟผ. แบ่งแยกบัญชีของกิจการผลิตไฟฟ้า (Generation) กิจการระบบส่งไฟฟ้า (Transmission) และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) พร้อมทั้งแยกบัญชีของโรงไฟฟ้าแต่ละแห่งออกจากกันอย่างชัดเจน เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงของแต่ละกิจการและโรงไฟฟ้า สามารถพิจารณาต้นทุน ผลตอบแทน และประสิทธิภาพของแต่ละกิจการได้อย่างโปร่งใส เป็นธรรม และตรวจสอบได้ รวมทั้งเป็นการส่งเสริมให้เกิดการปรับปรุงประสิทธิภาพในการดำเนินงาน และเกิดการแข่งขันที่เท่าเทียมในกิจการผลิตไฟฟ้าต่อไป (2) ควรให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Internal PPA) ระหว่างสายงานผลิตไฟฟ้าและสายงานระบบส่ง สำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ทั้งโรงไฟฟ้าเก่าและโรงไฟฟ้าใหม่ โดยให้มีการกำหนดหน้าที่และความรับผิดชอบของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่การพัฒนาโครงการไปจนถึงเมื่อดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ พร้อมทั้งบทปรับและเงื่อนไขการผิดสัญญาในเรื่องสำคัญต่างๆ อย่างชัดเจน และให้มีการบังคับใช้และกำกับดูแลให้เป็นไปในลักษณะเดียวกันกับสัญญา PPA ของโรงไฟฟ้าเอกชน ทุกประการ โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล หากในกรณีที่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. มีบทปรับเกิดขึ้น กฟผ. จะต้องรับผิดชอบบทปรับด้วยการส่งคืนโดยนำไปลดค่าไฟฟ้าผันแปรอัตโนมัติ (Ft) ที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป ไม่สามารถนำมาส่งผ่านเป็นค่าไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ เนื่องจากในปัจจุบันแม้ว่า กฟผ. จะได้เริ่มจัดทำสัญญา Internal PPA สำหรับการซื้อขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. ให้มีโครงสร้างแบบเดียวกับสัญญา PPA ของโรงไฟฟ้าเอกชนแล้วก็ตาม แต่สัญญา Internal PPA ยังมีเงื่อนไขที่สำคัญหลายประการแตกต่างไปจากของเอกชน เช่น ไม่มีกำหนดแผนการพัฒนาโรงไฟฟ้าที่ต้องปฏิบัติตาม ไม่มีการวางหลักประกัน ไม่มีการจัดหาประกันภัย ไม่มีการรับผิดชดใช้ค่าเสียหาย ไม่มีการจัดหาเชื้อเพลิงสำรอง ไม่มีบทปรับ รวมถึงไม่มีการนำเงื่อนไขในสัญญาไปบังคับใช้จริง โดยเป็นเพียงเอกสารที่จำลองขึ้นเพื่อส่งเสริมให้ กฟผ. มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานให้ใกล้เคียงกับเอกชนให้ได้มากที่สุดเท่านั้น ทำให้ กฟผ. ไม่มีภาระผูกพันตามสัญญาและไม่มีแรงจูงใจในการพัฒนาประสิทธิภาพให้ดียิ่งขึ้นแต่อย่างใด (3) สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ดำเนินการโดย กฟผ. ควรให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Internal PPA) เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของเอกชน โดยให้มีการกำหนดเงื่อนไขสำคัญต่างๆ ในการพัฒนาและดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า รวมถึงการจ่ายค่าไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าหรือปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตและจ่ายเข้าระบบได้จริง และอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสม เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าเอกชน เนื่องจากในปัจจุบันโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. จะได้รับเงินลงทุนบวกผลกำไรคืนในอัตราส่วนผลตอบแทนต่อเงินลงทุน (Return on Invested Capital : ROIC) ตามที่ภาครัฐกำหนด ไม่ว่าจะผลิตไฟฟ้าได้หรือไม่ กล่าวคือ ได้รับประกับผลตอบแทนโดยไม่มีความเสี่ยงด้านเชื้อเพลิงใดๆ (4) ควรให้ กฟผ. ดำเนินการแยกศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) เป็นนิติบุคคลใหม่ ที่เป็นอิสระจากกิจการผลิตไฟฟ้า ทำหน้าที่ในการควบคุมสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่เชื่อมต่ออยู่กับระบบโครงข่ายของประเทศตามหลักการประสิทธิภาพและต้นทุนการผลิตไฟฟ้า รวมถึงการดูแลด้านความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ เพื่อให้เกิดความโปร่งใส เป็นธรรม สามารถรองรับการบริหารจัดการระบบไฟฟ้าที่มีแนวโน้มซับซ้อนยิ่งขึ้นในอนาคตได้ โดยการแยก System Operator ออกเป็นหน่วยงานควบคุมระบบอิสระนั้น เป็นโครงสร้างสากลที่เป็นที่ยอมรับทั่วโลก และไม่ได้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าแต่อย่างใด ทั้งนี้ เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศและเป็นต้นทุนหลักของค่าไฟฟ้า จึงควรให้ ปตท. ดำเนินการจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) ซึ่งมีหน้าที่ในการบริหารโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของประเทศ เป็นนิติบุคคลใหม่ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจจัดหา ค้าส่ง และจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้เกิดความโปร่งใสและเป็นธรรมในการให้บริการเช่นเดียวกัน และ (5) ควรมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการตามข้อ (1) ถึง (4) ให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน
2.2 การดำเนินการเกี่ยวกับการกำหนดปริมาณไฟฟ้าสำรองอันเกี่ยวกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนอันส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับความเป็นจริงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลา โดยในการจัดทำ PDP พน. ได้มีการวางแผนจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ได้พิจารณาให้สอดคล้องกับอัตราเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ และกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) เป็นเกณฑ์ที่ใช้วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพื่อให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดและมีเผื่อสำรองไว้สำหรับรองรับการหยุดซ่อมบำรุงหรือเหตุฉุกเฉินที่อาจเกิดได้ในระบบผลิตหรือระบบส่งไฟฟ้า ซึ่งในการจัดทำแผน PDP พน. ได้มีการวางแผนจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ได้พิจารณาให้สอดคล้องกับอัตราเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ และกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ปริมาณไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด เนื่องจากระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยมีองค์ประกอบจากโรงไฟฟ้าที่มีความเสถียรเป็นส่วนใหญ่ ได้แก่ โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ และโรงไฟฟ้าถ่านหิน ส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนซึ่งไม่มีความเสถียรนั้นแม้ว่าจะมีอยู่บ้างแต่ก็ยังถือว่าเป็นสัดส่วนที่น้อย ทั้งนี้ ปริมาณกำลังไฟฟ้าสำรองอาจแตกต่างจากแผน เนื่องจากการใช้ไฟฟ้าไม่เป็นไปตามค่าพยากรณ์ที่จัดทำไว้ ณ ช่วงจัดทำแผน ซึ่งอาจเกิดจากเศรษฐกิจที่ไม่เติบโตตามที่คาดการณ์ หากพบว่าสภาวะเศรษฐกิจเปลี่ยนแปลงไปจากในช่วงของการจัดทำแผน PDP อย่างมีนัยสำคัญ พน. จะดำเนินการทบทวนค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าและจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป ซึ่งโดยปกติจะทำการทบทวนทุกๆ 3-5 ปี อย่างไรก็ดี กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ไม่ใช่ปัจจัยหลักที่มีผลทำให้ค่าไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นหรือลดลงแต่อย่างใด โดยปัจจัยสำคัญที่มีผลกระทบโดยตรงต่ออัตราค่าไฟฟ้ามาจากราคาก๊าซธรรมชาติ เพราะเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศและค่าเชื้อเพลิงเป็นองค์ประกอบใหญ่ของค่าไฟฟ้าโดยคิดเป็นสัดส่วนประมาณร้อยละ 70 ของค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า และในปัจจุบัน พน. อยู่ระหว่างดำเนินการจัดทำ PDP ฉบับใหม่ ซึ่งจะมีการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นจำนวนมาก เพื่อให้สอดคล้องกับทิศทางพลังงานโลกที่มุ่งเน้นการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดเพื่อลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ภายใต้กรอบนโยบายพลังงานที่สนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี 2593 (ค.ศ. 2050) และเป้าหมายการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emission) ภายในปี 2608 (ค.ศ. 2065) ตามที่รัฐบาลไทยได้แสดงเจตนารมณ์ไว้ต่อประชาคมโลก ทำให้เกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) จำเป็นต้องเพิ่มสูงขึ้นกว่าร้อยละ 15 ตามสัดส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีมากขึ้นในระบบไฟฟ้า อย่างไรก็ดี พน. พิจารณาแล้วเห็นว่า ประเทศไทยควรปรับเปลี่ยนเกณฑ์วัดความมั่นคงระบบไฟฟ้าจากเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) มาเป็นดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation : LOLE) เพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานที่จะเริ่มมีมากขึ้นในอนาคต และเพื่อให้การประเมินและการวางแผนความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้น เนื่องจากเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองไม่ได้พิจารณาถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่ครอบคลุมตลอดทุกช่วงเวลา และไม่สามารถพิจารณาความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภทได้ ในขณะที่ PDP ฉบับใหม่จะต้องมีการกำหนดให้มีการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์เพิ่มเข้ามาเป็นจำนวนมาก โดยถึงแม้จะมีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่สูงแต่ก็อาจจะทำให้เกิดความเสี่ยงที่จะทำให้เกิดไฟฟ้าดับในบางช่วงเวลาได้ เช่น ช่วงเวลากลางคืนที่โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ LOLE จะมีการพิจารณาความมั่นคงของระบบที่ครอบคลุมตลอดทุกช่วงเวลา คำนึงถึงสมรรถนะการทำงานของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าคำนึงถึงความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภท คำนึงถึงลักษณะของความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Profile) ซึ่งจะสะท้อนถึงคุณลักษณะของระบบตลอดทุกช่วงเวลา ดังนั้น การวางแผนโดยการใช้เกณฑ์ LOLE จึงมีความเหมาะสมกับสถานการณ์ระบบไฟฟ้าในปัจจุบันมากกว่าการใช้เกณฑ์ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองขั้นต่ำ อีกทั้งยังช่วยให้การวัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในประเทศไทยมีความสอดคล้องกับการผลิตและการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปในปัจจุบัน รวมถึงรองรับการเพิ่มสัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้อย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งจะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้ประเทศได้อย่างยั่งยืน
3. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้รับทราบ คำวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ และได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญตามที่ พน. เสนอ โดยมีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการ โดยภาครัฐ ตามแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญ และมอบหมายให้ กกพ. กฟผ. และ ปตท. ดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป (2) เห็นชอบให้ยกเลิกการใช้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และให้เปลี่ยนมาใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ กบง. มีความเห็นเพิ่มเติมว่าไม่ขัดข้องในการเปลี่ยนมาใช้ดัชนี LOLE เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า แต่ควรพิจารณากำหนดค่าเกณฑ์ LOLE อย่างรอบคอบ รวมทั้งควรมีการประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจต่อประชาชนเกี่ยวกับการใช้เกณฑ์ LOLE
มติของที่ประชุม
1. รับทราบคำวินิจฉัยศาลรัฐธรรมนูญ
2. เห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป
3. เห็นชอบให้ยกเลิกการใช้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และให้เปลี่ยนมาใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า
เรื่องที่ 6 การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ ในช่วงปี 2564 ถึงปี 2565 สรุปการดำเนินงานที่สำคัญได้ ดังนี้ (1) การแยกธุรกิจบริหารจัดการโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) เป็นนิติบุคคล โดยบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ปรับโครงสร้างแยกสายงานระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติออกจากหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติแล้วเสร็จตั้งแต่เดือนเมษายน 2561 (2) เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปี 2565 ถึงปี 2567 รวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการ และกำกับดูแลต่อไป (3) เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 รวมทั้งกรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามที่ กกพ. เสนอ และ (4) เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์ LNG Benchmark สำหรับการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญา ระยะกลาง สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) ตามที่ กกพ. เสนอ นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 กบง. ได้เห็นชอบนิยามกรอบระยะเวลาของสัญญา LNG และหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น สำหรับกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้ กกพ. ใช้ในการกำกับดูแลการจัดหา LNG ต่อไป
2. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (Covid-19) และความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศ ส่งผลให้ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG ที่มีการปรับตัวสูงขึ้นมาก ส่งผลต่อการขับเคลื่อนนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ กระทรวงพลังงานได้ประชุมร่วมกับ LNG Shipper เพื่อรับฟังความเห็นเกี่ยวกับปัญหาและอุปสรรคจากการดำเนินงาน และได้นำผลการหารือมาจัดทำข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สรุปได้ 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 พบว่า จากสถานการณ์ราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลให้ Shipper รายใหม่ในกลุ่ม Regulated Market ไม่สามารถแข่งขันกับ Shipper รายเดิมที่ใช้ราคา Pool Gas ได้ ส่วนที่ 2 หลักเกณฑ์และการกำกับดูแล มีประเด็น ดังนี้ (1) ความไม่ชัดเจนของปริมาณ Take or Pay ที่ Shipper รายเดิมทำไว้กับผู้ผลิต หรือ LNG Supplier ทำให้ขาดข้อมูลที่มีความน่าเชื่อถือและตรวจสอบได้ จึงควรกำหนดหน่วยงานที่มีหน้าที่ตรวจสอบข้อมูล Take or Pay ของ Shipper รายเดิมให้ชัดเจน อีกทั้งควรจำกัดขอบเขตและปริมาณของ Old Supply (2) หลักเกณฑ์ด้านราคา LNG นำเข้าไม่สอดคล้องกับสภาวะตลาดที่มีความผันผวนและเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว รวมถึงขั้นตอนและระยะเวลาการพิจารณาจากภาครัฐมีความล่าช้า และเป็นอุปสรรคต่อการจัดหา LNG ส่งผลให้ Shipper เกิดความเสี่ยงจากการถูกผู้ค้าทิ้งการเสนอราคา (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 1) ควรมีผู้ให้บริการในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เป็นหน่วยงานอิสระ โดยภาครัฐควรกำหนดกรอบเวลาที่ต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จอย่างชัดเจน 2) ควรกำหนดหลักเกณฑ์ให้สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ของ LNG Terminal 3) การบริหารจัดการท่อควรมีความยืดหยุ่น เช่น การเปิดให้ Shipper สามารถโอนสิทธิซื้อขายก๊าซ และความสามารถในการจัดส่งระหว่างกันในระบบท่อได้ในภาวะปกติ เป็นต้น 4) มีการกำหนดหลักเกณฑ์การบริหารปริมาณในระบบท่อส่งก๊าซ (การปรับ Imbalance และ Overused) ให้ยืดหยุ่นสอดคล้องกับสถานการณ์การใช้ก๊าซที่มีความผันผวน รวมถึงให้ TSO ทำหน้าที่เป็นผู้จัดหาก๊าซในการรักษาสมดุลในระบบท่อส่งก๊าซ 5) การกำหนดบทปรับตาม TPA Code หรือสัญญาควรมีความสมดุลระหว่างผู้ใช้บริการกับผู้ให้บริการ 6) มีการกำหนดหลักเกณฑ์ด้านราคาซื้อขาย และวิธีการดำเนินการที่ชัดเจน ทั้งหลักเกณฑ์สำหรับผู้ให้บริการในระบบท่อส่งก๊าซ และหลักเกณฑ์สำหรับ Shipper ควรมีการปรับปรุง TPA Code ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ และควรเปิดให้มี TPA Code สำหรับระบบท่อในทะเล (4) การบริหารจัดการสถานีบริการแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (LNG Terminal) 1) ควรมีการกำหนดหลักเกณฑ์การซื้อขาย LNG ที่อยู่ใน LNG Terminal ระหว่าง Shipper ที่ชัดเจน ทั้งด้านราคาและวิธีการดำเนินการ 2) ทบทวน TPA Code รวมถึงเงื่อนไขร่างสัญญาการใช้บริการที่สอดคล้องกันให้มีความเหมาะสม ไม่สร้างภาระให้กับผู้ใช้บริการเกินความจำเป็น (5) โครงสร้างราคาก๊าซไม่ส่งเสริมให้ Shipper รายใหม่สามารถแข่งขันกับ Shipper รายเดิมได้ และ (6) ควรมีการตรวจสอบสภาพตลาดเป็นระยะ และปรับปรุงหลักเกณฑ์ให้สอดคล้องกับสภาพตลาดแต่ละระยะ ได้อย่างรวดเร็ว เพื่อส่งเสริมและรักษาให้มี Shipper หลายรายคงอยู่ในตลาด
3. ข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 มีดังนี้
3.1 รูปแบบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ให้โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ คุณภาพ และราคา (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้า ของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPPs) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPPs) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPPs) รวมถึงผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและ NGV ที่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ และ (2) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณและคุณภาพ (Partially Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ไม่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ โดยแบ่งการดำเนินการในแต่ละส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ธุรกิจต้นน้ำ (1) ให้ PTT Shipper บริหารจัดการ Old Supply ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ (อ่าวไทยและบนบก) ก๊าซจากเมียนมา และการนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี รวม 4 สัญญา ซึ่งได้ทำสัญญาไว้ก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 (2) Shipper ที่มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจากลูกค้าของตนเอง ทั้งในกลุ่ม Regulated และ Partially Regulated Market สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น กลาง หรือยาว รวมถึงจัดหาในรูปแบบตลาดจร (Spot LNG) เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม หรือภาคธุรกิจอื่นๆ (3) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแล และกำหนดหลักเกณฑ์ให้มีการจัดหา LNG ตามปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ทั้งนี้ ราคาการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด และ (4) มอบหมายให้ ปตท. ทำหน้าที่แยกก๊าซธรรมชาติที่มาจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่อ่าวไทย ผ่านโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) โดยก๊าซธรรมชาติที่ออกจาก GSP ให้ถือเป็นส่วนหนึ่งของ Old Supply ส่วนที่ 2 ธุรกิจกลางน้ำ (1) ให้ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่จัดหาได้ให้กับ Pool Manager เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ และซื้อก๊าซธรรมชาติออกจาก Pool Gas ตามปริมาณที่จัดหาและนำเข้า Pool Gas (2) มอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของประเทศ (Pool Manager) โดยให้จัดตั้งเป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. มีการจัดทำกระบวนการแบ่งขอบเขตงาน ที่ชัดเจน (Ring Fenced) และมีบทบาทหน้าที่ ดังนี้ 1) ทำสัญญาเพื่อรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ในราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาโดย Shipper นั้นๆ รวมถึงอัตราค่าผ่านท่อในทะเลสำหรับกรณีก๊าซอ่าวไทย อัตราค่าผ่านท่อเพื่อนำส่งก๊าซมายังประเทศไทยสำหรับกรณีการนำเข้าก๊าซจากเมียนมา และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าและค่าบริการสถานี LNG สำหรับกรณีการจัดหาในรูปแบบ LNG 2) ทำการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยของกลุ่ม Regulated Market (ราคา Pool Gas) และ 3) ทำสัญญาเพื่อขายก๊าซธรรมชาติให้กับ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน (ราคา Pool Gas) ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper นั้นๆ จัดหาและนำเข้า Pool Gas (3) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper ในกลุ่ม Regulated Market กับ Pool Manager (4) กำหนดให้ LNG Receiving Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธาน (บนบก) จะต้องเปิดให้บุคคลที่ 3 สามารถมาใช้และเชื่อมต่อได้ (5) มอบหมายให้ กกพ. เร่งดำเนินการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ ใน TPA Regime/TPA Code/TSO Framework/TSO Code ของ LNG Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2566 และ (6) ให้จัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลใหม่ โดยให้มีหน้าที่รวมไปถึงการบริหารจัดการการจัดส่งก๊าซธรรมชาติ บริการจัดการและรักษาสมดุลของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Balancing) และควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. โดยในกรณีที่มีความจำเป็นต้องใช้ Bypass Gas ในการควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ให้ TSO ปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด ทั้งนี้ ให้ดำเนินการจัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลใหม่ให้แล้วเสร็จภายในปี 2566 และส่วนที่ 3 ธุรกิจปลายน้ำ (1) ให้ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Pool Manager ในราคา Pool Gas ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่ Shipper นั้นๆ จัดหาและนำเข้า เพื่อนำไปจำหน่ายให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ (2) Shipper ในกลุ่ม Partially Regulated Market ให้ขาย LNG ให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติได้โดยตรง และ (3) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ที่เป็นโรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPPs SPPs และ VSPPs รวมถึง NGV ให้จัดอยู่ในกลุ่ม Regulated Market ส่วนผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มอื่นๆ สามารถเลือกที่จะอยู่ในกลุ่ม Regulated หรือ Partially Regulated Market ก็ได้
3.2 ให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่พิจารณาการดำเนินการให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
3.3 การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติ เก่า/ใหม่ (Old/New Supply /Demand) ประกอบด้วย (1) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้ Old Supply คือ ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ (ทั้งจากแหล่งก๊าซธรรมชาติอ่าวไทยและบนบก) ก๊าซจากเมียนมา และการนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี รวม 4 สัญญา ได้แก่ สัญญากับ Qatar (2 ล้านตันต่อปี) Shell (1 ล้านตันต่อปี) BP (1 ล้านตันต่อปี) และ Petronas (1.2 ล้านตันต่อปี) ซึ่งได้ทำสัญญาไว้กับ supplier ก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 และ New Supply คือ ปริมาณ LNG นำเข้าที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Old Supply ซึ่งรวมถึงการนำเข้า LNG ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี ของ ปตท. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2565 และ (2) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจากความต้องการก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้ Old Demand คือ ความต้องการใช้ของโรงแยกก๊าซ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีสัญญาผูกพันรูปแบบ Firm กับ ปตท. และโรงไฟฟ้าที่มีสัญญากับ ปตท. อยู่ในปัจจุบัน และเริ่มมีการใช้ก๊าซธรรมชาติตามสัญญาแล้วก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้แก่ IPPs SPPs และ VSPPs รวมถึงภาคอุตสาหกรรมและ NGV ซึ่งมีสัญญาผูกพันแล้ว และ SPP Replacement ในส่วนที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ และใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas และ New Demand ได้แก่ ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้า และภาคอุตสาหกรรมที่จะลงนามสัญญาใหม่ และที่มีการลงนามสัญญาอยู่ในปัจจุบันแต่ยังไม่มีการเริ่มใช้ ก๊าซธรรมชาติก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 รวมถึงสัญญาที่มีการเริ่มใช้ก๊าซธรรมชาติไปแล้วแต่เป็นปริมาณ ความต้องการใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ในส่วน Old Supply ของ PTT Shipper ทั้งนี้ ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยสามารถซื้อก๊าซจาก Shipper รายใดก็ได้ภายใต้การกำกับของ กกพ.
3.4 การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ประกอบด้วย (1) ปริมาณการนำเข้า LNG โดย 1) ให้ ปตท. กฟผ. และ Shipper ทุกรายจัดส่งข้อมูล Demand และ Supply รวมถึงภาระ Take or Pay ตลอดอายุสัญญาของสัญญาทั้งหมดของตนเอง อย่างชัดเจน โปร่งใส และสามารถตรวจสอบได้ ให้แก่ กกพ. ตามระเบียบหรือหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ 2) มอบหมายให้ กกพ. สนพ. ชธ. ร่วมกันพิจารณา Demand และ Supply ก๊าซธรรมชาติของประเทศ และนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ของประเทศ รวมถึงปริมาณการนำเข้า LNG ที่ไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล และ (2) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยเพื่อความมั่นคงของระบบพลังงานของประเทศ มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและบริหารจัดการการใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งรวมถึงการกำหนดปริมาณ การเรียกใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่เหมาะสม และปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ต้องทำการสำรองไว้ (Swing Gas) โดยข้อมูลที่เกี่ยวข้องมอบหมายให้ ชธ. รวบรวม ตรวจสอบ และแจ้งให้ กกพ. ทราบ ทั้งนี้ ให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การใช้ Bypass Gas ได้ในกรณีมีความจำเป็น เช่น การทดสอบระบบ การควบคุมคุณภาพ ก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในเกณฑ์ที่กำหนด และกรณีที่อาจกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงาน เป็นต้น
3.5 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติและการกำหนดราคา LNG นำเข้า ประกอบด้วย (1) การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ 1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคา Pool Gas ค่าบริการ ในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก 2) ราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG 3) ราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติในทะเล 4) ราคาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ เพื่อนำส่งมายังประเทศไทย 5) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้าเป็นราคา LNG ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า และค่าบริการสถานี LNG 6) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น (ไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ ในทะเล) และ 7) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) การกำหนดราคา LNG นำเข้า ประกอบด้วย 1) ให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ที่เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ที่ให้ ปตท. ดำเนินการเพื่อจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ 2) การกำหนดหลักเกณฑ์การจัดหา LNG สำหรับทุก Shipper ในกลุ่ม Regulated Market มีดังนี้ 2.1) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (10 ปีขึ้นไป) และ/หรือสัญญาระยะกลาง (5 ปีขึ้นไป แต่ไม่ถึง 10 ปี) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 ให้มีความสอดคล้องกับสภาวะตลาดทุกเดือน และภายหลังจากที่ การเจรจาราคาและเงื่อนไขหลักได้ข้อยุติ ให้นำเสนอต่อ กกพ. พิจารณาก่อนลงนามสัญญาซื้อขาย LNG และ 2.2) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นและสัญญา Spot โดยการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น (ต่ำกว่า 5 ปี) จะต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยค่าคงที่ (X) (JKM ± X) หรือราคาอ้างอิงก๊าซธรรมชาติ (Gas Link) หรืออ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil Link) หรืออ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ (Hybrid) ขึ้นอยู่กับสภาวะตลาด ทั้งนี้ ประมาณการมูลค่านำเข้า LNG ด้วยราคาอ้างอิงที่เสนอโดยรวมตลอดอายุสัญญาจะต้องไม่เกินประมาณการมูลค่านำเข้าด้วยราคา JKM ± X โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาความเหมาะสมของค่าคงที่ (X) และเป็น ผู้กำกับดูแลและพิจารณาความคุ้มค่าที่เป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศต่อไป ด้านการจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot จะต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยค่าคงที่ (X) (JKM ± X) โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณา ความเหมาะสมของค่าคงที่ (X) ทั้งนี้ ให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับปริมาณและช่วงเวลาที่จะสามารถนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นหรือ Spot LNG ได้ หากมีความจำเป็นต้องนำเข้าสัญญาระยะสั้นหรือ Spot LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้างต้น จะต้องได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. เป็นรายครั้งไป และ 3) การจัดหา LNG สำหรับ Partially Regulated Market ให้ Shipper สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมถึงจัดหา Spot LNG ได้ ภายใต้การกำกับดูแลด้านปริมาณและคุณภาพการให้บริการของ กกพ.
3.6 มอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ตามหลักการประสิทธิภาพ (Heat Rate) เพื่อใช้สำหรับโรงไฟฟ้าในส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงและขายไฟเข้าระบบ (Regulated Market)
3.7 มอบหมายให้ ปตท. เสนอแนวทางและรายละเอียดการปรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติ (Changeover Day: C-Day) ต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับให้เกิดความเป็นธรรมต่อไป
3.8 มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการเปิด TPA ให้บุคคลที่ 3 สามารถเข้าใช้และเชื่อมต่อกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลได้ เพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นการลด การผูกขาด สร้างแรงจูงใจในการเพิ่มประสิทธิภาพในการดำเนินการของผู้ประกอบการ และเปิดโอกาสให้ผู้ใช้พลังงานมีความสามารถในการเข้าถึงทรัพยากรของประเทศได้อย่างเท่าเทียมกันต่อไปในอนาคต
3.9 ให้บรรดาคำสั่ง มติ ประกาศและการปฏิบัติงานทั้งหลายที่ดำเนินการภายใต้แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่มีผล ใช้บังคับอยู่ในวันที่ข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใช้บังคับ ยังคงมีผลใช้บังคับต่อไปจนกว่าจะได้มีคำสั่ง มติ หรือประกาศใดๆ ที่ออกบังคับใช้แทน
4. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาและมีมติเห็นชอบการทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมมีข้อสังเกตดังนี้ (1) ขอให้พิจารณาการดำเนินการตามข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ในประเด็นการให้ Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่จัดหาได้เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ ต้องมีการกำกับดูแลไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต้นทุนของผู้ประกอบการกลุ่มอุตสาหกรรม และ (2) ให้สำนักงาน กกพ. ไปหารือกับฝ่ายเลขานุการฯ เกี่ยวกับ การปรับปรุงข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ เพื่อให้สามารถนำไปปฏิบัติได้จริง รวมทั้ง กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาเรื่องการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 แล้วไม่ขัดข้องต่อการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 แต่มีความเห็นเพิ่มเติม ดังนี้ (1) การจัดตั้ง Pool Manager ในระยะเริ่มต้นเห็นควรให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการไปก่อน โดยให้ กกพ. กำกับให้มีการแบ่งขอบเขตของกิจการที่ชัดเจน (Ring-fencing) รวมทั้งศึกษาถึงความเหมาะสมของความเป็นหน่วยงานอิสระ (Independent Pool Manager) เสนอต่อ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) การเปิด Third Party Access ให้บุคคลที่ 3 สามารถเข้าใช้และเชื่อมต่อระบบส่งท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลได้ เห็นควรให้เป็นนโยบายของภาครัฐ เพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นการลดการผูกขาด สร้างแรงจูงใจในการเพิ่มประสิทธิภาพ ในการดำเนินการของผู้ประกอบการ โดยมอบให้ กกพ.เป็นผู้กำกับดูแลการเข้าถึงและการเข้าใช้หรือเชื่อมต่อระบบโครงข่ายพลังงาน (Access & Use) ตามที่กำหนดไว้ในมาตรา 79 – 86 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ 2550 ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยให้นำความเห็นของที่ประชุมฯ ไปประกอบการพิจารณาต่อไป
2. มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้ติดตามการดำเนินการ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สามารถปฏิบัติได้ เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวได้ ให้ กบง. จัดทำข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใหม่ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีกครั้ง
เรื่องที่ 7 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤติพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 รวมทั้ง ขอความร่วมมือจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 มาช่วยสนับสนุนในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้ ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือนโดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป และ ส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง ต่อมา เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น และได้เห็นชอบแนวทางการจัดสรรเงินสนับสนุนของ ปตท. เป็นส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติให้กับ กฟผ. ในวงเงินรวมไม่ต่ำกว่า 4,300 ล้านบาท โดยสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ทั้งนี้ มอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของ กกพ. เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2566 ปตท. ได้มีหนังสือ ถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือ แก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 300 หน่วยต่อเดือน ประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566
2. แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤตพลังงาน มีการปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเมษายน 2566 ในรูปแบบความร่วมมือ ดังนี้ รูปแบบที่ 1 จัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ที่ไม่ผ่านกระบวนการแยกก๊าซของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Bypass Gas) ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 เพื่อทดแทนการใช้น้ำมันดีเซลหรือเชื้อเพลิงอื่นที่มีราคาสูงกว่าในการผลิตไฟฟ้า โดยให้คำนวณผลประหยัด (Saving) ที่เกิดขึ้นจากส่วนต่างราคาเชื้อเพลิงสูงสุดที่ Bypass Gas ทดแทน กับราคาก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทย ตามสูตรคำนวณดังนี้ ผลประหยัดที่เกิดขึ้นจากการเพิ่ม Bypass Gas
3. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤตพลังงาน และมีมติเห็นชอบปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงวิกฤตพลังงาน ตามรูปแบบที่ 1 และรูปแบบที่ 2 รวมทั้ง การจัดสรรวงเงินช่วยเหลือประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยมอบหมายให้ กกพ. ดูแลการดำเนินการต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมมีข้อสังเกตว่า จำนวนเงินที่เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอของ ปตท. จะต้อง ไม่ซ้ำซ้อนกับการให้ส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติที่เกิดจากมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานที่ กบง. ได้เห็นชอบไว้เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 และขอให้นำเงิน จำนวน 4,300 ล้านบาท ไปช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในการให้ความช่วยเหลือเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงวิกฤตพลังงาน วงเงินช่วยเหลือประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสามารถนำต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลงดังกล่าว ไปใช้ในการลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกำกับดูแลการดำเนินการต่อไป
กพช. ครั้งที่ 164 วันจันทร์ที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2566 (ครั้งที่ 164)
วันจันทร์ที่ 13 กุมภาพันธ์ 2566
1. รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
3. การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
4. แผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575
5. ผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
6. การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
7. แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤติพลังงาน
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในเบื้องต้น ดังนี้ 1) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ 2) การรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวลและสัญญาเชื้อเพลิงอื่นนอกจากชีวมวลได้ โดยมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการต่อไป ต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2565 ได้เห็นชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงาน ในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยคณะอนุกรรมการบริหารจัดการรองรับสถานการณ์ฉุกเฉินด้านพลังงาน (คณะอนุกรรมการฯ) ติดตามการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนตุลาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 อย่างใกล้ชิด และรายงานต่อ กพช. ทราบ นอกจากนี้ ได้มอบหมายให้หน่วยงานซึ่งรับผิดชอบมาตรการบริหารจัดการพลังงานฯ แต่ละมาตรการดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยต้องดำเนินการให้เป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด รวมทั้งมอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ติดตามสถานการณ์ราคาพลังงาน โดยเปรียบเทียบราคา Spot LNG นำเข้ากับราคาเชื้อเพลิงและต้นทุนในแต่ละมาตรการ เพื่อนำมาพิจารณาในการที่จะคงการใช้มาตรการที่มีความคุ้มค่าและเลิกใช้มาตรการที่ไม่มีความคุ้มค่าโดยคำนึงถึงประโยชน์ต่อประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ หากสถานการณ์ราคาพลังงานเปลี่ยนแปลงไปอันจะส่งผลให้ต้องมีการเปลี่ยนแปลงการใช้มาตรการต่างๆ แล้ว ให้สำนักงาน กกพ. รายงานต่อคณะอนุกรรมการฯ โดยเร็ว ซึ่ง กบง. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 ได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือน เมษายน 2566 โดยให้คณะอนุกรรมการฯ สามารถปรับรายละเอียดมาตรการ และประมาณการเป้าหมาย หรืออาจเพิ่มเติมมาตรการให้มีความเหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ และเงื่อนไขข้อจำกัดในการดำเนินการ รวมทั้งกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงผลประโยชน์ของประชาชนเป็นสำคัญ ทั้งนี้ ให้ติดตามแผนบริหารจัดการพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือน เมษายน 2566 และรายงาน กบง. ทราบด้วย และ กบง. เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 ได้รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
2. จากการดำเนินมาตรการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เพื่อลดการนำเข้า Spot LNG สำหรับการผลิตไฟฟ้าของปี 2565 สามารถสรุปผลการดำเนินการ ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 ได้ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. กฟผ. และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) เป้าหมาย 1.64 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 1.263 ล้านตัน LNG (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติ ในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เป้าหมาย 0.33 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.47 ล้านตัน LNG (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า แม่เมาะ หน่วยที่ 8 หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 0.28 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.285 ล้านตัน LNG (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. เป้าหมาย 0.054 ล้านตัน LNG ผลการดำเนินงาน 0.0067 ล้านตัน LNG (5) ข้อเสนอจัดหาน้ำมันเพื่อการผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (5.1) การเพิ่มการจัดส่งน้ำมันดีเซลสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม โกลว์ ไอพีพี (Glow) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม อีสเทอร์น เพาเวอร์แอนด์อิเล็คทริค (EPEC) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เพาเวอร์ เจเนอเรชั่น (GPG) และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม กัลฟ์ เจพี ยูที (GUT) โดยผลการดำเนินงานรวมอยู่ในมาตรการข้อ (1) และ (5.2) การปรับแผน การนำเข้าน้ำมันเตา 0.5% ด้วยวิธี Ship to Ship สำหรับโรงไฟฟ้าบางปะกง โดย กฟผ. รายงานว่าได้แจ้ง แผนรับน้ำมันเตาของเดือนกุมภาพันธ์ถึงเดือนเมษายน 2566 เดือนละ 30 ล้านลิตร ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ทราบ โดย ปตท. นำเข้าและส่งมอบแบบ Ship to Ship ปัจจุบัน อยู่ระหว่างรอ ปตท. ยืนยันแผนส่งมอบ ซึ่งล่าสุด สำนักงาน กกพ. รายงานว่า เนื่องจากต้นทุนนำเข้าน้ำมันดังกล่าวมีราคาสูงเมื่อเทียบกับ LNG ซึ่งคณะอนุกรรมการ บริหารสถานการณ์ในช่วงวิกฤติราคาพลังงาน (Execution Operation Team: EOT) เมื่อวันที่ 13 มกราคม 2566 ได้มีมติให้ส่งน้ำมันแบบ Direct Ship เพื่อนำเข้าน้ำมันมาเติม Stock ตาม PPA ไม่ใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนการนำเข้า Spot LNG ในช่วงนี้ (6) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. ประกอบด้วย (6.1) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 เป้าหมาย 43.0 GWh ผลการดำเนินงาน 183 GWh (6.2) โครงการเทินหินบุน เป้าหมาย 9.6 GWh ผลการดำเนินงาน 1.694 GWh (7) การนำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 88.6 GWh ผลการดำเนินงาน 19.865 GWh (8) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กกพ. และ ปตท. เป้าหมาย 100,000 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 147,024 ตันเทียบเท่า LNG (9) มาตรการขอความร่วมมือประหยัดพลังงานในภาคธุรกิจและภาคอุตสาหกรรม หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) โดยเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2565 พพ. ได้มีการจัดกิจกรรมการประกาศเจตนารมณ์เครือข่ายอนุรักษ์พลังงาน Energy Beyond Standards ของหน่วยงานภาครัฐและเอกชน 70 หน่วยงาน (10) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟผ. เป้าหมาย 8,800 ตันเทียบเท่า LNG ผลการดำเนินงาน 10,374 ตันเทียบเท่า LNG (11) เร่งรัดการอนุมัติ/อนุญาตการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ (Solar Cell) ที่สำนักงาน กกพ. ยังพิจารณาไม่แล้วเสร็จ หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ สำนักงาน กกพ. โดยปัจจุบันสำนักงาน กกพ. ได้ออกประกาศขั้นตอนการรับแจ้ง การประกอบกิจการพลังงานที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
3. การดำเนินมาตรการดังกล่าว ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 สามารถสรุปประเด็นด้านปัญหา ผลกระทบ และมีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป ดังนี้ (1) การใช้น้ำมันดีเซล และน้ำมันเตาตามมติ กกพ. พบว่า ผลการใช้น้ำมันดีเซล/น้ำมันเตาเพื่อผลิตไฟฟ้าไม่เป็นไปตามแผน เนื่องจากการบริหาร LNG Inventory ไม่สอดคล้องกับสถานการณ์และการประมาณการความต้องการใช้ไฟฟ้าคลาดเคลื่อน ส่งผลให้มีการลดการใช้น้ำมันซึ่งเป็นเชื้อเพลิงที่ถูกกกว่า หรือกรณีที่มีความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงแต่โรงไฟฟ้าไม่ได้เติม Stock น้ำมันไว้ มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยโรงไฟฟ้าควรแจ้งยืนยันแผนการใช้น้ำมันล่วงหน้า โดยอาจให้ กฟผ. แจ้งข้อมูลแผนการใช้น้ำมันฯ ต่อคณะ EOT โดยเร็ว และขอความอนุเคราะห์คณะ EOT พิจารณาแผนการใช้น้ำมันดีเซล/น้ำมันเตา ทดแทนการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในโรงไฟฟ้าล่วงหน้าอย่างน้อย 30 - 45 วัน และกรณีที่ผู้ค้าไม่อาจส่งน้ำมันฯ ให้โรงไฟฟ้าตามแผน กฟผ. ควรรีบแจ้งมายัง ธพ. เพื่อประสานและกำกับให้เกิดการปฏิบัติตามแผนโดยเร็ว (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด พบว่า การผลิตก๊าซส่วนเพิ่มในช่วงเดือนพฤษภาคมถึงเดือนกันยายน 2565 จากแปลง G1/61 ต่ำกว่าแผน เนื่องจากเป็นช่วงเปลี่ยนผ่านของผู้รับสัมปทาน มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดย ชธ. ควรเร่งรัดการลงทุนของผู้รับสัญญาในแปลง G1/61 เพื่อเพิ่มกำลังผลิตให้เป็นไปตามเป้าหมายโดยเร็ว (3) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น พบว่า ราคารับซื้อไม่จูงใจและเงื่อนไขการรับซื้อมีผลกระทบกับการซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาหลัก ส่งผลให้โรงไฟฟ้ายังต้องเดินเครื่องโดยใช้ก๊าซธรรมชาติ/น้ำมันเชื้อเพลิง และต้นทุน การผลิตไฟฟ้าโดยรวมไม่ลดลงตามแผน มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยควรพิจารณาเรื่องราคารับซื้อหรือเงื่อนไขการรับซื้อที่จูงใจมากขึ้น โดย สำนักงาน กกพ. อาจนำข้อเสนอนี้ไปพิจารณาและดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ตามที่เห็นสมควร (4) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป.ลาว พบว่ากระบวนการพิจารณาในส่วนของหน่วยงานภาครัฐ ทำให้ กฟผ. เริ่มกระบวนการรับซื้อมีความล่าช้า มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยหากภาครัฐเห็นควรให้มีการเจรจารับซื้อในระยะยาวหรือตลอดอายุสัญญาของการซื้อขายไฟฟ้าโครงการเทินหินบุน อาจจะต้องพิจารณาปรับปรุงโควตา MOU ระหว่างประเทศไทย และ สปป.ลาว ในการเพิ่มปริมาณรับซื้อต่อไป (5) มาตรการประหยัดพลังงาน พบว่าได้งบประมาณในการดำเนินโครงการ ไม่ต่อเนื่อง ทำให้ไม่สามารถก่อให้เกิดผลประหยัดอย่างเป็นรูปธรรมชัดเจน และรวดเร็วได้มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดย พพ. อาจประสานสมาคมธนาคาร เกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการร่วมมือทางด้านการเงินเพื่อสนับสนุนการลงทุนทางด้านอนุรักษ์พลังงาน (6) การออกตลาดสำหรับการจัดหา LNG พบว่า สภาวะตลาดซื้อ/ขาย LNG มีความผันผวนสูง ทำให้ไม่สามารถคาดการณ์ราคาในการออกตลาดเพื่อจัดหา LNG ได้อย่างมีประสิทธิภาพ มีข้อเสนอแนะสำหรับการดำเนินงานต่อไป โดยเห็นควรให้ สำนักงาน กกพ. ดำเนินการพิจารณาเกี่ยวกับการจัดหาและนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามกฎหมาย ระเบียบและมติของคณะกรรมการต่าง ๆ ในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป ทั้งนี้ สำหรับการดำเนินงานในอนาคต เห็นควรมีการพิจารณาสัญญาที่จะมีการจัดทำในอนาคตในส่วนของเงื่อนไขที่จะถูกกำหนดในสัญญาในการจัดหาและการจำหน่ายพลังงาน และสัญญาอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้กรณีที่เกิดสถานการณ์ฉุกเฉิน ภาครัฐหรือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจะได้สามารถนำมาบังคับให้ภาคส่วนต่างๆ ดำเนินการให้เป็นไปตามแผนรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน ทั้งในด้านการปรับเปลี่ยนการใช้เชื้อเพลิง เพื่อผลิตไฟฟ้า การลดการใช้พลังงาน การเพิ่มการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนการดำเนินการอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ได้อย่างทันท่วงที นอกจากนี้ ควรเตรียมการเรื่องความเพียงพอของโครงสร้างพื้นฐานเพื่อความมั่นคง ด้านพลังงาน เช่น การเพิ่มปริมาณการเก็บสำรอง LNG ของ LNG Receiving Terminal และ Facilities ต่าง ๆ รวมถึงการปรับปรุงกฎหมาย/ระเบียบให้มีความยืดหยุ่นในการบังคับใช้ช่วงสถานการณ์ฉุกเฉิน นอกจากนี้ยังควรพิจารณาหาแนวทางเพื่อให้สามารถใช้ Demand Response เพื่อใช้บริหารสถานการณ์
4. ตั้งแต่เดือนมกราคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2565 สามารถสรุปผลประโยชน์ทางการเงิน (Financial Benefit) จากการดำเนินงานตามมาตรการได้ประมาณ 78,969 ล้านบาท โดยมีผลประโยชน์ทางการเงินในแต่ละมาตรการ ดังนี้ (1) ใช้น้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาตามมติ กกพ. 35,113.72 ล้านบาท (2) จัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศและเพื่อนบ้านให้ได้มากที่สุด 19,850.41 ล้านบาท (3) เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 อยู่ที่ 15,227.50 ล้านบาท (4) รับซื้อไฟฟ้าระยะสั้นจากพลังงานทดแทนเพิ่มขึ้น 297.85 ล้านบาท (5) รับซื้อไฟฟ้าพลังงานน้ำระยะสั้นเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ในส่วนของการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 อยู่ที่ 1,405.59 ล้านบาท และรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทินหินบุน 8.61 ล้านบาท (6) นำโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 4 กลับมาผลิตไฟฟ้า 124.86 ล้านบาท (7) การบริหารจัดการเพื่อให้เกิดการลดการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคปิโตรเคมีและภาคอุตสาหกรรม 6,338.90 ล้านบาท และ (8) การเจรจาเพื่อลดการรับซื้อไฟฟ้าภาคสมัครใจจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 601.49 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานผลการดำเนินงานตามมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นหน่วยงานที่จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ซึ่งตามความในมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี (ครม.) สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภา ทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2564 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) ออกมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าคิดเป็นร้อยละ 97 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 28,526.78 ล้านบาท และปรับค่า Ft เพื่อให้อัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนการเปลี่ยนแปลง ของต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า (2) กำกับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้เป็นไปตามแผน PDP 2018 และนโยบายส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน (3) ปรับปรุงระบบการอนุญาตแบบครบวงจร (One Stop Service : OSS) (4) ปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำกับอัตราค่าบริการพลังงานให้มี ความโปร่งใส และได้มาตรฐานสากลมากยิ่งขึ้น (5) ปรับปรุงกฎระเบียบข้อกำหนดต่างๆ เพื่อเปิดให้บริการสถานี LNG และเปิดให้ใช้ระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (6) พัฒนางานกำกับกิจการไฟฟ้ารองรับเทคโนโลยีด้านพลังงานและรูปแบบการดำเนินธุรกิจที่เปลี่ยนแปลงไปอย่างรวดเร็วผ่านโครงการ RE 100 Package Energy Regulatory Commission Sandbox : ERC Sandbox Third Party Access : TPA Code และหลักเกณฑ์การกำหนดอัตรา Wheeling Charge (7) คุ้มครองผู้ใช้พลังงาน โดยกำกับติดตามเร่งรัดการคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามประกาศหลักเกณฑ์ที่กำหนด ปัจจุบันมีผู้ลงทะเบียนแล้ว 8.49 ล้านราย วงเงิน 16,413 ล้านบาท มีการคืนเงินประกันแล้ว 8.03 ล้านราย วงเงิน 15,327 ล้านบาท และ (8) พัฒนาระบบการบริหารงานให้มีธรรมาภิบาลตามเกณฑ์ การประเมินคุณธรรมและความโปร่งใสในการดำเนินงานของหน่วยงานภาครัฐ (Integrity & Transparency Assessment: ITA) ของสำนักงานคณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการทุจริตในภาครัฐ และพัฒนาระบบงานเข้าสู่มาตรฐาน ISO 9001: 2015
3. ในปีงบประมาณ 2565 กกพ. และสำนักงาน กกพ. ได้จัดเก็บเงินนำส่งเข้ากองทุน และจัดสรรตามวัตถุประสงค์การใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนด ดังนี้ (1) การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าเพื่อให้มีการชดเชยแก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าในการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง จำนวน 12,327 ล้านบาท และอุดหนุนให้แก่ผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าซึ่งได้ให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส จำนวน 2,032 ล้านบาท (2) เพื่อการพัฒนาและฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า โดยทบทวนและปรับปรุงประกาศ หลักเกณฑ์ และคู่มือที่เกี่ยวข้องให้สอดคล้องกับระเบียบ กกพ. ว่าด้วยกองทุนพัฒนาไฟฟ้าเพื่อการพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า พ.ศ. 2563 ซึ่งมีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 โดยได้อนุมัติรวมจำนวน 4,640 โครงการ งบประมาณรวม 1,950.70 ล้านบาท (3) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนและเทคโนโลยีในการประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย ภายใต้กรอบวงเงินรวม 1,920 ล้านบาท และ (4) เพื่อส่งเสริมสังคม และประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า ปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 กกพ. ได้อนุมัติกรอบวงเงินจำนวน 600 ล้านบาท
4. งบการเงินของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าสำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2564 และรายงานของผู้สอบบัญชี ทั้งนี้ สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2564 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดย สำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้ามีรายได้รวมทั้งสิ้น 17,915,157,291.20 บาท และมีค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 17,353,231,274.15 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 943,332,236.26 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 573,653,938.15 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 369,678,298.11 บาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง จำนวน 601,170,043.80 บาท ซึ่งรวมเงินงบประมาณที่เหลือจ่ายของปี 2557 ถึง 2564 ด้วย
มติของที่ประชุม
รับทราบรายงานประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
เรื่องที่ 3 การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 บับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1) ขนาดท่อ 36 นิ้ว ระยะทาง 74 กิโลเมตร ภายใต้กรอบวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท มีกำหนดแล้วเสร็จในปี 2568 เพื่อให้แล้วเสร็จตามกำหนดการจ่ายก๊าซธรรมชาติ ให้โครงการโรงไฟฟ้าพระนครใต้ส่วนเพิ่มที่จะเข้าระบบในปี 2569 ต่อมาเมื่อวันที่ 28 มกราคม 2565 ปตท. ได้มีหนังสือถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจากมีการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการในส่วนของการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติจากผลการรับฟังความคิดเห็น ของประชาชน และสมมติฐานการประเมินต้นทุนของโครงการที่ปรับเปลี่ยนตามสถานการณ์เศรษฐกิจโลก ที่เปลี่ยนแปลงไป อาทิ อัตราแลกเปลี่ยนเงินตรา และราคาเหล็กตลาดโลก
2. ความจำเป็นของการขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ เนื่องจาก ปตท. ได้ลงพื้นที่เพื่อรับฟังความคิดเห็นของประชาชนต่อแนวทางที่เหมาะสมในการดำเนินโครงการ พบว่าแนวทางเลือกที่เหมาะสม ที่ประชาชนยอมรับเป็นการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปตามแนวสายส่งไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ซึ่งเปลี่ยนแปลงไปจากแผนเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท โดยแนวทางดังกล่าว มีข้อจำกัดด้านพื้นที่ในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่ต้องวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่จำกัด ทำให้จำเป็นต้องเปลี่ยนวิธีการวางท่อ จากเดิมใช้วิธีการเจาะลอด (Horizontal Directional Drilling: HDD) ซึ่งต้องใช้พื้นที่ในการดำเนินการมาก เป็นใช้วิธีดันลอดระยะยาว (Direct Pipe: DP) ซึ่งเป็นวิธีก่อสร้างที่ใช้พื้นที่น้อย สามารถดำเนินการในพื้นที่จำกัดได้ อีกทั้งการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าซึ่งเป็นพื้นที่ของเอกชนจำเป็นต้องระมัดระวังเรื่องการรั่วไหลของสารเบนทอไนท์ ซึ่งวิธีดันลอดระยะยาวเป็นวิธีที่มีโอกาสรั่วไหลของเบนทอไนท์ต่ำมาก นอกจากนี้ สถานการณ์เศรษฐกิจโลกที่เปลี่ยนแปลงไปจากช่วงศึกษาและประเมินกรอบวงเงินงบประมาณในการลงทุนโครงการ ส่งผลให้ต้นทุนการดำเนินโครงการเพิ่มสูงขึ้นจากอัตราแลกเปลี่ยนที่ผันผวนและเงินบาทมีแนวโน้มอ่อนค่าลงต่อเนื่อง จากสมมติฐานอัตราแลกเปลี่ยนในช่วงศึกษาโครงการที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ เป็นประมาณ 35 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในปี 2565 นอกจากนี้ อีกปัจจัย ที่เปลี่ยนแปลงไปจากสมมติฐานในการประเมินกรอบเงินลงทุนโครงการคือ ราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวเพิ่มสูงขึ้น และมีแนวโน้มที่จะปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง ดังนั้น เพื่อให้การดำเนินโครงการแล้วเสร็จตามกำหนด ปตท. จึงได้ศึกษาและประเมินกรอบวงเงินลงทุนโครงการใหม่ตามปัจจัยต่างๆ ที่ส่งผลกระทบต่อการดำเนินการโครงการ พบว่ากรอบวงเงินลงทุนที่เหมาะสมของโครงการอยู่ที่ประมาณ 13,700 ล้านบาท ซึ่งสูงกว่ากรอบวงเงินลงทุนเดิมที่ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบไว้ที่ 11,000 ล้านบาท โดยเพิ่มขึ้นรวม 2,700 ล้านบาท รายละเอียดดังนี้ (1) ค่าก่อสร้าง เพิ่มขึ้น 2,840 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 4,020 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 6,860 ล้านบาท (2) ค่าท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้น 570 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 1,675 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,245 ล้านบาท (3) ค่าที่ดิน ลดลง 765 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 3,265 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,500 ล้านบาท และ (4) ค่าที่ปรึกษา ค่าบริหารโครงการ และอื่นๆ เพิ่มขึ้น 55 ล้านบาท จากวงเงินที่เห็นชอบเดิม 2,040 ล้านบาท เสนอทบทวนเป็น 2,095 ล้านบาท
3. เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2565 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขัน ในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้มีมติให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาให้ความเห็นต่อการทบทวนวงเงินลงทุนโครงการ โดย เมื่อวันที่ 21 มิถุนายน 2565 สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ได้มีหนังสือแจ้งผลการพิจารณาของ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2565 โดยมีความเห็น ดังนี้ (1) การเสนอปรับเงินลงทุนมีเหตุผลและความจำเป็นจากปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อด้วยวิธี Direct Pipe ตามข้อจำกัดของวิธีการก่อสร้าง ประกอบกับสมมติฐานทางการเงินที่เปลี่ยนแปลงไปเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งพบว่าอัตราแลกเปลี่ยนและราคา ท่อเหล็กในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวขึ้นจนส่งผลกระทบต่อเงินลงทุนการดำเนินโครงการ (2) การออกแบบท่อแบบ Sour Service เป็นการออกแบบที่เกินกว่าความจำเป็น จึงเห็นควรให้ปรับเปลี่ยนวิธีการก่อสร้างท่อเป็นแบบ Non-Sour Service ซึ่งจะทำให้เงินลงทุนสามารถปรับลดลงจาก 13,700 ล้านบาท เหลือ 13,590 ล้านบาท หรือลดลง 110 ล้านบาท (3) การขอปรับกรอบวงเงินลงทุนส่งผลให้เงินลงทุนเพิ่มสูงขึ้นที่ 13,590 ล้านบาท เกินกรอบที่ ครม. ได้อนุมัติไว้เดิมที่ 11,000 ล้านบาท จึงเห็นควรให้เสนอ กพช. และ ครม.เพื่อพิจารณาอนุมัติกรอบวงเงินเพิ่มเติม ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2565 คณะอนุกรรมการฯ มีมติเห็นชอบให้นำข้อเสนอของ ปตท. เรื่อง ขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกง ไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ จากเดิมวงเงิน 11,000 ล้านบาท เป็นวงเงิน 13,590 ล้านบาท เสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และเมื่อวันที่ 16 มกราคม 2566 สำนักงาน กกพ. ได้มีหนังสือแจ้งผลการจัดทำผลกระทบ จากการปรับเพิ่มเงินลงทุนของโครงการฯ พบว่า การปรับเพิ่มวงเงินลงทุนจากเดิม 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท จะส่งผลให้อัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติ ทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) รอบการกำกับปี 2565 ถึง ปี 2569 สำหรับพื้นที่ 3 (ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนฝั่ง) เพิ่มขึ้นประมาณ 0.0027 บาทต่อล้านบีทียู และส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณ 0.0016 สตางค์ต่อหน่วย คำนวณโดยใช้สมมุติฐานการกำหนดอัตราค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติ ส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) ที่ กกพ. มีมติเห็นชอบเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2565
4. กบง. เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 ได้พิจารณาเรื่อง การทบทวนวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ โดยมีมติเห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของ ปตท. ที่ กพช. ได้อนุมัติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป และฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นว่า การขอทบทวนวงเงินลงทุนโครงการของ ปตท. สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไปจากแนวทางเลือกในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไป จากเดิมที่คาดว่าเป็นการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท เป็นการวางท่อใต้แนวสายส่งไฟฟ้าแรงสูงซึ่งมีพื้นที่ที่จำกัดแทน จึงต้องใช้วิธี Direct Pipe ซึ่งมีต้นทุนค่าก่อสร้างสูงกว่าการวางท่อตามแนวถนนสุขุมวิท รวมทั้งค่าเงินบาทที่อ่อนค่าลง จากเดิมที่ได้ประเมินในการขออนุมัติโครงการปี 2564 ที่ประมาณ 31 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ มาอยู่ที่ประมาณ 33 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ในเดือนมกราคม 2566 ประกอบกับราคาท่อเหล็กที่ปรับตัวสูงขึ้นและมีแนวโน้มปรับขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยขอให้ ปตท. บริหารจัดการโครงการอย่างมีประสิทธิภาพภายใต้วงเงินที่ขอทบทวนในครั้งนี้ และขอให้ กกพ. พิจารณาการส่งผ่านภาระดังกล่าว ไปยังผู้ใช้พลังงานได้เท่าที่จำเป็นตามการใช้งานจริง และสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน โดยคำนึงถึงผลประโยชน์ของประเทศและประชาชน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับวงเงินลงทุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติได้อนุมัติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จากเดิมวงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท เป็น 13,590 ล้านบาท
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน พิจารณาการส่งผ่านภาระการลงทุนโครงการที่เพิ่มขึ้นซึ่งส่งผลกระทบต่ออัตราค่าบริการไฟฟ้าและค่าบริการก๊าซธรรมชาติในอนาคต ไปยังผู้ใช้พลังงาน ได้เท่าที่จำเป็นและสอดคล้องกับเหตุผลของการปรับเพิ่มวงเงินลงทุน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 ได้มีมติเห็นชอบแต่งตั้งคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน (คณะกรรมการฯ) ซึ่งนายกรัฐมนตรีได้มอบหมายให้รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) เป็นประธานกรรมการฯ ซึ่งกระทรวงพลังงาน (พน.) โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการ ได้ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามข้อเสนอแนวทางดำเนินการปฏิรูปประเด็นที่ 17 การส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน ดังนี้ (1) คณะกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2564 ได้รับทราบผลการศึกษาโอกาสและความเป็นไปได้ในการส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตแบตเตอรี่ เป็นอุตสาหกรรมอนาคตของประเทศ และมีมติเห็นชอบเป้าหมายเบื้องต้นของการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน คือ เพื่อให้ประเทศไทยเป็นฐานการผลิตแบตเตอรี่รายใหญ่ของอาเซียน เกิดอุตสาหกรรมใหม่ที่สร้างรายได้ให้กับประเทศ รองรับอุตสาหกรรมยานยนต์ไฟฟ้าและการใช้งานในระบบไฟฟ้าของประเทศ สู่การพัฒนาอย่างยั่งยืน และเห็นชอบกรอบแนวทางการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน 4 ด้าน ได้แก่ ด้านที่ 1 การส่งเสริมการใช้ ด้านที่ 2 การส่งเสริมการผลิต ด้านที่ 3 การพัฒนา/ปรับปรุงมาตรฐานและกฎหมาย ที่เกี่ยวข้อง และด้านที่ 4 การส่งเสริมการวิจัยและพัฒนาและสร้างบุคลากร และมอบหมายให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องร่วมกันจัดทำรายละเอียดเป้าหมายการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบกักเก็บพลังงาน เพื่อเสนอคณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน พิจารณาต่อไป ต่อมาสนพ. ได้ดำเนินโครงการศึกษาเพื่อจัดทำแผนปฏิบัติการส่งเสริมอุตสาหกรรมการผลิตระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อ 1) กำหนดทิศทางการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ที่ชัดเจน 2) กำหนดเป้าหมายการพัฒนาและจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ และ 3) จัดทำข้อเสนอแนะการปรับปรุงการวางแผนด้านพลังงาน ให้มีการนำระบบกักเก็บพลังงานมาใช้ในระบบโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศในระดับ G (Generation) - T (Transmission) – D (Distribution) - R (Retail) ซึ่งโครงการแล้วเสร็จในวันที่ 18 เมษายน 2565 (2) คณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2565 ได้รับทราบผลการจัดทำแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 และมีมติเห็นชอบแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 ตามที่ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ นำเสนอ และให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ ติดตามการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการฯ เสนอแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. สรุปแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575
2.1 เป้าหมาย คือ การพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ให้เป็นกลไกหนึ่งในการขับเคลื่อนเศรษฐกิจ ตามแนวทางของอุตสาหกรรม New S Curve ของประเทศไทย โดยมีทิศทางการส่งเสริม คือ การสร้าง Demand และ Ecosystem ในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรม และมุ่งสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) มีการวาง Positioning แบตเตอรี่ไทยให้มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์ (Zero Emission Battery) เพื่อไม่ส่งต่อภาระให้ผู้ใช้งาน (Demand) และเพิ่มความสามารถการแข่งขันใน Value Chain ของผู้ผลิตหรือผู้ประกอบการโดยที่ ราคาและคุณภาพ ยังเป็น Market Average และมีปัจจัยความสำเร็จ (Key Success) ของการส่งเสริมอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ ได้แก่ Scale เป็นการสร้าง Demand ขนาดใหญ่ที่จูงใจนักลงทุน และ Speed คือ ความรวดเร็วของภาครัฐในการกำหนดนโยบายและการสร้าง Ecosystem เพื่อดึงดูด นักลงทุนและเตรียมความพร้อมด้านต่าง ๆ ให้รองรับการพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่
2.2 แนวทางการส่งเสริมให้แบตเตอรี่เป็นอุตสาหกรรม New S Curve จะครอบคลุม 4 ยุทธศาสตร์ ดังนี้
2.2.1 การใช้ระบบกักเก็บพลังงาน มุ่งเน้นการส่งเสริมให้เกิดการใช้แบตเตอรี่ในประเทศ โดยใช้ Demand ภาครัฐในการขับเคลื่อนอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ (Demand Driven) ประกอบด้วย 6 แนวทาง ครอบคลุมใน 2 ภาคส่วนคือ ภาคระบบโครงข่ายไฟฟ้า และภาคยานยนต์ไฟฟ้า ได้แก่ แนวทางที่ 1 การปรับรูปแบบสัญญาการซื้อขายไฟฟ้า (Exist Variable Renewable Energy (VRE) : Non-Firm Power Purchase Agreement (PPA) to Semi/Firm PPA) เป็นการส่งเสริมให้มีการปรับรูปแบบสัญญาการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน (Variable Renewable Energy : VRE) ที่เป็นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าประเภทไม่บังคับปริมาณซื้อขายไฟฟ้า (Non-Firm PPA) จากผู้ผลิตรายเดิม ให้เป็นสัญญาการซื้อขายไฟฟ้าแบบกึ่งบังคับหรือบังคับปริมาณซื้อขายไฟฟ้า (Semi-Firm/Firm PPA) โดยการติดตั้งแบตเตอรี่ร่วมกับแหล่งผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเดิม แนวทางที่ 2 การส่งเสริมการติดตั้ง BESS ร่วมกับ VRE (New VRE Integration) เป็นการส่งเสริมให้มีการติดตั้งระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ร่วมกับแหล่งผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีความผันผวน (VRE) ในผู้ผลิตและผู้ใช้งานรายใหม่ แนวทางที่ 3 การใช้ BESS เพื่อชะลอการลงทุนขยายสายส่งและสายจำหน่ายไฟฟ้า(Transmissions Line and Distribution Line (T&D) Investment Deferral) เป็นการส่งเสริมให้นำแบตเตอรี่มาใช้เพื่อชะลอการลงทุนการขยายสายส่ง/สายจำหน่าย ในกรณีที่ระบบส่งและระบบจำหน่ายไฟฟ้าเกิดปัญหาความแออัด และปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ส่งได้จำกัดในบางช่วงเวลา แนวทางที่ 4 การรับซื้อบริการไฟฟ้าเพื่อเสริมความมั่นคงจาก BESS (Battery Ancillary Services) เป็นการส่งเสริมการรับซื้อบริการไฟฟ้าที่เป็น Ancillary Services จากแบตเตอรี่ เพื่อใช้เสริมความมั่นคงในระบบโครงข่ายไฟฟ้า ทดแทนโรงไฟฟ้าแบบดั้งเดิม (โรงไฟฟ้าถ่านหิน และกังหันก๊าซ) แนวทางที่ 5 การเปลี่ยนยานยนต์ของภาครัฐ และสัมปทานภาครัฐเป็นยานยนต์ไฟฟ้า(Government Vehicles to Electric Vehicle (EV)) เป็นการเปลี่ยนยานยนต์ของภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ และรถขนส่งมวลชน รวมไปถึงรถส่งสินค้าที่เป็นสัมปทานของภาครัฐให้เป็นยานยนต์ไฟฟ้า (EV) และมีการใช้แบตเตอรี่ที่ผลิตในประเทศไทยร่วมด้วย และแนวทางที่ 6 การมอบสิทธิประโยชน์ต่างๆ สำหรับผู้ใช้ BESS ที่ผลิตในประเทศ (Direct Financial Support) เป็นการให้การสนับสนุนกับผู้ที่เลือกใช้แบตเตอรี่ที่ผลิตในประเทศ โดยการมอบสิทธิประโยชน์ต่าง ๆ ที่ผู้ใช้พึงจะได้ เช่น มาตรการทางภาษี/ส่วนลดไปที่ผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้า/ส่วนลดการการเดินระบบและซ่อมบำรุง (Operate and Maintenance (O&M)) เป็นต้น
2.2.2 การผลิตระบบกักเก็บพลังงาน เป็นการส่งเสริมให้เกิดความสามารถในการแข่งขันการผลิตของประเทศในห่วงโซ่มูลค่า และการผลิตแบตเตอรี่เพื่อความยั่งยืนในประเทศ ประกอบด้วย 3 แนวทาง ได้แก่ แนวทางที่ 1 การส่งเสริมความร่วมมือ Government to Government (G2G) และ Business to Business (B2B) เพื่อพัฒนาอุตสาหกรรม BESS กับกลุ่มประเทศในห่วงโซ่อุปทาน (G2G & B2B Battery Value Chain Matching) เป็นกลไกของภาครัฐในการสนับสนุนและส่งเสริมภาคเอกชนร่วมมือกับประเทศที่มีแหล่งห่วงโซ่อุปทานให้เกิดพันธมิตรทางธุรกิจ (Strategic Partnership) เพื่อส่งเสริมความมั่นคงของห่วงโซ่มูลค่าแบตเตอรี่ (Battery Value Chain) แนวทางที่ 2 การอำนวยความสะดวกให้ภาคเอกชนโดยจัดตั้ง One-Stop-Service (Ease of Doing Business) เป็นการส่งเสริมและสนับสนุนจุดแข็งของประเทศไทยในการเอื้อให้เกิดการดำเนินธุรกิจ (Ease of Doing Business) เป็นการอำนวยความสะดวกให้กับเอกชนทั้งไทยและต่างประเทศ โดยจัดตั้ง One-Stop-Service (OSS) ประสานเชื่อมโยงภาคเอกชนกับหน่วยงานภาครัฐ หรือผู้กำหนดนโยบายที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้ Flow ในการดำเนินธุรกิจมีคล่องตัวและรวดเร็วมากขึ้น และแนวทางที่ 3 การส่งเสริมโรงงานผลิต BESS ที่มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality support by Thai Government) เป็นการส่งเสริมโรงงานผลิตแบตเตอรี่ให้มีการปล่อยคาร์บอนเป็นศูนย์
2.2.3 กฎหมาย และมาตรฐาน มุ่งเน้นการปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบต่าง ๆ และมาตรฐานของประเทศให้สามารถดึงดูดนักลงทุนให้เข้ามาดำเนินธุรกิจในประเทศ ได้เพิ่มขึ้น และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน ได้แก่ แนวทางที่ 1 การสร้างมาตรฐานสำหรับผู้ใช้งาน BESS ทางด้านคุณภาพและความปลอดภัย (Standard (Production, Safety, Utilization, Waste)) เป็นเรื่องของการสร้างมาตรฐานสำหรับผู้ใช้งานแบตเตอรี่ กำหนดให้แบตเตอรี่ที่นำมาใช้งานต้องผ่านการทดสอบมาตรฐานทั้งทางด้านคุณภาพและความปลอดภัย รวมไปถึงการออกข้อกำหนดหรือมาตรฐานในการใช้งานแบตเตอรี่สำหรับ applications ต่าง ๆ ตลอดจนการออกข้อกำหนดหรือมาตรฐานในการนำแบตเตอรี่กลับมาใช้ใหม่ การทิ้ง การ recycle และการกำจัดเพื่อความปลอดภัยและยั่งยืน แนวทางที่ 2 การแก้ไขปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบ มาตรการต่าง ๆ ของประเทศที่เป็นอุปสรรคต่อการแข่งขันธุรกิจ (Revision of Regulation) เป็นการเร่งปรับปรุงกระบวนการทางกฎหมาย กฎระเบียบ มาตรการต่าง ๆ ของประเทศ ที่เป็นอุปสรรคต่อการดำเนินธุรกิจและการค้าระหว่างประเทศ เพื่อให้ประเทศสามารถดึงดูดนักลงทุนให้เข้ามาดำเนินธุรกิจในประเทศได้เพิ่มขึ้น และเพิ่มความสามารถในการแข่งขัน
2.2.4 การวิจัยและพัฒนาและสร้างบุคลากรรองรับ เป็นการส่งเสริมการวิจัย และพัฒนานวัตกรรม และเป็นการส่งเสริมศักยภาพบุคลากรภายในประเทศ ได้แก่ แนวทางที่ 1 การจัดทำ Ecosystem ให้เอื้อต่อการวิจัยและพัฒนา BESS (Readiness Deployment) เน้นการสร้าง Ecosystem ให้เอื้อต่อการวิจัยและพัฒนาอุตสาหกรรมแบตเตอรี่ แนวทางที่ 2 การกำหนดประเด็นวิจัยสู่การพัฒนา ในอนาคต (Next Generation of ESS) ในระดับ Technology Readiness Level 1-6 เช่น Alterative material & technology (Solid state, Li-S, Metal-Air), green hydrogen และ Second-life, recycling technologies etc. / techno-economic of ESS in the local context แนวทางที่ 3 การส่งเสริมให้เกิดการเคลื่อนย้ายบุคลากรที่มีองค์ความรู้ BESS ในประเทศ (Human Resource Transfer) เป็นการส่งเสริมศักยภาพบุคลากรภายในประเทศ เป็นมาตรการที่เน้นการเร่งสร้างบุคลากรที่มีศักยภาพให้ได้ทั้งเชิงปริมาณและคุณภาพตลอดห่วงโซ่มูลค่าของอุตสาหกรรม และแนวทางที่ 4 การร่วมมือระหว่างภาคเอกชนกับสถานศึกษาผลิตบุคลากรเพื่อรองรับการพัฒนา BESS (Capacity Building in High Value Battery Chain) เป็นการสนับสนุนและส่งเสริมให้เกิดการสร้างทักษะใหม่และการเสริมหรือพัฒนาทักษะของบุคลากรเดิม (New skill, Reskill & Upskill) ในอุตสาหกรรมยานยนต์และอุตสาหกรรมการผลิตเดิม รวมถึงบุคลากรของ 3 การไฟฟ้าฯ และสร้างบุคลากรให้มีทักษะในห่วงโซ่มูลค่าของแบตเตอรี่ที่มีมูลค่าสูง (High Value Battery Chain) เพื่อแสดงความพร้อมในการพัฒนากำลังคนสมรรถนะสูงรองรับภาคการผลิตและบริการในระยะยาว
2.2.5 ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับจากการดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการ การส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 – 2575 ทำให้เกิดอุตสาหกรรมการผลิตแบตเตอรี่และอุตสาหกรรมต่อเนื่องในประเทศที่รองรับแนวทางของอุตสาหกรรมอนาคต (New S-Curve) เพิ่มความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ เกิดการพัฒนาเทคโนโลยีใหม่และนวัตกรรม เกิดการพัฒนาทักษะของบุคลากรและแรงงานในประเทศ เกิดการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านการวิจัย และพัฒนาของประเทศ เกิดการพัฒนาปรับปรุงมาตรฐานและกฎหมายของประเทศให้มีความทันสมัย มีการขยายตัวของอุตสาหกรรมที่เกี่ยวข้อง เพิ่ม/กระตุ้นให้เกิดการส่งเสริมการใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาด และทำให้ประเทศมีความพร้อมในการไปสู่เป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน ในปี 2050
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575
2. มอบหมายให้ คณะกรรมการส่งเสริมเทคโนโลยีระบบการกักเก็บพลังงาน กำกับติดตาม การดำเนินงานตามแผนปฏิบัติการการส่งเสริมอุตสาหกรรมระบบกักเก็บพลังงานประเภทแบตเตอรี่ ของประเทศไทย พ.ศ. 2566 - 2575 และรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 5 ผลการวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ
สรุปสาระสำคัญ
1. ด้วย นายสุทธิพร ปทุมเทวาภิบาล (ผู้ร้อง) ได้ยื่นคำร้องขอให้ศาลรัฐธรรมนูญพิจารณาวินิจฉัย ตามรัฐธรรมนูญมาตรา 51 ว่า กระทรวงพลังงานกำหนดยุทธศาสตร์กระทรวงพลังงาน (พ.ศ. 2559 - 2563) และแผนพัฒนกำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ทำให้สัดส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าของรัฐลดลงต่ำกว่าร้อยละห้าสิบเอ็ด เป็นการกระทำที่ขัดหรือแย้งต่อรัฐธรรมนูญมาตรา 56 ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง โดยมีผู้ถูกร้องประกอบด้วยกระทรวงพลังงาน (พน.) (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) โดยเมื่อวันที่ 9 มกราคม 2566 ศาลรัฐธรรมนูญวินิจฉัยว่าการกระทำของ พน. (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง วรรคสาม และวรรคสี่ ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง โดยคำวินิจฉัยดังกล่าว มีรายละเอียดในสาระสำคัญ ดังนี้
1.1 รัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2560 มาตรา 56 วรรคสอง เป็นบทบัญญัติที่มีหลักการมาจากรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พุทธศักราช 2550 มาตรา 84(11) ซึ่งบัญญัติขึ้นในสถานการณ์ที่บ้านเมืองในขณะนั้นประสบปัญหาทางกฎหมายเกี่ยวกับการแปรรูปรัฐวิสาหกิจที่ยังไม่ชัดเจน จึงกำหนดหลักการที่คุ้มครองกรรมสิทธิ์ของรัฐที่มีอยู่เดิมในโครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน เพื่อมิให้รัฐกระทำการใดให้โครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานที่เป็นของรัฐตกเป็นกรรมสิทธิ์ของเอกชน หรือทำให้รัฐถือหุ้นน้อยกว่าเอกชน แต่ไม่ได้ห้ามให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการจัดหรือดำเนินการให้มีสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน ดังนั้น การให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นกรณีที่รัฐดำเนินการให้มีพลังงานไฟฟ้าที่เป็นสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานอย่างเพียงพอและทั่วถึงสอดคล้องกับเจตนารมณ์ของรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 และสอดคล้องกับพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยเอกชนที่ได้รับอนุญาตต้องจัดให้มีโรงงานไฟฟ้า แหล่งผลิตไฟฟ้า หรือระบบโครงข่ายไฟฟ้าที่ใช้ในการประกอบกิจการไฟฟ้า ทรัพย์สินที่เอกชนจัดหามาประกอบกิจการจึงเป็นทรัพย์สินของเอกชน แม้การผลิตไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนจะมีสัดส่วน หรือกำลังการผลิตเกินกว่าร้อยละห้าสิบเอ็ด แต่มิใช่โครงสร้างหรือโครงข่ายพื้นฐานของกิจการไฟฟ้าที่เป็นสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง โดยไม่ทำให้สัดส่วนความเป็นเจ้าของในโครงสร้างหรือโครงข่ายขั้นพื้นฐานของกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐลดน้อยลง แต่อย่างใด อีกทั้งการที่รัฐอนุญาตให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วม ในการผลิตไฟฟ้าไม่มีผลกระทบต่อความมั่นคงของรัฐ เนื่องจากรัฐยังคงไว้ซึ่งเอกสิทธิ์หรืออำนาจในการควบคุมสั่งการให้เอกชนผลิตไฟฟ้าเพื่อรักษาความมั่นคงของรัฐได้ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
1.2 การที่รัฐให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าไม่ได้มีผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า ที่เรียกเก็บจากประชาชน เนื่องจากตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสามและวรรคสี่ มีเจตนารมณ์เพื่อคุ้มครองประโยชน์ของประชาชน โดยรัฐต้องดูแลเพื่อให้ได้รับประโยชน์ตอบแทนอย่างเป็นธรรม คำนึงถึง การลงทุนของรัฐ ประโยชน์ที่รัฐและเอกชนจะได้รับ และค่าบริการที่จะเรียกเก็บจากประชาชนประกอบกัน และต้องดูแลมิให้มีการเรียกเก็บค่าบริการจนเป็นภาระแก่ประชาชนเกินสมควร ซึ่งอัตราค่าไฟฟ้าที่ประชาชนต้องจ่ายในหนึ่งหน่วยสะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงและคำนึงถึงผลตอบแทนที่เหมาะสมของการลงทุน ไม่ว่าจะเป็น การลงทุนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) หรือการลงทุนของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยอัตราค่าบริการดังกล่าวต้องเพียงพอที่จะทำให้การจัดทำสาธารณูปโภคมีประสิทธิภาพ สร้างแรงจูงใจให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพ และมีความเป็นธรรมกับทุกฝ่ายที่เกี่ยวข้อง ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 65(1) ถึง (4) อีกทั้งการก่อสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อทดแทนโรงไฟฟ้าเดิมที่หมดอายุและรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น รัฐอาจต้องใช้งบประมาณจำนวนมากกว่าสองแสนล้านบาทต่อปี ซึ่งกระทบต่อหนี้สาธารณะของประเทศ จึงมีความจำเป็นต้องให้เอกชนร่วมลงทุนในกิจการไฟฟ้าเพื่อให้ประเทศมีพลังงานไฟฟ้าอย่างเพียงพอและทั่วถึงโดยคำนึงถึงการลงทุนของรัฐ ประโยชน์ที่รัฐและเอกชนจะได้รับและค่าบริการที่เรียกเก็บจากประชาชนประกอบกันด้วย นอกจากนั้น ค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) สูงกว่าความเป็นจริง เนื่องจากสมมติฐานหรือตัวแปรที่ใช้ในการพยากรณ์เปลี่ยนแปลงไป เช่น สถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (Covid-19) ตั้งแต่ปี 2562 ถึงปัจจุบัน ส่งผลให้ปริมาณการใช้ไฟฟ้าลดลง และจากข้อมูลความสัมพันธ์ระหว่างกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ค่าไฟฟ้า และราคาก๊าซธรรมชาติ พบว่าต้นเหตุที่ทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้นไม่ได้มีสาเหตุจากกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่เพิ่มขึ้น แต่เป็นปัจจัยจากราคา ก๊าชธรรมชาติที่สูงขึ้นทำให้ค่าไฟฟ้าสูงขึ้น จึงเห็นได้ว่าอัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนไม่ได้แปรผันโดยตรงกับการเปิดโอกาสให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าและขายให้แก่รัฐแต่อย่างใด
1.3 กิจการพลังงานไฟฟ้าเป็นกิจการสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐานของรัฐอันจำเป็นต่อการดำรงชีวิตของประชาชนและส่งผลต่อความมั่นคงของรัฐ รัฐจำเป็นต้องดำเนินกิจการพลังงานไฟฟ้า เพื่อประโยชน์ส่วนรวมของประเทศชาติและความผาสุกของประชาชนโดยรวม การผลิตไฟฟ้าที่เปิดโอกาส ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมเพื่อให้การประกอบกิจการพลังงานเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีความมั่นคง มีปริมาณเพียงพอและทั่วถึงในราคาที่เป็นธรรมและมีคุณภาพที่ได้มาตรฐาน ตอบสนองต่อความต้องการภายในประเทศและการพัฒนาประเทศ จำเป็นต้องพิจารณาความมั่นคงของรัฐและประโยชน์ส่วนรวม ของประชาชน โดยมีข้อแนะนำว่ารัฐโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องดำเนินการกำหนดกรอบหรือเพดานของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชน ในระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศ และกำหนดปริมาณไฟฟ้าสำรองอันเกี่ยวกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนอันส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับความเป็นจริงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลา หากกำหนดกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงเกินสมควร และก่อให้เกิด ความเสียหายแก่ประโยชน์สาธารณะอาจถูกดำเนินการโดยองค์กรอื่นหรือศาลอื่นได้
1.4 อาศัยเหตุผลข้างต้นดังกล่าว จึงวินิจฉัยว่าการกระทำของ พน. (ผู้ถูกร้องที่ 1) และคณะรัฐมนตรี (ผู้ถูกร้องที่ 2) ที่ให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเป็นการปฏิบัติหน้าที่ถูกต้องครบถ้วนตามรัฐธรรมนูญ มาตรา 56 วรรคสอง วรรคสามและวรรคสี่ ประกอบมาตรา 3 วรรคสอง
2. พน. ได้มีการพิจารณาแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญ ดังนี้
2.1 การดำเนินการเกี่ยวกับการกำหนดกรอบหรือเพดานของสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชน ในระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศ
2.1.1 พน. ดำเนินการจัดทำ PDP โดยมีหลักการที่สำคัญ 3 ด้าน ได้แก่ ด้านความมั่นคงทางพลังงาน (Security) ด้านเศรษฐกิจ (Economy) และด้านสิ่งแวดล้อม (Ecology) เพื่อใช้เป็นแผนหลักในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศ สามารถรองรับการเติบโตทางเศรษฐกิจของประเทศและการขยายตัวของประชากรได้ โดยคำนึงถึงความมั่นคงการกระจายเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าเพื่อลดความเสี่ยงจากการพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใดชนิดหนึ่ง ศักยภาพการผลิตไฟฟ้าเชิงพื้นที่ ทั้งในด้านเชื้อเพลิง ความพร้อมของโครงสร้างพื้นฐาน และการยอมรับของประชาชนในพื้นที่ตั้งโรงไฟฟ้า รวมถึงเป้าหมายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพื่อแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม ลดการพึ่งพาการนำเข้าเชื้อเพลิงจากต่างประเทศ และเพื่อสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายการลดการปลดปล่อย ก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ตามที่ให้สัตยาบันไว้กับประชาคมโลกได้ นอกจากนี้ พน. ยังได้พิจารณาถึงปัจจัย ด้านต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมและสอดคล้องกับความก้าวหน้าของการพัฒนาเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้า เพื่อไม่ให้เกิดภาระต่อผู้ใช้ไฟฟ้าและเป็นอุปสรรคต่อการพัฒนาเศรษฐกิจของประเทศ
2.1.2 การจัดหากำลังผลิตไฟฟ้าใหม่ตามแผน PDP นั้น พน. ได้มีการจัดสรรให้กับผู้ผลิตไฟฟ้า แต่ละรายไว้อย่างชัดเจน โดยกำลังผลิตไฟฟ้าที่ให้ กฟผ. เป็นผู้พัฒนา กฟผ. สามารถดำเนินการตามขั้นตอนเพื่อขออนุมัติการลงทุนและเริ่มพัฒนาโครงการได้ทันที ส่วนกำลังผลิตไฟฟ้าที่ให้ภาคเอกชนเป็นผู้พัฒนานั้น จะเปิดให้มีการแข่งขันภายใต้ระเบียบ หลักเกณฑ์ และขั้นตอนการคัดเลือกที่กำหนดโดย กกพ. เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมแก่ทุกฝ่าย ซึ่งการที่ พน. เปิดให้เอกชนเข้ามามีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า ไม่ได้มีผลทำให้ความมั่นคง ด้านการผลิตไฟฟ้าของประเทศลดลง และไม่ได้มีผลทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของประเทศเพิ่มขึ้น หรือแตกต่างจากการที่รัฐดำเนินการเอง เนื่องจากภาครัฐมีกลไกหรือเงื่อนไขที่กำหนดไม่ให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า และผลตอบแทนของโรงไฟฟ้ารัฐและเอกชนมีกำไรสูงเกินไปจนเป็นการเอาเปรียบผู้ใช้ไฟฟ้าได้ เช่น การประมูลแข่งขันราคาโดยผู้ที่เสนอราคาไฟฟ้าต่ำที่สุดเท่านั้นที่จะได้รับการคัดเลือก การที่รัฐกำหนดราคารับซื้อให้สะท้อนต้นทุนเทคโนโลยีและการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพด้วยผลตอบแทนที่เหมาะสมและไม่สูงเกินควร เป็นต้น รวมทั้งภาครัฐได้กำหนดให้โรงไฟฟ้าเอกชนต้องอยู่ภายใต้การควบคุมและกำกับดูแลของรัฐผ่านทางสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) ที่เข้มงวดโดยกำหนดทั้งหน้าที่และความรับผิดชอบของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่การพัฒนาโครงการไปจนถึงเมื่อดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ พร้อมทั้งกำหนดบทปรับและเงื่อนไขการผิดสัญญาในเรื่องสำคัญต่างๆ ไว้อย่างชัดเจน ทำให้รัฐไม่ต้องรับภาระความเสี่ยงใดๆ ในการผลิตไฟฟ้า และเป็นผลให้ประเทศได้ประโยชน์สูงสุดจากความสามารถในการจัดหาโรงไฟฟ้าที่มีเทคโนโลยีที่ดี คุณภาพดี และมีประสิทธิภาพสูงได้ในราคาที่ต่ำกว่ารัฐดำเนินการเองได้ ในขณะเดียวกันรัฐยังสามารถจัดสรรเงินงบประมาณที่เหลือจากการที่รัฐไม่ลงทุนสร้างโรงไฟฟ้าเอง ไปใช้ในการพัฒนาประเทศด้านอื่นๆ ที่ไม่มีผู้ใดสนใจลงทุนหรือด้านที่รัฐจำเป็นต้องเป็นผู้ดำเนินการเท่านั้น ได้ตามหน้าที่ของรัฐที่กำหนดไว้ในรัฐธรรมนูญ
2.1.3 นอกจากนี้ โรงไฟฟ้าทั้งหมดไม่ว่าจะเป็นโรงไฟฟ้าของรัฐหรือโรงไฟฟ้าของเอกชน ทั้งในประเทศและต่างประเทศ ต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดเกี่ยวกับระบบโครงข่ายไฟฟ้า (Grid Code) ที่การไฟฟ้ากำหนด และอยู่ภายใต้การควบคุมของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) ซึ่งเป็นกิจการภายใต้กิจการระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ทำหน้าที่ในการวางแผนสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อให้ระบบไฟฟ้าของประเทศไทย มีความมั่นคง เชื่อถือได้ และมีคุณภาพ ด้วยต้นทุนที่เหมาะสมในการจำหน่ายไฟฟ้า ทั้งนี้ กฟผ. เป็นรัฐวิสาหกิจและเป็นหน่วยงานเดียวของประเทศที่ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการระบบส่งไฟฟ้าและกิจการควบคุมระบบไฟฟ้าตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ซึ่งเป็นกฎหมายที่ตราขึ้นเพื่อประโยชน์ในการกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีความมั่นคง มีปริมาณเพียงพอและทั่วถึงในราคาที่เป็นธรรมและมีคุณภาพที่ได้มาตรฐาน ตอบสนองต่อความต้องการภายในประเทศและต่อการพัฒนาประเทศอย่างยั่งยืนในด้านสังคม เศรษฐกิจ และสิ่งแวดล้อม
2.1.4 พน. จึงมีความเห็นว่า การจัดสรรกำลังการผลิตไฟฟ้าภายใต้ PDP ควรต้องพิจารณาตามความเหมาะสมในด้านต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการดำเนินงาน และความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพื่อประโยชน์ของประเทศชาติโดยภาพรวมเป็นหลักสำคัญ จึงได้กำหนดแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ ดังต่อไปนี้ (1) ควรให้ กฟผ. แบ่งแยกบัญชีของกิจการผลิตไฟฟ้า (Generation) กิจการระบบส่งไฟฟ้า (Transmission) และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) พร้อมทั้งแยกบัญชีของโรงไฟฟ้าแต่ละแห่งออกจากกันอย่างชัดเจน เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงของแต่ละกิจการและโรงไฟฟ้า สามารถพิจารณาต้นทุน ผลตอบแทน และประสิทธิภาพของแต่ละกิจการได้อย่างโปร่งใส เป็นธรรม และตรวจสอบได้ รวมทั้งเป็นการส่งเสริมให้เกิดการปรับปรุงประสิทธิภาพในการดำเนินงาน และเกิดการแข่งขันที่เท่าเทียมในกิจการผลิตไฟฟ้าต่อไป (2) ควรให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Internal PPA) ระหว่างสายงานผลิตไฟฟ้าและสายงานระบบส่ง สำหรับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ทั้งโรงไฟฟ้าเก่าและโรงไฟฟ้าใหม่ โดยให้มีการกำหนดหน้าที่และความรับผิดชอบของโรงไฟฟ้า ตั้งแต่การพัฒนาโครงการไปจนถึงเมื่อดำเนินการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ พร้อมทั้งบทปรับและเงื่อนไขการผิดสัญญาในเรื่องสำคัญต่างๆ อย่างชัดเจน และให้มีการบังคับใช้และกำกับดูแลให้เป็นไปในลักษณะเดียวกันกับสัญญา PPA ของโรงไฟฟ้าเอกชน ทุกประการ โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล หากในกรณีที่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. มีบทปรับเกิดขึ้น กฟผ. จะต้องรับผิดชอบบทปรับด้วยการส่งคืนโดยนำไปลดค่าไฟฟ้าผันแปรอัตโนมัติ (Ft) ที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าต่อไป ไม่สามารถนำมาส่งผ่านเป็นค่าไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ เนื่องจากในปัจจุบันแม้ว่า กฟผ. จะได้เริ่มจัดทำสัญญา Internal PPA สำหรับการซื้อขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. ให้มีโครงสร้างแบบเดียวกับสัญญา PPA ของโรงไฟฟ้าเอกชนแล้วก็ตาม แต่สัญญา Internal PPA ยังมีเงื่อนไขที่สำคัญหลายประการแตกต่างไปจากของเอกชน เช่น ไม่มีกำหนดแผนการพัฒนาโรงไฟฟ้าที่ต้องปฏิบัติตาม ไม่มีการวางหลักประกัน ไม่มีการจัดหาประกันภัย ไม่มีการรับผิดชดใช้ค่าเสียหาย ไม่มีการจัดหาเชื้อเพลิงสำรอง ไม่มีบทปรับ รวมถึงไม่มีการนำเงื่อนไขในสัญญาไปบังคับใช้จริง โดยเป็นเพียงเอกสารที่จำลองขึ้นเพื่อส่งเสริมให้ กฟผ. มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานให้ใกล้เคียงกับเอกชนให้ได้มากที่สุดเท่านั้น ทำให้ กฟผ. ไม่มีภาระผูกพันตามสัญญาและไม่มีแรงจูงใจในการพัฒนาประสิทธิภาพให้ดียิ่งขึ้นแต่อย่างใด (3) สำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่ดำเนินการโดย กฟผ. ควรให้ กฟผ. จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Internal PPA) เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของเอกชน โดยให้มีการกำหนดเงื่อนไขสำคัญต่างๆ ในการพัฒนาและดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า รวมถึงการจ่ายค่าไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าหรือปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตและจ่ายเข้าระบบได้จริง และอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสม เช่นเดียวกับโรงไฟฟ้าเอกชน เนื่องจากในปัจจุบันโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. จะได้รับเงินลงทุนบวกผลกำไรคืนในอัตราส่วนผลตอบแทนต่อเงินลงทุน (Return on Invested Capital : ROIC) ตามที่ภาครัฐกำหนด ไม่ว่าจะผลิตไฟฟ้าได้หรือไม่ กล่าวคือ ได้รับประกับผลตอบแทนโดยไม่มีความเสี่ยงด้านเชื้อเพลิงใดๆ (4) ควรให้ กฟผ. ดำเนินการแยกศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator) เป็นนิติบุคคลใหม่ ที่เป็นอิสระจากกิจการผลิตไฟฟ้า ทำหน้าที่ในการควบคุมสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่เชื่อมต่ออยู่กับระบบโครงข่ายของประเทศตามหลักการประสิทธิภาพและต้นทุนการผลิตไฟฟ้า รวมถึงการดูแลด้านความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ เพื่อให้เกิดความโปร่งใส เป็นธรรม สามารถรองรับการบริหารจัดการระบบไฟฟ้าที่มีแนวโน้มซับซ้อนยิ่งขึ้นในอนาคตได้ โดยการแยก System Operator ออกเป็นหน่วยงานควบคุมระบบอิสระนั้น เป็นโครงสร้างสากลที่เป็นที่ยอมรับทั่วโลก และไม่ได้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าแต่อย่างใด ทั้งนี้ เนื่องจากก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้าของประเทศและเป็นต้นทุนหลักของค่าไฟฟ้า จึงควรให้ ปตท. ดำเนินการจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) ซึ่งมีหน้าที่ในการบริหารโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของประเทศ เป็นนิติบุคคลใหม่ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจจัดหา ค้าส่ง และจัดจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้เกิดความโปร่งใสและเป็นธรรมในการให้บริการเช่นเดียวกัน และ (5) ควรมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการตามข้อ (1) ถึง (4) ให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน
2.2 การดำเนินการเกี่ยวกับการกำหนดปริมาณไฟฟ้าสำรองอันเกี่ยวกับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าของเอกชนอันส่งผลต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากประชาชนให้สอดคล้องและใกล้เคียงกับความเป็นจริงตามความต้องการใช้ไฟฟ้าของทั้งประเทศในแต่ละช่วงเวลา โดยในการจัดทำ PDP พน. ได้มีการวางแผนจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ได้พิจารณาให้สอดคล้องกับอัตราเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ และกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) เป็นเกณฑ์ที่ใช้วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า เพื่อให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าเพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดและมีเผื่อสำรองไว้สำหรับรองรับการหยุดซ่อมบำรุงหรือเหตุฉุกเฉินที่อาจเกิดได้ในระบบผลิตหรือระบบส่งไฟฟ้า ซึ่งในการจัดทำแผน PDP พน. ได้มีการวางแผนจัดสรรกำลังผลิตไฟฟ้าให้เพียงพอกับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ได้พิจารณาให้สอดคล้องกับอัตราเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ และกำหนดให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ปริมาณไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ของความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุด เนื่องจากระบบผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยมีองค์ประกอบจากโรงไฟฟ้าที่มีความเสถียรเป็นส่วนใหญ่ ได้แก่ โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ และโรงไฟฟ้าถ่านหิน ส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนซึ่งไม่มีความเสถียรนั้นแม้ว่าจะมีอยู่บ้างแต่ก็ยังถือว่าเป็นสัดส่วนที่น้อย ทั้งนี้ ปริมาณกำลังไฟฟ้าสำรองอาจแตกต่างจากแผน เนื่องจากการใช้ไฟฟ้าไม่เป็นไปตามค่าพยากรณ์ที่จัดทำไว้ ณ ช่วงจัดทำแผน ซึ่งอาจเกิดจากเศรษฐกิจที่ไม่เติบโตตามที่คาดการณ์ หากพบว่าสภาวะเศรษฐกิจเปลี่ยนแปลงไปจากในช่วงของการจัดทำแผน PDP อย่างมีนัยสำคัญ พน. จะดำเนินการทบทวนค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าและจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป ซึ่งโดยปกติจะทำการทบทวนทุกๆ 3-5 ปี อย่างไรก็ดี กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ไม่ใช่ปัจจัยหลักที่มีผลทำให้ค่าไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นหรือลดลงแต่อย่างใด โดยปัจจัยสำคัญที่มีผลกระทบโดยตรงต่ออัตราค่าไฟฟ้ามาจากราคาก๊าซธรรมชาติ เพราะเป็นเชื้อเพลิงหลักที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าของประเทศและค่าเชื้อเพลิงเป็นองค์ประกอบใหญ่ของค่าไฟฟ้าโดยคิดเป็นสัดส่วนประมาณร้อยละ 70 ของค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า และในปัจจุบัน พน. อยู่ระหว่างดำเนินการจัดทำ PDP ฉบับใหม่ ซึ่งจะมีการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเป็นจำนวนมาก เพื่อให้สอดคล้องกับทิศทางพลังงานโลกที่มุ่งเน้นการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดเพื่อลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก ภายใต้กรอบนโยบายพลังงานที่สนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถบรรลุเป้าหมายความเป็นกลางทางคาร์บอน (Carbon Neutrality) ภายในปี 2593 (ค.ศ. 2050) และเป้าหมายการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emission) ภายในปี 2608 (ค.ศ. 2065) ตามที่รัฐบาลไทยได้แสดงเจตนารมณ์ไว้ต่อประชาคมโลก ทำให้เกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) จำเป็นต้องเพิ่มสูงขึ้นกว่าร้อยละ 15 ตามสัดส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีมากขึ้นในระบบไฟฟ้า อย่างไรก็ดี พน. พิจารณาแล้วเห็นว่า ประเทศไทยควรปรับเปลี่ยนเกณฑ์วัดความมั่นคงระบบไฟฟ้าจากเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) มาเป็นดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation : LOLE) เพื่อรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานที่จะเริ่มมีมากขึ้นในอนาคต และเพื่อให้การประเมินและการวางแผนความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้น เนื่องจากเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองไม่ได้พิจารณาถึงความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่ครอบคลุมตลอดทุกช่วงเวลา และไม่สามารถพิจารณาความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภทได้ ในขณะที่ PDP ฉบับใหม่จะต้องมีการกำหนดให้มีการผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนโดยเฉพาะพลังงานแสงอาทิตย์เพิ่มเข้ามาเป็นจำนวนมาก โดยถึงแม้จะมีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่สูงแต่ก็อาจจะทำให้เกิดความเสี่ยงที่จะทำให้เกิดไฟฟ้าดับในบางช่วงเวลาได้ เช่น ช่วงเวลากลางคืนที่โรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ ทั้งนี้ LOLE จะมีการพิจารณาความมั่นคงของระบบที่ครอบคลุมตลอดทุกช่วงเวลา คำนึงถึงสมรรถนะการทำงานของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าคำนึงถึงความไม่แน่นอนที่อาจจะเกิดขึ้นในการผลิตไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภท คำนึงถึงลักษณะของความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Profile) ซึ่งจะสะท้อนถึงคุณลักษณะของระบบตลอดทุกช่วงเวลา ดังนั้น การวางแผนโดยการใช้เกณฑ์ LOLE จึงมีความเหมาะสมกับสถานการณ์ระบบไฟฟ้าในปัจจุบันมากกว่าการใช้เกณฑ์ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองขั้นต่ำ อีกทั้งยังช่วยให้การวัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในประเทศไทยมีความสอดคล้องกับการผลิตและการใช้ไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปในปัจจุบัน รวมถึงรองรับการเพิ่มสัดส่วนไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนได้อย่างมีประสิทธิภาพ ซึ่งจะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้ประเทศได้อย่างยั่งยืน
3. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้รับทราบ คำวินิจฉัยของศาลรัฐธรรมนูญ และได้พิจารณาแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญตามที่ พน. เสนอ โดยมีมติดังนี้ (1) เห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการ โดยภาครัฐ ตามแนวทางการดำเนินการตามข้อแนะนำของศาลรัฐธรรมนูญ และมอบหมายให้ กกพ. กฟผ. และ ปตท. ดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป (2) เห็นชอบให้ยกเลิกการใช้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และให้เปลี่ยนมาใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และ (3) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป ทั้งนี้ กบง. มีความเห็นเพิ่มเติมว่าไม่ขัดข้องในการเปลี่ยนมาใช้ดัชนี LOLE เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า แต่ควรพิจารณากำหนดค่าเกณฑ์ LOLE อย่างรอบคอบ รวมทั้งควรมีการประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความรู้ความเข้าใจต่อประชาชนเกี่ยวกับการใช้เกณฑ์ LOLE
มติของที่ประชุม
1. รับทราบคำวินิจฉัยศาลรัฐธรรมนูญ
2. เห็นชอบแนวนโยบายในการกำกับดูแลการผลิตไฟฟ้าที่ดำเนินการโดยภาครัฐ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวต่อไป
3. เห็นชอบให้ยกเลิกการใช้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และให้เปลี่ยนมาใช้ดัชนีโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (Loss of Load Expectation: LOLE) เป็นเกณฑ์วัดความมั่นคงของระบบไฟฟ้า
เรื่องที่ 6 การทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบ แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ ในช่วงปี 2564 ถึงปี 2565 สรุปการดำเนินงานที่สำคัญได้ ดังนี้ (1) การแยกธุรกิจบริหารจัดการโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยจัดตั้ง Transmission System Operator (TSO) เป็นนิติบุคคล โดยบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ปรับโครงสร้างแยกสายงานระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติออกจากหน่วยธุรกิจก๊าซธรรมชาติแล้วเสร็จตั้งแต่เดือนเมษายน 2561 (2) เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปี 2565 ถึงปี 2567 รวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการ และกำกับดูแลต่อไป (3) เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริม การแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 รวมทั้งกรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามที่ กกพ. เสนอ และ (4) เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์ LNG Benchmark สำหรับการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญา ระยะกลาง สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) ตามที่ กกพ. เสนอ นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 27 กันยายน 2565 กบง. ได้เห็นชอบนิยามกรอบระยะเวลาของสัญญา LNG และหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น สำหรับกลุ่ม Regulated Market เพื่อให้ กกพ. ใช้ในการกำกับดูแลการจัดหา LNG ต่อไป
2. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (Covid-19) และความขัดแย้งทางการเมืองระหว่างประเทศ ส่งผลให้ราคาพลังงานโลกมีความผันผวนและปรับตัวสูงขึ้นอย่างรุนแรง โดยเฉพาะราคา LNG ที่มีการปรับตัวสูงขึ้นมาก ส่งผลต่อการขับเคลื่อนนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ กระทรวงพลังงานได้ประชุมร่วมกับ LNG Shipper เพื่อรับฟังความเห็นเกี่ยวกับปัญหาและอุปสรรคจากการดำเนินงาน และได้นำผลการหารือมาจัดทำข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สรุปได้ 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 พบว่า จากสถานการณ์ราคา LNG ที่ปรับตัวสูงขึ้น ส่งผลให้ Shipper รายใหม่ในกลุ่ม Regulated Market ไม่สามารถแข่งขันกับ Shipper รายเดิมที่ใช้ราคา Pool Gas ได้ ส่วนที่ 2 หลักเกณฑ์และการกำกับดูแล มีประเด็น ดังนี้ (1) ความไม่ชัดเจนของปริมาณ Take or Pay ที่ Shipper รายเดิมทำไว้กับผู้ผลิต หรือ LNG Supplier ทำให้ขาดข้อมูลที่มีความน่าเชื่อถือและตรวจสอบได้ จึงควรกำหนดหน่วยงานที่มีหน้าที่ตรวจสอบข้อมูล Take or Pay ของ Shipper รายเดิมให้ชัดเจน อีกทั้งควรจำกัดขอบเขตและปริมาณของ Old Supply (2) หลักเกณฑ์ด้านราคา LNG นำเข้าไม่สอดคล้องกับสภาวะตลาดที่มีความผันผวนและเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว รวมถึงขั้นตอนและระยะเวลาการพิจารณาจากภาครัฐมีความล่าช้า และเป็นอุปสรรคต่อการจัดหา LNG ส่งผลให้ Shipper เกิดความเสี่ยงจากการถูกผู้ค้าทิ้งการเสนอราคา (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 1) ควรมีผู้ให้บริการในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เป็นหน่วยงานอิสระ โดยภาครัฐควรกำหนดกรอบเวลาที่ต้องดำเนินการให้แล้วเสร็จอย่างชัดเจน 2) ควรกำหนดหลักเกณฑ์ให้สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ของ LNG Terminal 3) การบริหารจัดการท่อควรมีความยืดหยุ่น เช่น การเปิดให้ Shipper สามารถโอนสิทธิซื้อขายก๊าซ และความสามารถในการจัดส่งระหว่างกันในระบบท่อได้ในภาวะปกติ เป็นต้น 4) มีการกำหนดหลักเกณฑ์การบริหารปริมาณในระบบท่อส่งก๊าซ (การปรับ Imbalance และ Overused) ให้ยืดหยุ่นสอดคล้องกับสถานการณ์การใช้ก๊าซที่มีความผันผวน รวมถึงให้ TSO ทำหน้าที่เป็นผู้จัดหาก๊าซในการรักษาสมดุลในระบบท่อส่งก๊าซ 5) การกำหนดบทปรับตาม TPA Code หรือสัญญาควรมีความสมดุลระหว่างผู้ใช้บริการกับผู้ให้บริการ 6) มีการกำหนดหลักเกณฑ์ด้านราคาซื้อขาย และวิธีการดำเนินการที่ชัดเจน ทั้งหลักเกณฑ์สำหรับผู้ให้บริการในระบบท่อส่งก๊าซ และหลักเกณฑ์สำหรับ Shipper ควรมีการปรับปรุง TPA Code ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ และควรเปิดให้มี TPA Code สำหรับระบบท่อในทะเล (4) การบริหารจัดการสถานีบริการแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซ (LNG Terminal) 1) ควรมีการกำหนดหลักเกณฑ์การซื้อขาย LNG ที่อยู่ใน LNG Terminal ระหว่าง Shipper ที่ชัดเจน ทั้งด้านราคาและวิธีการดำเนินการ 2) ทบทวน TPA Code รวมถึงเงื่อนไขร่างสัญญาการใช้บริการที่สอดคล้องกันให้มีความเหมาะสม ไม่สร้างภาระให้กับผู้ใช้บริการเกินความจำเป็น (5) โครงสร้างราคาก๊าซไม่ส่งเสริมให้ Shipper รายใหม่สามารถแข่งขันกับ Shipper รายเดิมได้ และ (6) ควรมีการตรวจสอบสภาพตลาดเป็นระยะ และปรับปรุงหลักเกณฑ์ให้สอดคล้องกับสภาพตลาดแต่ละระยะ ได้อย่างรวดเร็ว เพื่อส่งเสริมและรักษาให้มี Shipper หลายรายคงอยู่ในตลาด
3. ข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 มีดังนี้
3.1 รูปแบบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ให้โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณ คุณภาพ และราคา (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคการผลิตไฟฟ้า ของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPPs) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPPs) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPPs) รวมถึงผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและ NGV ที่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ และ (2) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ในด้านปริมาณและคุณภาพ (Partially Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ไม่มีการใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas ของประเทศ โดยแบ่งการดำเนินการในแต่ละส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ธุรกิจต้นน้ำ (1) ให้ PTT Shipper บริหารจัดการ Old Supply ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ (อ่าวไทยและบนบก) ก๊าซจากเมียนมา และการนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี รวม 4 สัญญา ซึ่งได้ทำสัญญาไว้ก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 (2) Shipper ที่มีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติจากลูกค้าของตนเอง ทั้งในกลุ่ม Regulated และ Partially Regulated Market สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น กลาง หรือยาว รวมถึงจัดหาในรูปแบบตลาดจร (Spot LNG) เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้า ภาคอุตสาหกรรม หรือภาคธุรกิจอื่นๆ (3) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแล และกำหนดหลักเกณฑ์ให้มีการจัดหา LNG ตามปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay ทั้งนี้ ราคาการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กพช. กำหนด และ (4) มอบหมายให้ ปตท. ทำหน้าที่แยกก๊าซธรรมชาติที่มาจากแหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่อ่าวไทย ผ่านโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) โดยก๊าซธรรมชาติที่ออกจาก GSP ให้ถือเป็นส่วนหนึ่งของ Old Supply ส่วนที่ 2 ธุรกิจกลางน้ำ (1) ให้ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่จัดหาได้ให้กับ Pool Manager เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ และซื้อก๊าซธรรมชาติออกจาก Pool Gas ตามปริมาณที่จัดหาและนำเข้า Pool Gas (2) มอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้บริหารจัดการ Pool Gas ของประเทศ (Pool Manager) โดยให้จัดตั้งเป็นหน่วยงานที่แยกเป็นอิสระจาก ปตท. มีการจัดทำกระบวนการแบ่งขอบเขตงาน ที่ชัดเจน (Ring Fenced) และมีบทบาทหน้าที่ ดังนี้ 1) ทำสัญญาเพื่อรับซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ในราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาโดย Shipper นั้นๆ รวมถึงอัตราค่าผ่านท่อในทะเลสำหรับกรณีก๊าซอ่าวไทย อัตราค่าผ่านท่อเพื่อนำส่งก๊าซมายังประเทศไทยสำหรับกรณีการนำเข้าก๊าซจากเมียนมา และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าและค่าบริการสถานี LNG สำหรับกรณีการจัดหาในรูปแบบ LNG 2) ทำการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยของกลุ่ม Regulated Market (ราคา Pool Gas) และ 3) ทำสัญญาเพื่อขายก๊าซธรรมชาติให้กับ Shipper ทุกรายในกลุ่ม Regulated Market ในราคาเดียวกัน (ราคา Pool Gas) ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ Shipper นั้นๆ จัดหาและนำเข้า Pool Gas (3) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper ในกลุ่ม Regulated Market กับ Pool Manager (4) กำหนดให้ LNG Receiving Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธาน (บนบก) จะต้องเปิดให้บุคคลที่ 3 สามารถมาใช้และเชื่อมต่อได้ (5) มอบหมายให้ กกพ. เร่งดำเนินการปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ ใน TPA Regime/TPA Code/TSO Framework/TSO Code ของ LNG Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2566 และ (6) ให้จัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลใหม่ โดยให้มีหน้าที่รวมไปถึงการบริหารจัดการการจัดส่งก๊าซธรรมชาติ บริการจัดการและรักษาสมดุลของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Balancing) และควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. โดยในกรณีที่มีความจำเป็นต้องใช้ Bypass Gas ในการควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ ให้ TSO ปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด ทั้งนี้ ให้ดำเนินการจัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลใหม่ให้แล้วเสร็จภายในปี 2566 และส่วนที่ 3 ธุรกิจปลายน้ำ (1) ให้ Shipper ในกลุ่ม Regulated Market ซื้อก๊าซธรรมชาติจาก Pool Manager ในราคา Pool Gas ตามปริมาณก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่ Shipper นั้นๆ จัดหาและนำเข้า เพื่อนำไปจำหน่ายให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ (2) Shipper ในกลุ่ม Partially Regulated Market ให้ขาย LNG ให้กับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติได้โดยตรง และ (3) ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ที่เป็นโรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPPs SPPs และ VSPPs รวมถึง NGV ให้จัดอยู่ในกลุ่ม Regulated Market ส่วนผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มอื่นๆ สามารถเลือกที่จะอยู่ในกลุ่ม Regulated หรือ Partially Regulated Market ก็ได้
3.2 ให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่พิจารณาการดำเนินการให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
3.3 การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติ เก่า/ใหม่ (Old/New Supply /Demand) ประกอบด้วย (1) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจากการจัดหาก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้ Old Supply คือ ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้ในประเทศ (ทั้งจากแหล่งก๊าซธรรมชาติอ่าวไทยและบนบก) ก๊าซจากเมียนมา และการนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะยาว ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี รวม 4 สัญญา ได้แก่ สัญญากับ Qatar (2 ล้านตันต่อปี) Shell (1 ล้านตันต่อปี) BP (1 ล้านตันต่อปี) และ Petronas (1.2 ล้านตันต่อปี) ซึ่งได้ทำสัญญาไว้กับ supplier ก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 และ New Supply คือ ปริมาณ LNG นำเข้าที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Old Supply ซึ่งรวมถึงการนำเข้า LNG ปริมาณ 1 ล้านตันต่อปี ของ ปตท. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 กรกฎาคม 2565 และ (2) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจากความต้องการก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้ Old Demand คือ ความต้องการใช้ของโรงแยกก๊าซ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีสัญญาผูกพันรูปแบบ Firm กับ ปตท. และโรงไฟฟ้าที่มีสัญญากับ ปตท. อยู่ในปัจจุบัน และเริ่มมีการใช้ก๊าซธรรมชาติตามสัญญาแล้วก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 ได้แก่ IPPs SPPs และ VSPPs รวมถึงภาคอุตสาหกรรมและ NGV ซึ่งมีสัญญาผูกพันแล้ว และ SPP Replacement ในส่วนที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ และใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas และ New Demand ได้แก่ ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้า และภาคอุตสาหกรรมที่จะลงนามสัญญาใหม่ และที่มีการลงนามสัญญาอยู่ในปัจจุบันแต่ยังไม่มีการเริ่มใช้ ก๊าซธรรมชาติก่อนวันที่ 1 เมษายน 2564 รวมถึงสัญญาที่มีการเริ่มใช้ก๊าซธรรมชาติไปแล้วแต่เป็นปริมาณ ความต้องการใช้ก๊าซที่เกินจาก Take or Pay ในส่วน Old Supply ของ PTT Shipper ทั้งนี้ ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ Shipper รายเดิม สามารถเจรจาตกลงกันระหว่างคู่สัญญาให้แก้ไขเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิกสัญญา (Re-Negotiation) ได้ เพื่อเตรียมพร้อมรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติต่อไปในอนาคต โดยสามารถซื้อก๊าซจาก Shipper รายใดก็ได้ภายใต้การกำกับของ กกพ.
3.4 การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ประกอบด้วย (1) ปริมาณการนำเข้า LNG โดย 1) ให้ ปตท. กฟผ. และ Shipper ทุกรายจัดส่งข้อมูล Demand และ Supply รวมถึงภาระ Take or Pay ตลอดอายุสัญญาของสัญญาทั้งหมดของตนเอง อย่างชัดเจน โปร่งใส และสามารถตรวจสอบได้ ให้แก่ กกพ. ตามระเบียบหรือหลักเกณฑ์ที่ กกพ. กำหนด และ 2) มอบหมายให้ กกพ. สนพ. ชธ. ร่วมกันพิจารณา Demand และ Supply ก๊าซธรรมชาติของประเทศ และนำเสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ของประเทศ รวมถึงปริมาณการนำเข้า LNG ที่ไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล และ (2) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยเพื่อความมั่นคงของระบบพลังงานของประเทศ มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและบริหารจัดการการใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ซึ่งรวมถึงการกำหนดปริมาณ การเรียกใช้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่เหมาะสม และปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยที่ต้องทำการสำรองไว้ (Swing Gas) โดยข้อมูลที่เกี่ยวข้องมอบหมายให้ ชธ. รวบรวม ตรวจสอบ และแจ้งให้ กกพ. ทราบ ทั้งนี้ ให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การใช้ Bypass Gas ได้ในกรณีมีความจำเป็น เช่น การทดสอบระบบ การควบคุมคุณภาพ ก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในเกณฑ์ที่กำหนด และกรณีที่อาจกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงาน เป็นต้น
3.5 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติและการกำหนดราคา LNG นำเข้า ประกอบด้วย (1) การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ 1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคา Pool Gas ค่าบริการ ในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก 2) ราคา Pool Gas เป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของราคาและปริมาณของก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และ LNG 3) ราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศ เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติในทะเล 4) ราคาก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา เป็นราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติซึ่งรวมอัตราค่าผ่านท่อ เพื่อนำส่งมายังประเทศไทย 5) ราคาก๊าซธรรมชาติจากการนำเข้าเป็นราคา LNG ซึ่งรวมค่าใช้จ่ายในการนำเข้า และค่าบริการสถานี LNG 6) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น (ไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ ในทะเล) และ 7) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ทบทวนใหม่ เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) การกำหนดราคา LNG นำเข้า ประกอบด้วย 1) ให้ยกเลิกมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ที่เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ที่ให้ ปตท. ดำเนินการเพื่อจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เพื่อให้ความเห็นภายหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ 2) การกำหนดหลักเกณฑ์การจัดหา LNG สำหรับทุก Shipper ในกลุ่ม Regulated Market มีดังนี้ 2.1) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (10 ปีขึ้นไป) และ/หรือสัญญาระยะกลาง (5 ปีขึ้นไป แต่ไม่ถึง 10 ปี) มอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2565 ให้มีความสอดคล้องกับสภาวะตลาดทุกเดือน และภายหลังจากที่ การเจรจาราคาและเงื่อนไขหลักได้ข้อยุติ ให้นำเสนอต่อ กกพ. พิจารณาก่อนลงนามสัญญาซื้อขาย LNG และ 2.2) การจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นและสัญญา Spot โดยการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะสั้น (ต่ำกว่า 5 ปี) จะต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยค่าคงที่ (X) (JKM ± X) หรือราคาอ้างอิงก๊าซธรรมชาติ (Gas Link) หรืออ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil Link) หรืออ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ (Hybrid) ขึ้นอยู่กับสภาวะตลาด ทั้งนี้ ประมาณการมูลค่านำเข้า LNG ด้วยราคาอ้างอิงที่เสนอโดยรวมตลอดอายุสัญญาจะต้องไม่เกินประมาณการมูลค่านำเข้าด้วยราคา JKM ± X โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาความเหมาะสมของค่าคงที่ (X) และเป็น ผู้กำกับดูแลและพิจารณาความคุ้มค่าที่เป็นประโยชน์สูงสุดต่อประเทศต่อไป ด้านการจัดหา LNG ด้วยสัญญา Spot จะต้องไม่เกินราคา JKM ปรับด้วยค่าคงที่ (X) (JKM ± X) โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณา ความเหมาะสมของค่าคงที่ (X) ทั้งนี้ ให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับปริมาณและช่วงเวลาที่จะสามารถนำเข้า LNG ด้วยสัญญาระยะสั้นหรือ Spot LNG ได้ หากมีความจำเป็นต้องนำเข้าสัญญาระยะสั้นหรือ Spot LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้างต้น จะต้องได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. เป็นรายครั้งไป และ 3) การจัดหา LNG สำหรับ Partially Regulated Market ให้ Shipper สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมถึงจัดหา Spot LNG ได้ ภายใต้การกำกับดูแลด้านปริมาณและคุณภาพการให้บริการของ กกพ.
3.6 มอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ตามหลักการประสิทธิภาพ (Heat Rate) เพื่อใช้สำหรับโรงไฟฟ้าในส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงและขายไฟเข้าระบบ (Regulated Market)
3.7 มอบหมายให้ ปตท. เสนอแนวทางและรายละเอียดการปรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติ (Changeover Day: C-Day) ต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับให้เกิดความเป็นธรรมต่อไป
3.8 มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการเปิด TPA ให้บุคคลที่ 3 สามารถเข้าใช้และเชื่อมต่อกับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเลได้ เพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นการลด การผูกขาด สร้างแรงจูงใจในการเพิ่มประสิทธิภาพในการดำเนินการของผู้ประกอบการ และเปิดโอกาสให้ผู้ใช้พลังงานมีความสามารถในการเข้าถึงทรัพยากรของประเทศได้อย่างเท่าเทียมกันต่อไปในอนาคต
3.9 ให้บรรดาคำสั่ง มติ ประกาศและการปฏิบัติงานทั้งหลายที่ดำเนินการภายใต้แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่มีผล ใช้บังคับอยู่ในวันที่ข้อเสนอการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใช้บังคับ ยังคงมีผลใช้บังคับต่อไปจนกว่าจะได้มีคำสั่ง มติ หรือประกาศใดๆ ที่ออกบังคับใช้แทน
4. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาและมีมติเห็นชอบการทบทวนแนวทาง การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมมีข้อสังเกตดังนี้ (1) ขอให้พิจารณาการดำเนินการตามข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ ในประเด็นการให้ Shipper ทุกราย ในกลุ่ม Regulated Market ขายก๊าซธรรมชาติ และ/หรือ LNG ที่จัดหาได้เพื่อนำไปรวมเป็น Pool Gas ของประเทศ ต้องมีการกำกับดูแลไม่ให้เป็นการเพิ่มภาระต้นทุนของผู้ประกอบการกลุ่มอุตสาหกรรม และ (2) ให้สำนักงาน กกพ. ไปหารือกับฝ่ายเลขานุการฯ เกี่ยวกับ การปรับปรุงข้อเสนอการทบทวนแนวทางฯ เพื่อให้สามารถนำไปปฏิบัติได้จริง รวมทั้ง กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาเรื่องการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 แล้วไม่ขัดข้องต่อการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 2 แต่มีความเห็นเพิ่มเติม ดังนี้ (1) การจัดตั้ง Pool Manager ในระยะเริ่มต้นเห็นควรให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการไปก่อน โดยให้ กกพ. กำกับให้มีการแบ่งขอบเขตของกิจการที่ชัดเจน (Ring-fencing) รวมทั้งศึกษาถึงความเหมาะสมของความเป็นหน่วยงานอิสระ (Independent Pool Manager) เสนอต่อ กพช. พิจารณาต่อไป และ (2) การเปิด Third Party Access ให้บุคคลที่ 3 สามารถเข้าใช้และเชื่อมต่อระบบส่งท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลได้ เห็นควรให้เป็นนโยบายของภาครัฐ เพื่อส่งเสริมให้เกิดการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติซึ่งเป็นการลดการผูกขาด สร้างแรงจูงใจในการเพิ่มประสิทธิภาพ ในการดำเนินการของผู้ประกอบการ โดยมอบให้ กกพ.เป็นผู้กำกับดูแลการเข้าถึงและการเข้าใช้หรือเชื่อมต่อระบบโครงข่ายพลังงาน (Access & Use) ตามที่กำหนดไว้ในมาตรา 79 – 86 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ 2550 ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการการทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด โดยให้นำความเห็นของที่ประชุมฯ ไปประกอบการพิจารณาต่อไป
2. มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้ติดตามการดำเนินการ ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 สามารถปฏิบัติได้ เป็นรูปธรรมต่อไป ทั้งนี้ หากไม่สามารถดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวได้ ให้ กบง. จัดทำข้อเสนอแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ใหม่ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติอีกครั้ง
เรื่องที่ 7 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤติพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2565 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้าในช่วงวิกฤตราคาพลังงาน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 รวมทั้ง ขอความร่วมมือจาก บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ให้พิจารณาจัดสรรรายได้จากการดำเนินธุรกิจโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประมาณ 1,500 ล้านบาทต่อเดือน ระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 มาช่วยสนับสนุนในรูปแบบที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยแบ่งการจัดสรร ดังนี้ ส่วนที่ 1 เป็นส่วนลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิต แห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 500 หน่วยต่อเดือนโดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป และ ส่วนที่ 2 เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ในการคำนวณต้นทุนก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อเป็นเชื้อเพลิง ต่อมา เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2566 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ราคาพลังงานที่สูงขึ้น และได้เห็นชอบแนวทางการจัดสรรเงินสนับสนุนของ ปตท. เป็นส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติให้กับ กฟผ. ในวงเงินรวมไม่ต่ำกว่า 4,300 ล้านบาท โดยสนับสนุนการให้ความช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ทั้งนี้ มอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. รับไปดำเนินการภายใต้การกำกับของ กกพ. เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติโดยเร็ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2566 และวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2566 ปตท. ได้มีหนังสือ ถึงสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ขอปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือ แก่กลุ่มเปราะบางที่ใช้ไฟฟ้าต่ำกว่า 300 หน่วยต่อเดือน ประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566
2. แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤตพลังงาน มีการปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเมษายน 2566 ในรูปแบบความร่วมมือ ดังนี้ รูปแบบที่ 1 จัดสรรก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย ที่ไม่ผ่านกระบวนการแยกก๊าซของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (Bypass Gas) ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 เพื่อทดแทนการใช้น้ำมันดีเซลหรือเชื้อเพลิงอื่นที่มีราคาสูงกว่าในการผลิตไฟฟ้า โดยให้คำนวณผลประหยัด (Saving) ที่เกิดขึ้นจากส่วนต่างราคาเชื้อเพลิงสูงสุดที่ Bypass Gas ทดแทน กับราคาก๊าซธรรมชาติ จากอ่าวไทย ตามสูตรคำนวณดังนี้ ผลประหยัดที่เกิดขึ้นจากการเพิ่ม Bypass GasM = [ราคาเชื้อเพลิงสูงสุดที่ Bypass Gas ทดแทนM (ราคาต่อหน่วยล้านบีทียู : MMBtu) - ราคาเฉลี่ยก๊าซอ่าวไทยM (ราคาต่อหน่วย MMBtu)] x ปริมาณ Bypass Gas ที่เข้าระบบM โดย M หมายถึง เดือน โดยเริ่มตั้งแต่เดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ทั้งนี้ให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลงจากผลประหยัดที่เกิดขึ้นดังกล่าว ไปใช้ในการช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป และรูปแบบที่ 2 จัดสรรส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติแก่ กฟผ. เพียงรายเดียว (โดยส่วนลดราคาก๊าซดังกล่าวไม่ทำให้เกิดผลกระทบด้านภาษีต่อ ปตท. และ กฟผ.) และให้ กฟผ. สามารถนำต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลง ไปใช้ในการช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ กรอบการจัดสรรวงเงินช่วยเหลือลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 ประมาณ 4,300 ล้านบาท ดังนี้ เดือนมกราคม 2566 จำนวน 2,488 ล้านบาท เดือนกุมภาพันธ์ 2566 จำนวน 758 ล้านบาท เดือนมีนาคม 2566 จำนวน 549 ล้านบาท และเดือนเมษายน 2566 จำนวน 491 ล้านบาท รวมทั้งสิ้น 4,286 ล้านบาท
3. กบง. เมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2566 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบางในช่วงวิกฤตพลังงาน และมีมติเห็นชอบปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของ ปตท. ในการให้ความช่วยเหลือเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงวิกฤตพลังงาน ตามรูปแบบที่ 1 และรูปแบบที่ 2 รวมทั้ง การจัดสรรวงเงินช่วยเหลือประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 โดยมอบหมายให้ กกพ. ดูแลการดำเนินการต่อไป และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ที่ประชุมมีข้อสังเกตว่า จำนวนเงินที่เป็นส่วนลดราคาก๊าซธรรมชาติตามข้อเสนอของ ปตท. จะต้อง ไม่ซ้ำซ้อนกับการให้ส่วนลดค่าก๊าซธรรมชาติที่เกิดจากมาตรการบริหารจัดการด้านพลังงานในสถานการณ์วิกฤตราคาพลังงานที่ กบง. ได้เห็นชอบไว้เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2565 และขอให้นำเงิน จำนวน 4,300 ล้านบาท ไปช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการปรับปรุงแนวทางการให้ความร่วมมือของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ในการให้ความช่วยเหลือเพื่อลดภาระค่าไฟฟ้ากลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน ในช่วงวิกฤตพลังงาน วงเงินช่วยเหลือประมาณ 4,300 ล้านบาท ในช่วงเดือนมกราคม 2566 ถึงเดือนเมษายน 2566 และให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสามารถนำต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติที่ลดลงดังกล่าว ไปใช้ในการลดค่าไฟฟ้าแก่กลุ่มเปราะบาง ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 300 หน่วยต่อเดือน โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกำกับดูแลการดำเนินการต่อไป