มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 16/2561 (ครั้งที่ 63)
เมื่อวันพุธที่ 25 กรกฎาคม พ.ศ. 2561 เวลา 12.30 น.
1. รายงานความคืบหน้าการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
2. แนวทางสำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะยาวจากประเทศโมซัมบิกของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
4. การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 รายงานความคืบหน้าการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 23 เมษายน 2561 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติรับทราบแนวทางในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทยฉบับใหม่ (แผน PDP ฉบับใหม่) โดยการจัดทำ PDP ฉบับใหม่ มีแนวทางในการดำเนินงานที่สำคัญ ดังนี้ (1) จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้า (Load Forecast) ของประเทศและรายภูมิภาคในระยะยาวใหม่ (2) บริหารจัดการกิจการด้านพลังงานไฟฟ้าในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้สอดคล้องกับแนวทางการบริหารจัดการใหม่ตามแนวทางประชารัฐ (3) สร้างการมีส่วนร่วมของภาคประชาชน โดยเปิดรับฟังความเห็นต่อร่างแผน PDP เพื่อรวบรวมความคิดเห็นและข้อเสนอแนะเสนอให้ กพช. และคณะรัฐมนตรี (ครม.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป (4) จัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ โดยจัดทำแผนเป็นรายภูมิภาคและจัดทำแผนระบบไฟฟ้าสำหรับพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ประเมินกำลังผลิตไฟฟ้า (Supply) ของทั้งประเทศและรายภูมิภาค เพื่อจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ ทั้งนี้ ขั้นตอน และกรอบระยะเวลาการจัดทำแผนในการดำเนินงานในการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ คาดว่าจะเสนอให้ กพช. พิจารณาแผน PDP ฉบับใหม่ ภายในเดือนกันยายน 2561
2. สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้จัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า (Load Forecast) ในภาพรวมของประเทศและรายภูมิภาค และจัดให้มีการเสวนาแลกเปลี่ยนประเด็น (Open Forum) เพื่อรับทราบข้อแนะนำ (Inputs) เกี่ยวกับการจัดทำแผน PDP ฉบับใหม่ จากผู้มีส่วนได้เสียทุกภาคส่วน จำนวน 9 ครั้ง รวมทั้งมีการวิเคราะห์ Existing Capacity ของโรงไฟฟ้าต่างๆ ทั้งนี้ ปัจจุบันอยู่ระหว่างการกำหนดสมมติฐานและเงื่อนไขในการจัดสรรโรงไฟฟ้าใหม่ (New Supply) เป็นรายภาค โดยพิจารณาแหล่งผลิตไฟฟ้าให้มีความเหมาะสมกับศักยภาพเชื้อเพลิงในแต่ละพื้นที่ให้สามารถรองรับความต้องการไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอ ซึ่งหลักการสำคัญในการพิจารณา ได้แก่ กำลังผลิตไฟฟ้าในพื้นที่รายภาคจะต้องสมดุลกับความต้องการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ โดยมุ่งเน้นการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าโดยการพัฒนา/ปรับปรุงระบบส่งไฟฟ้าเพื่อเพิ่มความสามารถในการส่งผ่านพลังงานไฟฟ้าระหว่างภูมิภาค โดยแผน PDP ฉบับใหม่ จะพิจารณากรอบระยะเวลาออกเป็นช่วงละ 5 ปี ตลอดระยะเวลาของแผน 20 ปี เพื่อให้เกิดความยืดหยุ่นในการดำเนินงาน และเพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการลงทุนซึ่งจะสามารถตอบสนองต่อสภาพเศรษฐกิจและสิ่งแวดล้อมได้อย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ การพิจารณาจัดสรรโรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคงในพื้นที่และโรงไฟฟ้าเพื่อการแข่งขันนั้น จะมีหลักการพิจารณาที่สำคัญ โดยคำนึงถึงการใช้ทรัพยากรที่มีอยู่ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ดังนี้ (1) โรงไฟฟ้าเพื่อความมั่นคง ต้องอยู่ใกล้ศูนย์กลางการส่งจ่ายพลังงาน (Load Center) และสามารถส่งจ่ายไฟฟ้าได้หลายทิศทาง และต้องเป็นโรงไฟฟ้าที่รักษาเสถียรภาพของระบบส่งไฟฟ้า (Grid Stability) ได้ เช่น ลดความแปรปรวนของคุณภาพไฟฟ้า รวมถึงกรณีเกิดเหตุฉุกเฉิน เป็นต้น รวมทั้งต้องสามารถรองรับการผลิตไฟฟ้ารูปแบบใหม่ได้ ต้องสามารถควบคุมแรงดันหรือความถี่ได้ ระบบมีความยืดหยุ่น เช่น สามารถหยุดเดินเครื่องได้บ่อย Start Up ได้รวดเร็ว Ramp Rate ขึ้นหรือลงได้อย่างรวดเร็ว รองรับการเดินเครื่อง (Minimum Generation) ที่ต่ำสุด เป็นต้น (2) โรงไฟฟ้าเพื่อการแข่งขัน ต้องมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสม มีการแข่งขัน มีมาตรการด้านอนุรักษ์พลังงาน (EE) ด้านสมาร์ทกริด (Smart Grid) และด้านการส่งเสริมการผลิตเองใช้เอง (Prosumer) ซึ่งถือเป็นส่วนหนึ่งของการแข่งขัน (Virtual Power Plant) ที่อาจช่วยในการลดการก่อสร้างโรงไฟฟ้า รวมทั้งศักยภาพเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าต้องมีความเหมาะสมเพียงพอในแต่ละพื้นที่ สามารถรองรับระบบได้ในกรณีเกิดเหตุฉุกเฉินได้ และการแข่งขันต้องมีความหลากหลายทั้งจากการแข่งขันระหว่างเชื้อเพลิง การดำเนินการตามมาตรการที่ช่วยส่งเสริมการประหยัดพลังงาน การส่งเสริมพลังงานทดแทนที่มีต้นทุนต่ำ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 และเมื่อวันที่ 20 กรกฎาคม 2553 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี (ครม.) เห็นชอบให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาวตั้งแต่ปี 2558 เป็นต้นไป และให้นำเสนอขอความเห็นชอบเพื่อลงนามสัญญาซื้อขาย LNG จาก กพช. โดยเมื่อ กพช. ให้ความเห็นชอบแล้ว จะรายงานให้ ครม. เพื่อรับทราบต่อไป ซึ่งต่อมา เมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2556 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึง ปตท. แจ้งว่า ปตท. สามารถดำเนินการลงนาม Heads of Agreement (HOA) ในลักษณะ Non - legally binding กับโครงการ Mozambique LNG Area1 ได้ เพื่อจัดหา LNG ระยะยาว ในปริมาณ 2.625 ล้านตันต่อปี เป็นระยะเวลา 20 ปี โดยมีกำหนดส่งมอบ (เดิม) ในปี 2561/2562 แต่เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวลดลงอย่างมากตั้งแต่ช่วงปลายปี 2557 เป็นต้นมา ทำให้โครงการ Mozambique LNG Area1 ไม่สามารถประกาศการตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision : FID) ได้ตามกำหนดเดิมในสัญญา HOA (วันที่ 31 ธันวาคม 2557)
2. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 กพช. ได้เห็นชอบแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (แผน Gas Plan 2015) ที่สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2558-2579 (แผน PDP 2015; New Base Case) ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้รับทราบแผน Gas Plan 2015 (กรณีปรับปรุงครั้งที่ 2 (พ.ศ. 2559)) และเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2560 ได้รับทราบการปรับปรุงแผน Gas Plan ครั้งล่าสุด
3. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ร่วมกับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอที่ประชุม กบง. อีกครั้ง ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2561 กบง. ได้รับทราบการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อกำหนดสัญญาซื้อและขายก๊าซธรรมชาติเก่า/ใหม่ (Legacy/Competitive Demand Supply และการกำหนดตลาดเพื่อเปิดให้มีการแข่งขัน และเห็นชอบหลักการกลไกบริหารการจัดหา LNG ดังนี้(1) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ (Portfolio) เป็นการจัดหาก๊าซสำหรับตลาด Competitive Demand และ Competitive Supply ผู้จัดหา (Shipper) สามารถจัดหา LNG ได้ตามปริมาณและราคาที่ต้องการ เพื่อประโยชน์ในการค้าของตนเอง ซึ่งอาจเป็นตลาดในประเทศหรือต่างประเทศก็ได้ โดยที่ผู้จัดหาไม่สามารถขอนำปริมาณและราคา LNG ดังกล่าวมาคิดรวมในราคา Pool ได้ เป็นการจัดหาที่ผู้จัดหาต้องรับความเสี่ยงทั้งด้านปริมาณและราคาเอง ซึ่งสามารถจัดหาก๊าซฯ ด้วยสัญญา Spot สัญญาระยะสั้น หรือสัญญาระยะยาวได้โดยไม่ต้องขอความเห็นชอบจาก กพช. (2) การจัดหา LNG เพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคง เป็นการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อป้อนให้กับตลาด Legacy Demand และ Competitive Supply ซึ่งเป็นกรณีที่ประเทศ มีความต้องการใช้ LNG และสามารถส่งผ่านราคาไปคิดรวมในราคา Pool Gas หรือ Power Pool ได้ ผู้จัดหาจะต้องได้รับความเห็นชอบจากภาครัฐก่อนจึงจะดำเนินการได้ และเพื่อให้เกิดการแข่งขันที่จะทำให้เกิดประสิทธิภาพสูงสุดในการจัดหา LNG ของประเทศ ให้ดำเนินการ ดังนี้ 1) การจัดหาด้วยสัญญาแบบ Spot หรือสัญญาระยะสั้น ให้หน่วยงานที่ได้รับมอบหมายเป็นผู้ดำเนินการจัดหา โดยมีเงื่อนไขว่า กรณีราคา LNG ไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2%S ให้ดำเนินการนำเข้าได้โดยไม่ต้องขออนุมัติ ส่วนกรณีอื่นๆ ให้ เสนอ สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) พิจารณาอนุมัติ 2) การจัดหาด้วยสัญญาระยะยาว ให้มีเงื่อนไขว่า ให้กระทรวงพลังงานเสนอขอความเห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซฯ และเงื่อนไขประกอบการจัดหา LNG (ปริมาณและระยะเวลาในสัญญา) ต่อ กพช. และให้หน่วยงานของรัฐดำเนินการจัดหา ซึ่งอาจใช้วิธีการเจรจาหรือวิธีการประมูลคัดเลือก (Bidding) 3) ในกรณีที่ประเทศเกิดความจำเป็นต้องใช้ LNG เป็นการเร่งด่วนแล้ว ให้หน่วยงานที่จัดซื้อ LNG เชิงพาณิชย์นำ LNG มาใช้ในประเทศเป็นลำดับแรก ภายใต้เงื่อนไขการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ และราคาเป็นไปตามราคาตลาดโลก 4) มอบหมายให้ กบง. เป็นผู้พิจารณาการจัดหา LNG ของ ปตท. ว่าเป็นการจัดหาเพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคงหรือจัดหาเพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์
4. สาระสำคัญในสัญญา LNG SPA โครงการ Mozambique LNG Area1 (1) ข้อมูลทั่วไปของโครงการ Mozambique LNG Area 1 คือ มีแผนพัฒนาโครงการผลิต LNG ซึ่งตั้งอยู่ Afungi peninsula ในเมือง Cabo Delgado ประเทศโมซัมบิก ผู้ถือหุ้นในโครงการฯ ประกอบด้วย บริษัท Anadarko บริษัท Mitsui บริษัท Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH) บริษัท Bharat Petroleum บริษัท ONGC Videsh Ltd (OVL) บริษัท BREML ซึ่งเป็นบริษัทร่วมทุน OVL และบริษัท Oil India JV และบริษัท ปตท.สผ. โดยในระยะแรก โครงการฯ มีแผนจะพัฒนาแหล่งก๊าซ Golfinho-Atum ในพื้นที่สัมปทาน Area1 มีปริมาณก๊าซสำรอง 2P ประมาณ 15 Tcf และพัฒนาโครงการผลิต LNG จำนวน 2 หน่วยการผลิต มีกำลังการผลิตรวม 12 ล้านตันต่อปี ปัจจุบันโครงการฯ อยู่ระหว่างการเจรจาและสรุปสัญญา LNG (LNG SPA/HOA) กับลูกค้าที่มีศักยภาพหลายราย รวมถึง ปตท. ปริมาณรวม 8 - 9 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ โครงการฯ มีแผนกำหนดประกาศ FID ภายในปี 2561 และคาดว่าจะเริ่มผลิต LNG ได้ในปี 2566/2567 โดยในอนาคตมีแผนที่จะพัฒนาแหล่งก๊าซ Prosperidade ซึ่งมีปริมาณก๊าซสำรอง 2P ประมาณ 17.5 Tcf ในพื้นที่ร่วมพัฒนากับพื้นที่สัมปทาน Area 4 และจะเพิ่มหน่วยการผลิต LNG ในระยะถัดไป (2) เงื่อนไขหลักในสัญญา LNG SPA และเงื่อนไขเพิ่มเติมในฐานะผู้ซื้อรายแรก (First mover) ปตท. ในฐานะเป็นผู้ซื้อรายแรกที่สรุปการเจรจาสัญญา LNG SPA (First mover) โครงการฯ ให้เงื่อนไขเพิ่มเติมจากสัญญา LNG SPA กับ ปตท. ไว้ว่าหากผู้ขายตกลงทำสัญญาขาย LNG ให้ผู้ซื้อรายอื่นด้วยเงื่อนไขราคาที่ต่ำกว่าที่ ปตท. ได้รับ ผู้ขายจะต้องเปิดเจรจาเงื่อนไขราคาใหม่กับ ปตท. เปิดโอกาสให้เจรจาจัดหา LNG ด้วยเทอมส่งมอบแบบ FOB ภายใต้สัญญานี้ หากผู้ขายทำสัญญา FOB กับผู้ซื้อรายอื่น
5. สรุปผลการเจรจาราคาซื้อขาย LNG กับโครงการ Mozambique LNG Area1 เนื่องจากสถานการณ์ ตลาด LNG เป็นตลาดของผู้ซื้อ จึงเป็นโอกาสของ ปตท. ในการเจรจากับโครงการ Mozambique LNG Area1 เพื่อขอปรับลดราคาลง จากที่เคยตกลงไว้ตามสัญญา HOA ให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น ปตท. บรรลุข้อตกลงราคาใหม่กับโครงการ Mozambique LNG Area1 โดยราคาสุดท้ายที่ตกลงนั้นปรับลดลงจากราคาเดิมในสัญญา HOA เฉลี่ยประมาณ 2.07 - 2.87 $/MMBtu และปรับลดต่ำกว่าระดับราคาของ PETRONAS ทุกระดับราคาน้ำมัน เฉลี่ยประมาณ 0.17 - 0.18 $/MMBtu (เปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 - 100 $/bbl และ Henry Hub ที่ 3.5 $/MMBtu)
6. สถานการณ์การจัดหาและการใช้ก๊าซธรรมชาติ (1) ความต้องการการใช้ก๊าซธรรมชาติต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ จากการติดตามการดำเนินงานตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (กรณีปรับปรุงครั้งที่ 2 (พ.ศ. 2559)) พบว่าในปี 2560 และในปี 2561 (เดือนมกราคม – พฤษภาคม 2561) มีการใช้ก๊าซฯ เฉลี่ย 4,721 และ 4,662 พันล้านบีทียูต่อวัน ซึ่งต่ำกว่าแผนที่คาดการณ์ไว้ประมาณร้อยละ 6 และ 9 ตามลำดับ (2) ปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (ที่มีสัญญาในปัจจุบันและคาดว่าจะมีสัญญาในอนาคต) ยังเพียงพอสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. และโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน ตามสัญญาซื้อและขายของ ปตท. ทั้งนี้ ในส่วนของการนำเข้า LNG ในอนาคตจะเป็นการนำเข้าเพื่อสนับสนุนโรงไฟฟ้า IPP บางส่วน โรงไฟฟ้า SPP ภาคอุตสาหกรรมและ NGV (3) เมื่อวันที่ 18 กรกฎาคม 2561 กบง. มีมติรับทราบหลักเกณฑ์การจำแนกตลาดก๊าซธรรมชาติเป็น 3 ตลาด คือ 1) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Legacy Supply ซึ่งเป็นตลาดที่ ปตท. เป็นผู้จัดหาก๊าซธรรมชาติ และนำมารวมใน Pool ราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อส่งขายให้กับกลุ่มผู้ใช้ คือ GSP โรงไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้า IPP และ SPP ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน 2) ตลาดสำหรับ Legacy Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่ต้องนำ LNG มาเพื่อป้อนในส่วนที่ไม่เพียงพอต่อความต้องการของผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่ม GSP โรงไฟฟ้าของ กฟผ. โรงไฟฟ้า IPP และ SPP ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน ซึ่งสามารถส่งผ่านราคาก๊าซธรรมชาติที่จัดหาได้เข้าไปที่ Pool Gas หรือ Power Pool ได้ และ 3) ตลาดสำหรับ Competitive Demand และ Competitive Supply เป็นตลาดที่เปิดให้เกิดการแข่งขันอย่างเต็มที่ที่ผู้ซื้อผู้ขายก๊าซธรรมชาติสามารถเลือกได้อย่างเสรี ราคาจะเป็นไปตามตกลงระหว่างผู้จัดหาและผู้ใช้ในกลุ่มของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ใหม่และโรงไฟฟ้า SPP ที่จะลงนามสัญญาใหม่ รวมถึงความต้องการก๊าซธรรมชาติในภาคอุตสาหกรรมและก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยที่มีการกำกับจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)
7. การพิจารณาของ สนพ. และ ชธ. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2560 กบง. ได้มอบหมายให้ ชธ. ร่วมกับ สนพ. พิจารณารายละเอียดและความจำเป็นของร่างสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวกับบริษัท MOZAMBIQUE LNG1 COMPANY PTE. LTD. ก่อนนำมาเสนอที่ประชุม กบง. อีกครั้ง ต่อมาเมื่อวันที่27 เมษายน 2561 ปตท. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเรื่อง แนวทางการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวของ ปตท. โดย ปตท. ได้ขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวจากโครงการ Mozambique LNG Area 1 ประเทศโมซัมบิกของ ปตท. ว่าจะให้เป็นการจัดหาเพื่อความมั่นคงทางพลังงานของประเทศ (ให้นำราคาไปรวมในราคา Pool) หรือพิจารณาดำเนินการจัดหาและซื้อ LNG จากโครงการฯ เพื่อการพาณิชย์ (Portfolio) และขอให้นำเสนอ กพช. พิจารณากำหนดแนวทางการจัดหาและซื้อ LNG ระยะยาวของ ปตท. ดังกล่าว ทั้งนี้ สนพ. และ ชธ. ได้หารือในประเด็นที่ ปตท. ร้องขอ โดยที่ประชุมได้พิจารณาจากข้อมูลการซื้อและขายก๊าซฯ ตามสัญญาของ ปตท. และการจำแนกตลาดก๊าซธรรมชาติแล้วพบว่า (1) ปริมาณการจัดหาก๊าซฯ ตามสัญญาของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบันมีเพียงพอกับความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับกลุ่ม Legacy Demand ได้จนถึงปี 2571 การนำเข้า LNG จากประเทศโมซัมบิก อาจทำให้เกิดความเสี่ยงต่อภาระ Take or Pay เนื่องจากความต้องการใช้ก๊าซฯ ของประเทศลดลง (2) การจัดหาก๊าซฯ จากประเทศโมซัมบิก หากพิจารณาเป็น Competitive Supply ก็สามารถดำเนินการได้เนื่องจากความต้องการก๊าซฯ สำหรับกลุ่ม Competitive Demand มีตั้งแต่ปี 2561 เป็นต้นไป (3) ภายหลังปี 2572 ถ้าจะจัดหาก๊าซฯ เข้า Pool ก็สามารถนำปริมาณก๊าซฯ จาก Portfolio มาประมูลหรือขายเข้า Pool ได้ ดังนั้น เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายในการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ที่ประชุมจึงเห็นควรให้การจัดหา LNG ของ ปตท. จากโครงการ Mozambique LNG Area 1 ประเทศโมซัมบิก สามารถจัดหาเพื่อประโยชน์เชิงความมั่นคงได้ ในปี 2572 เป็นต้นไป อย่างไรก็ตาม หาก ปตท. จะจัดหา LNG จากแหล่งดังกล่าวเพื่อประโยชน์เชิงพาณิชย์ก็สามารถดำเนินการได้ทันที เนื่องจากมีตลาดในกลุ่ม Competitive Demand รองรับอยู่แล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ ปตท. จัดหา LNG ระยะยาวจากประเทศโมซัมบิก เพื่อประโยชน์ในการค้า LNG เชิงพาณิชย์ (portfolio LNG trader) ทั้งในตลาดในประเทศและต่างประเทศ ทั้งนี้ มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอความเห็นของ กบง. ต่อ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2560 กพช. ได้เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการ ก๊าซธรรมชาติ และได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1 ระยะดำเนินการโครงการนำร่อง ดังนี้ (1) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อม ทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด โดยหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 (2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ 1) Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ2) Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper (3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซฯ โดยให้เป็นการแยกทางบัญชีก่อนแล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป โดยให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ดังกล่าวทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator : TSO) ที่มีการบริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ โดยให้ TSO มีการกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ด้วยเช่นกัน (4) มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากการนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และจากการนำเข้า LNG โดยในส่วนของ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้า LNG หลายราย (5) มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาจัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ และ (6) สำหรับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในฐานะศูนย์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
2. ความก้าวหน้าการดำเนินงาน กฟผ. มีดังนี้ (1) การเตรียมความพร้อมตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ดังนี้ 1) สัญญาจัดหา LNG (Term contract) ซึ่งได้รับอนุมัติร่างสัญญาแม่บทซื้อขาย LNG และเอกสารประกวดราคาจัดหา LNG จากคณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2561 ปัจจุบันอยู่ระหว่างเสนออัยการสูงสุตรวจพิจารณา โดย กฟผ. คาดว่าจะลงนามสัญญาจัดหาฯ ได้ ภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2562 2) สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ของ บจ. พีทีที แอลเอ็นจี โดยอยู่ระหว่างเสนอขออนุมัติจากคณะกรรมการ กฟผ. คาดว่าจะลงนามสัญญาภายในปี 2561 3) สัญญาใช้ความสามารถในการให้บริการระบบท่อส่งก๊าซฯ ของ บมจ.ปตท. อยู่ระหว่างเสนอขออนุมัติจากคณะกรรมการ กฟผ. คาดว่าลงนามสัญญาภายในปี 2561 4) สัญญาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติกับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนดอยู่ระหว่างจัดทำสัญญา คาดว่าลงนามสัญญาภายในปี 2561 และ 5) สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนด อยู่ระหว่างจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้า ของ กฟผ. ที่กำหนดให้รับ LNG ของ กฟผ. เพื่อเสนอขออนุมัติจาก กกพ. คาดว่าลงนามสัญญาภายในปี 2561 (2) การพิจารณานำก๊าซ LNG มาใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่กำหนด (ตั้งแต่ปี 2562เป็นต้นไป) ดังนี้ 1) พิจารณาโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุดในปัจจุบัน ประกอบด้วย โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม วังน้อย ชุดที่ 4 ขนาด 750 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,700 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และ/หรือ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมบางปะกง ชุดที่ 5 ขนาด 710 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,900 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และ/หรือ โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ทดแทน ระยะที่ 1 ขนาด 1,220 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,300 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง 2) พิจารณาลงนามสัญญาจัดหา LNG อายุสัญญา 4 – 8 ปี ราคาไม่สูงกว่าราคาต่ำสุดของสัญญา LNG ระยะยาวของไทยในปัจจุบัน โดยได้รับหลักเกณฑ์ในการจัดสรรก๊าซฯ จากผู้ให้บริการสถานีแปรสภาพก๊าซธรรมชาติเหลวเป็นก๊าซฯ และผู้ให้บริการระบบท่อส่งก๊าซฯ ตามที่กำหนดไว้ใน TPA Code
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยให้ กฟผ. ดำเนินการดังนี้
(1) จัดทำสัญญาเช่าท่าเรือ สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
(2) จัดทำสัญญาการใช้บริการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
(3) เตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561
(4) เริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562
2. เห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ เมื่อ กฟผ. ดำเนินการดังนี้
(1) กฟผ. ต้องคัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา
(2) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหา ต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบัน
(3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4 การปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2557 กพช. ได้เห็นชอบกรอบและแนวทางในการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ราคาพลังงานต้องสะท้อนต้นทุนแท้จริง (2) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงใช้เพื่อการรักษาเสถียรภาพราคาและส่งเสริมพลังงานทดแทน (3) ลดการชดเชยข้ามประเภทเชื้อเพลิง (Cross subsidy) (4) ค่าการตลาดควรอยู่ในระดับที่เหมาะสม และ (5) เก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงในแต่ละประเภทในอัตราที่ใกล้เคียงกันตามค่าความร้อน
2. เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 กบง. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิงค่าการตลาดเฉลี่ยน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสมที่ 1.85 บาทต่อลิตร และวันที่ 8 มิถุนายน 2561 เห็นชอบแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของกลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ระยะสั้น ใช้กลไกของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรักษาระดับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสม และปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้สภาพคล่องกองทุนในน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลมีค่าใกล้ศูนย์ (กลยุทธ์ ศูนย์-สุทธิ) ระยะยาว ปรับราคาขายปลีกน้ำมันกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลให้สะท้อนค่าความร้อน
3. ราคาน้ำมันตลาดโลกปิดตลาด ณ วันที่ 25 กรกฎาคม 2561 น้ำมันดิบดูไบอยู่ที่ 71.60 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล น้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 83.20 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และน้ำมันดีเซลอยู่ที่ 85.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ราคาไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันวันที่ 23 - 29 กรกฎาคม 2561 ลิตรละ 26.17 บาท ราคาเอทานอลเดือนสิงหาคม 2561 ลิตรละ 23.40 บาท โดยกองทุนน้ำมันจ่ายเงินชดเชยสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่ 2.63 8.98 และ 0.13 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ 2.52 5.37 และ 1.73 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ซึ่งค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 อยู่ในระดับสูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม และส่งผลให้มีรายจ่ายจากกองทุนน้ำมันในกลุ่มเบนซินและแก๊สโซฮอลที่ 38 ล้านต่อเดือน (รายจ่ายจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงรวมอยู่ที่ 291 ล้านบาทต่อเดือน) ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ 2 แนวทาง คือ แนวทางที่ 1 ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้เข้าใกล้ “ศูนย์-สุทธิ” และแนวทางที่ 2 ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ กลุ่มน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ให้ “สะท้อนค่าความร้อน” โดยพิจารณาถึงค่าการตลาดที่เหมาะสม และไม่ส่งผลกระทบต่อราคาขายปลีก และ หากค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ในระดับสูง ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจาก 0.13 บาทต่อลิตร เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนฯ 0.01 บาท/ลิตร และให้กองทุนน้ำมันฯ รักษาส่วนต่างราคา น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B20 ให้ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 3 บาทต่อลิตร รวมทั้งรายงานให้ กบง. ทราบ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของ น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 และน้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ดังนี้
น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 ปัจจุบัน (วันที่ 25 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -2.63 บาท/ลิตร ใหม่(วันที่ 26 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -2.43 บาท/ลิตร
น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 ปัจจุบัน (วันที่ 25 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -8.98 บาท/ลิตร ใหม่(วันที่ 26 กรกฎาคม 2561) เท่ากับ -8.78 บาท/ลิตร
2. เห็นชอบร่าง ประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ฉบับที่ .. พ.ศ. 2561 เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนกองทุน และอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิง และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานได้ดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 26 กรกฎาคม 2561 เป็นต้นไป
3. เห็นชอบปรับลดอัตราเงินชดเชยกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจาก 0.13 บาทต่อลิตร เป็นเก็บเงินเข้ากองทุนฯ 0.01 บาทต่อลิตร ในช่วงราคาน้ำมันดีเซลลดลง และให้ดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในเดือนกรกฎาคม 2561