![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
กบง.ครั้งที่ 4/2564 (ครั้งที่ 26) วันศุกร์ที่ 26 มีนาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2564 (ครั้งที่ 26)
วันศุกร์ที่ 26 มีนาคม พ.ศ. 2564
1. รายงานผลสำรวจความพึงพอใจของประชาชนผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV ปี 2563
2. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 รายงานผลสำรวจความพึงพอใจของประชาชนผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV ปี 2563
สรุปสาระสำคัญ
1. จากการแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (COVID-19) ตั้งแต่ช่วงต้นปี 2563 ส่งผลให้ผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะได้รับผลกระทบจากปริมาณผู้โดยสารที่ลดลงอย่างมากเพื่อบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ประกอบการ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV ดังนี้ (1) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถทั่วไป ที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม ระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 16 มีนาคม ถึงวันที่ 15 สิงหาคม 2563 (2) ลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถโดยสารสาธารณะลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 4 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 และคงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 13.62 บาท ต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 สิงหาคม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 นอกจากนี้กรณีที่ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามต้นทุนจริงต่ำกว่าราคาที่ภาครัฐช่วยเหลือ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ภาครัฐจะให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะตามราคาตามต้นทุนจริงซึ่งเป็นราคาสำหรับรถทั่วไปโดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ซึ่งการช่วยเหลือดังกล่าวส่งผลให้ปี 2563 ปตท. ต้องรับภาระขาดทุนจากการจำหน่ายก๊าซ NGV รวม 3,059 ล้านบาท แบ่งเป็นการขาดทุนจากโครงสร้างราคา 2,195 ล้านบาท และการช่วยเหลือราคาขายปลีก 864 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม การให้ส่วนลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ต่ำกว่าต้นทุนมากถือเป็นการบิดเบือนราคาพลังงาน ไม่สะท้อนการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ และไม่ก่อให้เกิดความยั่งยืนในระยะยาว รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานจึงได้สั่งการให้ ปตท. ศึกษาต้นทุนของโครงสร้างรายรับรายจ่ายของผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV ตลอดจนพฤติกรรมและความพึงพอใจของประชาชนผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่รถแท็กซี่ NGV เพื่อเป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจในการกำหนดนโยบายด้านก๊าซ NGV ต่อไป
2. ปตท. ได้ว่าจ้าง บริษัท อินเทจ (ประเทศไทย) จำกัด ทำการสำรวจในช่วงเดือนธันวาคม 2563 ด้วยวิธีการสัมภาษณ์แบบเผชิญหน้า (Face to face interview) จำนวน 1,300 ตัวอย่าง แบ่งเป็นกลุ่มผู้ใช้บริการ 800 ตัวอย่าง และผู้ให้บริการ (คนขับรถแท็กซี่) 500 ตัวอย่าง สรุปได้ดังนี้ (1) มุมมองของผู้โดยสาร พบว่าการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส COVID-19 ทำให้ความต้องการใช้รถแท็กซี่ลดลงกว่าร้อยละ 50 และการขยายเส้นทางรถไฟฟ้าในช่วง 1-2 ปีนี้ ไม่ได้มีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากผู้ใช้บริการมีความต้องการใช้แท็กซี่มากกว่าการเดินทางรูปแบบอื่นหากมีสัมภาระเยอะ เร่งรีบ และต้องเดินทางกับคนพิการ คนสูงอายุ (2) กลุ่มตัวอย่าง แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ กลุ่มผู้ไม่ได้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ และกลุ่มผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ พบว่ากลุ่มผู้ไม่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐให้คะแนนความพึงพอใจสูงกว่าผู้ที่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐเล็กน้อย ความพึงพอใจต่อราคาน้อยที่สุด ความคุ้มค่าอยู่ในระดับปานกลาง โดยเรื่องที่ระบุว่าคุ้มค่าที่สุดคือ สภาพรถที่ให้บริการ และคุ้มค่าน้อยที่สุดคือ การเรียกรถ เนื่องจากส่วนใหญ่ยังคงโดนปฏิเสธจากกลุ่มผู้ขับขี่รถแท็กซี่ และการหารถยาก รอรถนาน (3) นโยบายที่กลุ่มผู้ใช้บริการอยากได้จากภาครัฐ ได้แก่ นโยบายช่วยค่าโดยสาร สิทธิพิเศษต่างๆ ค่าเดินทางคนละครึ่ง และการใช้บริการแท็กซี่จากงบบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ (4) พฤติกรรมการขับขี่รถแท็กซี่แบ่งเป็น 4 ประเภท ได้แก่ แบบ Long ride คือ ขับทั้งวัน เวลายืดหยุ่น (ร้อยละ 31) แบบ Lunch break คือ แบ่งเวลาขับขี่ และขับเฉพาะช่วงเวลาเร่งรีบ (ร้อยละ 26) แบบ Day shift คือ เร่งทำเวลา เร่งทำเงิน (ร้อยละ 31) และแบบ Night shift คือ เน้นรับลูกค้ากลางคืน (ร้อยละ 12) โดยทั้ง 4 พฤติกรรมจะให้บริการลูกค้าเฉลี่ย 13 ถึง 14 เที่ยวต่อวัน ไม่ส่งผลกระทบต่อความถี่ในการรับลูกค้าต่อวัน (5) รถแท็กซี่ที่มีอายุไม่เกิน 5 ปี จะหาลูกค้าได้ง่ายกว่ารถที่อายุเกิน 5 ปีเล็กน้อย (6) กลุ่มแท็กซี่เช่ารายกะ และควงกะมีต้นทุนหลักเป็นค่าเช่ารถแท็กซี่ที่ร้อยละ 33 และร้อยละ 40 ของรายได้ทั้งหมด ตามลำดับกลุ่มเช่ารายกะมีกำไรมากกว่ากลุ่มเช่าควงกะประมาณ 2,764 บาทต่อเดือน (7) กลุ่มแท็กซี่บุคคลหากไม่มีภาระการผ่อนรถจะมีต้นทุนหลักเป็นค่าก๊าซประมาณร้อยละ 21 ของรายได้และมีกำไรเหลือมากที่สุดถึงร้อยละ 69 ของรายได้ ในขณะที่หากยังมีภาระผ่อน ค่างวดรถจะเป็นต้นทุนหลักประมาณร้อยละ 43 ของรายได้ ซึ่งทำให้กลุ่มที่มีภาระการผ่อนนั้นมีเงินเหลือเพียงร้อยละ 26 ของรายได้ (8) กลุ่มผู้ขับขี่รถแท็กซี่ต้องการจากภาครัฐ ได้แก่ นโยบายด้านสินเชื่อดอกเบี้ยร้อยละ 3 ระยะเวลา 36 เดือน และส่วนใหญ่เห็นด้วยกับการติดตั้งโฆษณาบนรถแท็กซี่เพื่อเพิ่มรายได้ กลุ่มสหกรณ์และอู่แท็กซี่มีความเห็นว่า จำนวนผู้โดยสารลดลงจากการแพร่ระบาดของเชื้อไวรัส COVID-19 นโยบายที่ให้พนักงาน Work From Home อีกทั้งรัฐยังไม่สนับสนุนกลุ่มแท็กซี่ในประเด็นที่เรียกร้องเท่าที่ควรทั้งนโยบายส่วนลดก๊าซและการผ่อนชำระหนี้ (ค่างวด) นโยบาย soft loan ที่รัฐออกมาใช้ไม่ได้จริงเนื่องจากกลุ่มที่ได้เงินช่วยเหลือจะเป็นกลุ่มที่มีเครดิตดีเท่านั้น (9) มุมมองของรายได้ พบว่าคนขับมีรายได้ลดลงและต้นทุนสูงขึ้น และรัฐควรปรับราคามิเตอร์ขึ้นไม่เกินร้อยละ 20 จากราคาปัจจุบัน ระบบการคิดค่ารถติดไม่สามารถใช้ได้จริง เนื่องจากเงื่อนไขที่กำหนดไม่สอดคล้องสภาพการจราจรในกรุงเทพฯ (10) แอปพลิเคชันของภาครัฐ (Taxi OK) มีกระบวนการทำงานไม่เหมาะสม ควรให้เอกชนจัดทำเอง เนื่องจากมีเงินทุนด้านการตลาดและความสามารถในการแข่งขันที่เหนือกว่า งานวิจัยพบว่ากลุ่มผู้ใช้บริการและผู้ขับรถแท็กซี่รู้จัก Grab เกือบทั้งหมด และกว่าครึ่งรู้จัก Line man กลุ่มคนขับรถแท็กซี่จะรู้จักแอปพลิเคชัน Taxi OK มากกว่าผู้ใช้บริการอย่างมีนัยสำคัญ (11) พฤติกรรมการเรียกรถของกลุ่มไม่ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐจะเรียกรถผ่านแอปพลิเคชันร้อยละ 57 ในขณะที่กลุ่มผู้ถือบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ ยังคงเรียกแท็กซี่ด้วยวิธีการโบกเป็นหลักถึงร้อยละ 78 สำหรับในกลุ่มของผู้ขับขี่มีการติดตั้งแอปพลิเคชันเพื่อรับผู้โดยสารประมาณร้อยละ 56 ของกลุ่มตัวอย่าง โดยที่ทั้งผู้ใช้บริการและผู้ขับขี่นิยมใช้คือ Grab ที่ผู้ใช้บริการมีความพึงพอใจถึงร้อยละ 82 ผู้ใช้บริการไม่ใช้แอปพลิเคชัน Taxi OK เนื่องจากใช้งานยาก (12) ผู้ขับขี่ที่สมัครแอปพลิเคชัน พบว่าทำให้รายได้ต่อวันเพิ่มขึ้น เพิ่มความถี่ในการรับผู้โดยสารต่อวัน และรับลูกค้าได้ง่ายขึ้น ส่วนกลุ่มผู้ขับขี่ที่ไม่ได้ใช้แอปพลิเคชัน Taxi OK เนื่องจากไม่ได้รับความนิยมและฐานลูกค้าน้อย มีแอปพลิเคชั่นที่ใช้งานอยู่แล้ว GPS ไม่เสถียร ปักหมุดไม่ตรง และแอปพลิเคชัน มีปัญหาบ่อย กลุ่มสหกรณ์และอู่แท็กซี่มีความเห็นว่า Taxi OK มีปัญหาด้านระบบการทำงานที่ทำงานคล้ายศูนย์แท็กซี่ ซึ่งต้องกระจายงานต่อไปยังอู่ต่างๆ ทำให้เกิดความล่าช้าในการรับงาน การรับงานซ้ำซ้อน มีการเรียกเก็บเงินค่าติดตั้งแรกเข้า และค่าใช้จ่ายรายเดือนซึ่งตกเป็นภาระของผู้ขับขี่แท็กซี่
3. ข้อเสนอแนะจากงานวิจัย มีดังนี้ (1) ลดภาระค่าใช้จ่ายแก่ผู้ขับขี่รถแท็กซี่ โดยใช้นโยบายการให้สินเชื่อดอกเบี้ยต่ำสำหรับผู้ที่กำลังผ่อนและผู้ที่ออกรถใหม่ จัดทำนโยบายเพื่อลดค่าใช้จ่ายในการผ่อนชำระค่างวดผ่านสินเชื่อดอกเบี้ยต่ำ และการเพิ่มระยะเวลาการผ่อนชำระค่างวด ทั้งนี้ ควรจัดทำกฎเกณฑ์ที่ชัดเจนในการคัดกรองผู้ที่ได้รับผลกระทบอย่างแท้จริงควบคู่ด้วย (2) เพิ่มรายได้แก่ผู้ขับขี่รถแท็กซี่โดยผลักดันให้ผู้ขับขี่แท็กซี่สามารถเลือกใช้แอปพลิเคชันที่มีประสิทธิภาพต่อการให้บริการผู้โดยสาร พัฒนาการบริการของรถบริการสาธารณะให้มีคุณภาพทัดเทียมกัน ภาครัฐควรกำหนดนโยบายและมาตรฐานการบริการเพื่อส่งเสริมให้คุณภาพการบริการรถแท็กซี่ที่ดีขึ้น เช่น กลไกเพื่อจูงใจให้ผู้ขับแท็กซี่ไม่ปฏิเสธผู้โดยสารและสนับสนุนการติดตั้งโฆษณาบนรถแท็กซี่ โดยมีมาตรการกำหนดอัตราผลตอบแทนที่เหมาะสม (3) เพิ่มรูปแบบการเดินทางโดยแท็กซี่ผ่านงบจากบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ พิจารณาให้สามารถใช้บัตรสวัสดิการแห่งรัฐกับกลุ่มรถแท็กซี่ได้จากเดิมที่มีเพียงรถไฟฟ้า BTS และ MRT เท่านั้น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัมอยู่ที่ 318 บาท ต่อไปอีก 3 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ขยายระยะเวลาถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 (2) เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 ขยายระยะเวลาถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และ (3) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2563 ขยายระยะเวลาถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 และรับทราบแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG ตามที่ฝ่ายเลขานุการเสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ด้านการผลิต การใช้ การจัดหา และการส่งออก สำหรับแผนในเดือนมีนาคม 2564 มีดังนี้ (1) การผลิต คาดว่าปริมาณการผลิตภายในประเทศมีเพียงพอต่อความต้องการใช้โดยปริมาณผลิตภายในประเทศ อยู่ประมาณ 299,800 ตัน (2) ความต้องการใช้ คาดว่าความต้องการใช้ภายในประเทศเพิ่มขึ้นเนื่องจากความต้องการใช้ในภาคเชื้อเพลิงและในภาคปิโตรเคมีเพิ่มขึ้น โดยปริมาณความต้องการใช้ภายในประเทศ อยู่ประมาณ 490,496 ตัน (3) การนำเข้า คาดว่าเป็นการนำเข้าเพื่อส่งออกอยู่ประมาณ 15,500 ตัน และนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศ อยู่ประมาณ 32,000 ตัน (4) การส่งออก คาดว่าการส่งออกจากโรงกลั่น อยู่ประมาณ 18,500 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้า อยู่ประมาณ 9,000 ตัน ด้านราคาก๊าซ LPG มีดังนี้ (1) ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนมีนาคม 2564 อยู่ที่ 610.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 15.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน (2) ราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย วันที่ 1 ถึงวันที่ 19 มีนาคม 2564 อยู่ที่ 551.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 18.03 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน
3. จากราคาก๊าซ LPG Cargo (เฉลี่ย 2 สัปดาห์) ที่ปรับตัวลดลง และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 23 มีนาคม ถึงวันที่ 5 เมษายน 2564 ปรับตัวลดลง 17.9508 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และจากอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง 0.5337 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 0.1252 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 18.0760 บาทต่อกิโลกรัม (595.1108 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) เป็น 17.9508 บาทต่อกิโลกรัม (580.7841 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดการจ่ายเงินชดเชย จาก 6.0872 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 5.9620 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวบรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
4. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2563 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง และ ณ วันที่ 21 มีนาคม 2564 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะกองทุนสุทธิ 23,386 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 34,551 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 11,165 ล้านบาท ทั้งนี้ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 1,025 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่ายติดลบ 1,752 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่ายติดลบ 726 ล้านบาทต่อเดือน
5. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก ในช่วงเดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 121 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 431 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 552 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ จากปริมาณการผลิตน้ำมันดิบสหรัฐฯ ที่ลดลง จากสภาพอากาศที่หนาวเย็นกว่าปกติในรัฐเท็กซัส ตั้งแต่สัปดาห์ที่ผ่านมาทำให้การผลิตน้ำมันดิบเฉลี่ยราว 1 ล้านบาร์เรลต่อวัน และโรงกลั่นน้ำมันราว 4 ล้านบาร์เรลต่อวัน ต้องหยุดดำเนินการ อีกทั้งมีความต้องการใช้โพรเพนเพิ่มขึ้นในภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมีของประเทศจีน จากสถานการณ์ดังกล่าว ฝ่ายเลขานุการฯ ข้อเสนอแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก LPG และบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และเพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง ปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 เมษายนถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และแนวทางที่ 2 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม หรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง
6. ปัจจุบันรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ประกอบกับคาดการณ์ว่าสถานการณ์ราคา LPG ตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวลดลงในช่วงเดือนเมษายน ถึงเดือนมิถุนายน 2564 เนื่องจากความต้องการใช้โพรเพนลดลงในช่วงที่เริ่มเข้าสู่ฤดูร้อน ฝ่ายเลขานุการจึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 ตามแนวทางที่ 2 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ซึ่งส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของ LPG มีรายจ่ายประมาณ 726 ล้านบาทต่อเดือน คาดว่าจะสามารถรองรับภาระการชดเชยราคา LPG ตามกรอบวงเงินที่ กบน. กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท ได้อีกประมาณ 5 เดือน ตั้งแต่ เดือนเมษายน ถึงเดือนสิงหาคม 2564 ทั้งนี้ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอให้ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำเสนอเรื่อง การส่งเสริมการใช้เตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำ โดยมีการเปรียบเทียบค่าประสิทธิภาพ ต้นทุน การใช้งานและดูแลรักษา ระหว่างเตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำ และเตาแก๊ส ซึ่งพบว่าเตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำมีประสิทธิภาพที่ดีกว่า ต้นทุนต่ำกว่า และมีความสะดวกในการใช้งาน ตลอดจนสามารถลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ลงได้มากกว่า ทั้งนี้ กฟผ. มีแผนงานส่งเสริมการใช้เตาไฟฟ้าแบบเหนี่ยวนำเบอร์ 5 ในปี 2564 เพื่อลดปริมาณการใช้ LPG ภาคครัวเรือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และขยายระยะเวลาคงราคาขายส่งออกไปอีก 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 เมษายน 2564 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ของ กบง. ต่อไป
เรื่องที่ 3 กรอบแผนพลังงานชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติเห็นชอบแผนพลังงานทั้ง 4 แผน ดังนี้
(1) แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1)
(2) แผนพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก พ.ศ. 2561 – 2580 (AEDP2018) (3) แผนอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2561 – 2580 (EEP2018) และ (4) แผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และให้กระทรวงพลังงานรับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้งพิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว
2. เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2563 กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมเชิงปฏิบัติการ เรื่อง คนพลังงานร่วมใจ สู่ทิศทางไทยในอนาคต เพื่อจัดทำทิศทางการขับเคลื่อนพลังงานไทยในอนาคต เป็นข้อมูลประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติ และกระทรวงพลังงานได้ศึกษาแผนพลังงานของต่างประเทศ พบว่ามีความตื่นตัวเรื่องการแก้ปัญหาการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (ภาวะโลกร้อน) โดยในภาคพลังงานให้ความสำคัญกับประเด็น Carbon Neutrality และลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก และเมื่อวันที่ 11 มีนาคม 2564 กระทรวงพลังงาน ได้นำเสนอกรอบแผนพลังงานชาติ (National Energy Plan) ในการประชุมผู้บริหารระดับสูง โดยมีเป้าหมาย มุ่งสู่พลังงานสะอาดลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ และมีทิศทางนโยบาย (Policy Direction) 5 ข้อดังนี้ (1) ลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาคพลังงาน (2) ลงทุนพลังงานสีเขียว (3) ดำเนินนโยบาย 4D1E เพิ่มความสามารถในการแข่งขันภาคพลังงาน (4) เพิ่มสัดส่วนการใช้พลังงานทดแทน (5) พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานรองรับการเปลี่ยนผ่านด้านเทคโนโลยี โดยกรอบแผนพลังงานชาติได้แบ่งแนวทางดำเนินการตามนโยบาย 4D1E ซึ่งจะครอบคลุมการขับเคลื่อนพลังงานทั้งด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงานประกอบด้วย (1) Decarbonization คือ การลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคพลังงาน (2) Digitalization คือ การนำเทคโนโลยีดิจิทัลมาใช้ในการบริหารจัดการระบบพลังงาน (3) Decentralization คือ การกระจายศูนย์การผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐาน (4) Deregulation คือ การปรับปรุงกฎระเบียบเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงด้านนโยบายพลังงานที่จะสนับสนุนการใช้พลังงานสะอาดและลดก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (5) Electrification คือ การเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้า ทั้งนี้การดำเนินการทั้งหมดจะมีการสนับสนุนด้านข้อมูลจากศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ (National Energy Information Center: NEIC) ที่ให้ข้อมูลมาช่วยในการตัดสินใจเชิงนโยบาย รวมทั้งมีการพัฒนาศักยภาพบุคลากรด้านพลังงาน (Capacity Building) เพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงทางเทคโนโลยีที่เกิดขึ้น
3. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2564 กระทรวงพลังงานและกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมได้ประชุมร่วมกันเพื่อกำหนดปริมาณการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ และกำหนดกรอบดำเนินการ 6 ด้าน ประกอบด้วย (1) การปรับพอร์ตการผลิตไฟฟ้าและการใช้เชื้อเพลิงสู่ Low Carbon (2) การเพิ่มสัดส่วนยานยนต์ไฟฟ้า (3) การบริหารจัดการของเสียผ่านโมเดลเศรษฐกิจสู่การพัฒนาที่ยั่งยืนประกอบด้วยเศรษฐกิจชีวภาพ เศรษฐกิจหมุนเวียน และเศรษฐกิจสีเขียว (Bio-Circular-Green Economy : BCG) (4) การใช้ผลิตภัณฑ์และบริการที่เกิดคาร์บอนต่ำ (5) การมุ่งสู่การปลอดการเผาในภาคเกษตร (Zero Burn) และการเกษตรอัจฉริยะ (Smart Farming) ผ่านโมเดล BCG และเทคโนโลยีดิจิทัล (6) การดักจับ กักเก็บ ใช้ประโยชน์และเทคโนโลยีไฮโดรเจน ทั้งนี้ เพื่อใช้เป็นข้อมูลในการกำหนดเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ภายในปี 2580 ตามกรอบแผนพลังงานชาติต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ (National Energy Plan) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบกระทรวงพลังงานจัดทำรายละเอียด เพื่อเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างโครงการการเชื่อมโยงและวิเคราะห์ข้อมูลเพื่อการบริหารจัดการด้านพลังงาน ด้วยวิธีประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์ (e-bidding)
สถานการณ์ราคาน้ำมัน
กพช. ครั้งที่ 153 วันพฤหัสบดีที่ 1 เมษายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2564 (ครั้งที่ 153)
วันพฤหัสบดีที่ 1 เมษายน พ.ศ. 2564 เวลา 13.30 น.
1. รายงานประจำปีงบประมาณ 2562 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
2. รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2562
3. รายงานผลการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
5. รายงานการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
6. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
7. การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1)
8. หลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
9. นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) จัดตั้งขึ้นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ซึ่งมาตรา 46 แห่งพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ กกพ. จัดทำรายงานประจำปีเสนอรัฐมนตรี คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) คณะรัฐมนตรี สภาผู้แทนราษฎร และวุฒิสภา ทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน
2. สำนักงาน กกพ. ได้จัดทำรายงานประจำปีงบประมาณ 2562 สรุปผลการดำเนินงานที่สำคัญได้ดังนี้ (1) งานกำกับกิจการพลังงานเป็นเลิศ ได้กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการไฟฟ้า สำหรับปี 2561 – 2563 พัฒนาหลักเกณฑ์การกำกับผู้บริหารระบบส่งท่อก๊าซธรรมชาติ (TSO) เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันกิจการก๊าซธรรมชาติตามนโยบายภาครัฐ ออกใบอนุญาตที่เกี่ยวข้องกับการประกอบกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติ ติดตามตรวจสอบการประกอบกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติให้มีมาตรฐานความปลอดภัยและมาตรฐานสิ่งแวดล้อมที่กำหนด เตรียมความพร้อมการปรับปรุงกฎหมายลำดับรองและกระบวนการอนุญาตแบบจุดเดียวเบ็ดเสร็จ (One Stop Services: OSS) ตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน และได้เห็นชอบแนวทางการพัฒนาศูนย์พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย (2) งานส่งเสริมการแข่งขันและก้าวทันนวัตกรรมพลังงาน ได้ริเริ่มโครงการทดสอบนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงาน ภายใต้โครงการ Energy Regulatory Commission Sandbox (ERC Sandbox) ได้แก่ ศึกษาโครงสร้างตลาดไฟฟ้ารูปแบบใหม่ ศึกษาโครงสร้างอัตราค่าบริการรูปแบบใหม่ ศึกษาเทคโนโลยีใหม่ ศึกษาการจัดการและการปฏิบัติการระบบไฟฟ้ารูปแบบใหม่ และศึกษารูปแบบกิจการธุรกิจใหม่ด้านพลังงาน ศึกษาโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการจัดการที่เหมาะสมสำหรับสถานีอัดประจุไฟฟ้าของยานยนต์ไฟฟ้า (EV) เพื่อรองรับการขยายตัวของยานยนต์ไฟฟ้าในระยะแรกตามนโยบายรัฐบาล ออกระเบียบและประกาศเพื่อจัดหาไฟฟ้าโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคาสำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (3) งานพัฒนาการมีส่วนร่วมและสื่อสารงานกำกับกิจการพลังงานให้เข้าถึง คุ้มครองสิทธิประโยชน์ของประชาชนอย่างเท่าเทียม เป็นธรรม โปร่งใส และตรวจสอบได้ โดยพิจารณาเรื่องร้องเรียนเกี่ยวกับอัตราค่าไฟฟ้าและคุณภาพการให้บริการ พิจารณาอุทธรณ์การใช้อสังหาริมทรัพย์เกี่ยวกับโครงข่ายพลังงาน พัฒนาระบบการรายงานข้อมูลให้เป็นปัจจุบันผ่านระบบ e-Petition และบริหารจัดการกองทุนพัฒนาไฟฟ้าให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามที่กำหนดในพระราชบัญญัติฯ และ (4) ด้านองค์กรมีสมรรถนะสูง เป็นมืออาชีพได้พัฒนาศักยภาพบุคลากรในตำแหน่งผู้บริหารระดับกลางและระดับอาวุโสให้มีความรู้ ทักษะ และกรอบแนวคิด ตามแผนพัฒนาบุคลากร นำเทคโนโลยีดิจิทัลมาปรับปรุงประสิทธิภาพการบริหารจัดการของสำนักงาน และให้บริการกับบุคคลภายนอก โดยพัฒนาระบบจัดการเอกสารและข้อมูลองค์กร ไม่เรียกสำเนาเอกสารที่ราชการออกให้จากประชาชน (No Copy) ในการดำเนินงานบางส่วน และพัฒนาระบบการชำระเงินของสำนักงาน กกพ. ให้เป็นระบบการชำระเงินแบบอิเล็กทรอนิกส์ (e-Payment) เป็นต้น
3. รายงานงบการเงินและบัญชีทำการของสำนักงาน กกพ. และกองทุนพัฒนาไฟฟ้าประจำปีงบประมาณ 2562 มีรายได้รวมทั้งสิ้น 21,091,762,514.18 บาท ค่าใช้จ่ายจากการดำเนินงานรวม 20,474,027,457.55 บาท โดยงบการเงินเฉพาะสำนักงาน กกพ. มีรายได้จากการดำเนินงาน 968,494,290.97 บาท ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน 610,856,927.81 บาท รายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 357,637,363.16 บาท และเมื่อกันเงินเพื่อจัดสรรเป็นค่าก่อสร้างสำนักงาน กกพ. เป็นการถาวร และหักภาระต่างๆ ที่เหมาะสม เช่น เงินกันเหลื่อมปี เงินประกันสัญญาเช่า และค่าซื้อครุภัณฑ์ต่างๆ แล้ว มีรายได้แผ่นดินนำส่งคลัง 108,062,779.51 บาท โดยรายงานของผู้สอบบัญชีปีงบประมาณ 2562 สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินได้ตรวจสอบงบการเงิน ณ วันที่ 30 กันยายน 2562 เห็นว่าถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามหลักการบัญชีที่รับรองทั่วไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2562
สรุปสาระสำคัญ
1. ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และ กพช. เพื่อทราบภายใน 30 วันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ โดยเมื่อวันที่ 24 กรกฎาคม 2563 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2562 และต่อมา เมื่อวันที่ 6 มกราคม 2564 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเห็นชอบรายงานผลการดำเนินงานกองทุนฯ และให้นำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. ปีงบประมาณ 2562 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรทุนตามวัตถุประสงค์และแผนการใช้จ่ายเงิน โดยได้ให้ความสำคัญกับการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา และการให้ทุน การศึกษาและฝึกอบรมแก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน โดยได้อนุมัติเงินในวงเงินรวม 21,444,457 บาท แบ่งเป็น (1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม 10,964,457 บาท โดยมีผู้รับการสนับสนุนทุนการศึกษาระดับปริญญาโท และปริญญาเอก จำนวน 10 ทุน และทุนฝึกอบรมภาษาอังกฤษ และภาษาต่างประเทศ จำนวน 25 ทุน ในวงเงิน 10,612,457 บาท (2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา 10,000,000 บาท โดยอนุมัติให้สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (สป.พน.) 1 โครงการ ได้แก่ โครงการฝึกอบรมผู้บริหารระดับกลางและระดับสูงกระทรวงพลังงานปี 2562 วงเงิน 10,000,000 บาท ซึ่งต่อมา สป.พน. ได้แจ้งสละสิทธิ์ เนื่องจากวัตถุประสงค์ของโครงการมีความซ้ำซ้อนกับโครงการตามแผนปฏิบัติการบริหารทรัพยากรบุคคลและพัฒนาทรัพยากรบุคคลกระทรวงพลังงาน พ.ศ. 2562 – 2565 และ (3) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน 480,000 บาท เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงาน ได้แก่ ค่าจ้างลูกจ้างชั่วคราว ค่าตอบแทน ค่าใช้สอย และค่าวัสดุสำนักงาน ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2562 สินทรัพย์รวมของกองทุนฯ อยู่ที่ 423.160 ล้านบาท หนี้สินรวมอยู่ที่ 0.069 ล้านบาท ทุนของกองทุนฯ อยู่ที่ 423.091 ล้านบาท ผลการดำเนินงานทางการเงิน กองทุนฯ มีรายได้รวมจากการดำเนินการ 7.261 ล้านบาท มีค่าใช้จ่ายรวม 10.734 ล้านบาท ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 3.473 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ของคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 มาตรา 14 (2) กำหนดให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานและการเสนอแนะมาตรการแก้ไขปัญหาอุปสรรคการปฏิบัติงาน ตามแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง และแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)
2. ปีงบประมาณ 2563 ในช่วงวันที่ 24 กันยายน 2562 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 กบน. รายงานผลการประเมินการปฏิบัติงานฯ โดยสรุปได้ดังนี้ (1) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อกลั่นกรองงานด้านต่างๆ จำนวน 7 คณะ (2) อนุมัติงบประมาณการดำเนินงานของกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2563 จำนวน 68,810,722.70 บาท และปีงบประมาณ 2564 จำนวน 204,325,434.40 บาท (3) เสนอแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ต่อ กพช. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 (4) กำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการบริหารกองทุน และกำกับดูแลการดำเนินงานให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์และสอดคล้องกับนโยบายการบริหารกองทุน โดยออกกฎหมายลำดับรอง จำนวน 8 ฉบับ (5) ปรับอัตราส่งเงินเข้ากองทุนฯ ในส่วนของน้ำมัน จำนวน 8 ครั้ง และเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวนอัตราเงินส่งเข้ากองทุน อัตราเงินชดเชย อัตราเงินคืนจากกองทุน และอัตราเงิน ชดเชยคืนกองทุนสำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) จำนวน 2 ครั้ง โดยออกประกาศการกำหนดอัตราเงินกองทุนฯ สำหรับ LPG ทุก 2 สัปดาห์ รวมทั้งสิ้น 26 ฉบับ และ (6) สภาพคล่องกองทุนฯ เดือนกันยายน 2563 มีเงินจ่ายออกเดือนละ 1,024 ล้านบาท ฐานะกองทุนฯ สุทธิ 31,469 ล้านบาท แบ่งเป็นกลุ่มน้ำมัน 39,106 ล้านบาท และกลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 7,637 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 มาตรา 34/2 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดทำงบการเงินส่งสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน (สตง.) หรือบุคคลภายนอกซึ่งคณะกรรมการกองทุนฯ แต่งตั้ง โดยความเห็นชอบของ สตง. เป็นผู้สอบบัญชีของกองทุน ภายใน 90 วัน นับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ และให้ สตง. หรือผู้สอบบัญชีจัดทำรายงานผลการสอบและรับรองบัญชีและการเงินของกองทุนเสนอต่อคณะกรรมการกองทุนฯ ภายใน 150 วันนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ จากนั้นให้รัฐมนตรีเสนอต่อนายกรัฐมนตรีเพื่อนำเสนอต่อรัฐสภาเพื่อทราบ และจัดให้มีการประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยเมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2562 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติรับทราบรายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 และวันที่ 30 กันยายน 2559 และเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2563 ได้มีมติรับทราบรายงานของผู้สอบบัญชีและงบการเงินกองทุน สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2560 และวันที่ 30 กันยายน 2561
2. สตง. ได้ตรวจสอบงบการเงินกองทุนฯ สำหรับปีสิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2558 วันที่ 30 กันยายน 2559 วันที่ 30 กันยายน 2560 และวันที่ 30 กันยายน 2561 ตามที่สำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ส.กทอ.) ได้จัดส่งแล้ว โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) งบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ปี 2558 ปี 2559 ปี 2560 และ ปี 2561 กองทุนฯ มีสินทรัพย์สุทธิ/ส่วนทุน 42,581.68 ล้านบาท 40,375.03 ล้านบาท 42,168.07 ล้านบาท และ 34,444.49 ล้านบาท ตามลำดับ (2) งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน ปี 2558 และ ปี 2560 กองทุนฯ มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 5,248.19 ล้านบาท และ 1,802.80 ล้านบาท ตามลำดับ ในขณะที่ ปี 2559 และ ปี 2561 กองทุนฯ มีรายได้ต่ำกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 2,207.24 ล้านบาท และ 7,722.62 ล้านบาท ตามลำดับ และ (3) งบกระแสเงินสด ปี 2558 ปี 2559 ปี 2560 และ ปี 2561 กองทุนฯ มีเงินสดและรายการเทียบเท่าเงินสดคงเหลือ ณ วันปลายงวด 17,344.42 ล้านบาท 14,467.37ล้านบาท 16,162.16 ล้านบาท และ 32,659.45 ล้านบาท ตามลำดับ โดย สตง. ได้มีความเห็นในรายงานผลการสอบบัญชีว่า งบการเงินดังกล่าวแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2558 วันที่ 30 กันยายน 2559 วันที่ 30 กันยายน 2560 และวันที่ 30 กันยายน 2561 ผลการดำเนินงาน และกระแสเงินสดสำหรับปีสิ้นสุดวันเดียวกัน ถูกต้องตามที่ควรในสาระสำคัญตามมาตรฐานการบัญชีภาครัฐและนโยบายการบัญชีภาครัฐที่กระทรวงการคลังกำหนด โดยแสดงความเห็นอย่างมีเงื่อนไขและข้อสังเกตโดยสรุป ดังนี้ (1) ค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการ แสดงข้อมูลไม่ตรงกับสถานะที่เป็นจริง ส่งผลให้ไม่สามารถตรวจสอบความมีอยู่จริงและการใช้จ่ายเงินที่แท้จริงของแต่ละโครงการที่มีการเบิกจ่ายเงินจากกองทุนฯ (2) การปิดโครงการและส่งคืนเงินเหลือจ่าย กองทุนฯ บันทึกบัญชีรับรู้เป็นรายได้อื่นประเภทเงินเหลือจ่ายส่งคืน ซึ่งเงินจำนวนนี้กองทุนได้บันทึกเป็นค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการแล้วทั้งจำนวน และกองทุนฯ มีข้อมูลไม่ครบถ้วนในการบันทึกบัญชีและการจัดทำรายงานการเงิน และ (3) การบันทึกรายการบัญชีไม่ตรงตามระบบบัญชีกองทุนฯ ทั้งนี้ สตง. ไม่สามารถหาวิธีตรวจสอบหลักฐานการสอบบัญชีปี 2558 ถึงปี 2561 ที่เหมาะสมได้อย่างเพียงพอเกี่ยวกับค่าใช้จ่ายแผนงาน โครงการที่ถูกต้อง เนื่องจาก สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ซึ่งเป็นหน่วยงานผู้เบิกเงินกองทุนฯ รายงานสรุปผลการใช้จ่ายเงินโครงการและนำเงินคงเหลือส่งคืนเมื่อสิ้นปีงบประมาณไม่ครบถ้วน อีกทั้งกองทุนไม่ได้ติดตามการสรุปผลการใช้จ่ายเงินดังกล่าว ส่งผลให้กองทุนไม่ทราบค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงของแต่ละโครงการ
3. เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2563 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติมอบหมายให้คณะอนุกรรมการบริหารสำนักงานบริหารกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จัดตั้งคณะทำงานเพื่อเร่งแก้ไขการปิดบัญชีโครงการคงค้าง และการปิดบัญชีในภาพรวมของปีงบประมาณ 2557 ถึง 2561 โดยคณะทำงานแก้ไขปัญหาบัญชีกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ได้มีข้อเสนอแนะให้ ส.กทอ. ดำเนินการดังนี้ (1) ศึกษากระบวนการทำงานของระบบงานบริหารกองทุนฯ โดยควรใช้ระบบสารสนเทศเพิ่มประสิทธิภาพการบริหารกองทุนฯ (2) ปรับปรุงระเบียบที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้การเบิกจ่ายเงินและการปิดโครงการเป็นไปอย่างถูกต้องและมีประสิทธิภาพ (3) หารือกับกรมบัญชีกลางในการทบทวนระบบบัญชีของกองทุนฯ และคู่มือระบบบัญชีให้สอดคล้องกับหลักการและนโยบายบัญชีสำหรับหน่วยงานภาครัฐ ฉบับที่ 2 มาตรฐานและนโยบายบัญชีภาครัฐ และการเปิดเผยข้อมูลในหมายเหตุประกอบงบการเงิน โดย ส.กทอ. อยู่ระหว่างดำเนินการตามข้อเสนอแนะดังกล่าว ต่อมา เมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2563 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการการเงินและบัญชีกองทุนเพี่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้คำปรึกษาและข้อเสนอแนะ ส.กทอ. ในการจัดทำบัญชีกองทุนให้ถูกต้อง โดยเมื่อวันที่ 18 มีนาคม 2564 คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติมอบหมายให้ ส.กทอ. และหน่วยงานผู้เบิก ได้แก่ สนพ. และ พพ. จัดทำข้อมูลรายงานสถานะโครงการที่อนุมัติจัดสรรตั้งแต่ปีงบประมาณ 2557 ถึง 2561 และเบิกจ่ายเงินกองทุนตั้งแต่ปีงบประมาณ 2557 จนถึงปีที่สิ้นสุดการเบิกจ่าย ซึ่งประกอบด้วยสถานะการเบิกจ่ายเงิน และสถานะการดำเนินโครงการถึงสิ้นสุดการปิดบัญชีโครงการ และมอบหมายให้ ส.กทอ. เร่งดำเนินการให้มีระบบเทคโนโลยีสารสนเทศเพื่อการบริหารจัดการโครงการ เพื่อใช้เป็นข้อมูลในการดำเนินงานและการตัดสินใจ โดยให้มีการสำรวจความต้องการใช้ข้อมูลสถานะโครงการหรือประเภทของรายงานที่ต้องการใช้จากคณะอนุกรรมการชุดต่างๆ ของกองทุนฯ ทั้งนี้ ส.กทอ. ได้จัดทำแผนการดำเนินการเพื่อเร่งแก้ไขข้อสังเกตของ สตง. โดยกำหนดแล้วเสร็จภายในปีงบประมาณ 2564 และจะรายงาน กพช. เพื่อทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะสั้นและระยะยาว โดยให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว โดยให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นหลังจากการเจรจาสัญญามีข้อยุติ โดยหากมีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG ต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2% ซัลเฟอร์ (S) ที่ประกาศโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) และในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น โดยเมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ
2. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2555 และวันที่ 22 ตุลาคม 2555 กพช. และคณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบสัญญาซื้อขาย LNG ด้วยสัญญาระยะยาว (สัญญา LNG SPA) กับบริษัท Qatargas ในปริมาณ 2 ล้านตันต่อปี เป็นเวลา 20 ปี โดย ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Qatargas เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2555 และเริ่มส่งมอบตั้งแต่เดือนมกราคม 2558 ต่อมา เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2559 และวันที่ 11 ตุลาคม 2559 กพช. และคณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบผลการเจรจาปรับลดราคา LNG ในสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell และบริษัท BP ในปริมาณรายละ 1 ล้านตันต่อปี เป็นเวลา 15 ปี และ 20 ปี ตามลำดับ โดย ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท Shell เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 และกับบริษัท BP เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2559 โดยเริ่มส่งมอบตั้งแต่เดือนเมษายน 2560 จากนั้น เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 และวันที่ 11 เมษายน 2560 กพช. และคณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบสัญญา LNG SPA กับบริษัท PETRONAS LNG ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี เป็นเวลา 15 ปี โดย ปตท. ได้ลงนามสัญญา LNG SPA กับบริษัท PETRONAS LNG เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 โดยเริ่มส่งมอบตั้งแต่เดือนกรกฎาคม 2560
3. ปี 2560 ถึงปี 2563 ปตท. นำเข้า LNG จากสัญญาระยะยาว 4 สัญญา ของบริษัท Qatargas บริษัท Shell บริษัท BP และบริษัท PETRONAS รวมถึงสัญญา Spot เพื่อตอบสนองความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศ รวมทั้งสิ้น 252 เที่ยวเรือ แบ่งเป็น ปี 2560 ปี 2561 ปี 2562 และปี 2563 จำนวน 48 เที่ยวเรือ 61 เที่ยวเรือ 68 เที่ยวเรือ และ 75 เที่ยวเรือ ตามลำดับ ปริมาณการนำเข้า LNG รวมทั้งสิ้น 18.77 ล้านตัน แบ่งเป็น ปี 2560 ปี 2561 ปี 2562 และปี 2563 จำนวน 3.82 ล้านตัน 4.44 ล้านตัน 4.96 ล้านตัน และ 5.55 ล้านตัน ตามลำดับ โดยสามารถสูบถ่าย LNG ได้แล้วเสร็จตามแผน และไม่เกิดค่าเสียเวลาเรือ ทั้งนี้ ในปี 2563 ปตท. มีอัตราการส่ง LNG เข้าสู่ระบบท่อส่งก๊าซของ ปตท. เฉลี่ย 772 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดย ปตท. บริหารจัดการต้นทุนก๊าซธรรมชาติด้วยแนวทาง Optimizations การเรียกรับก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆ และนำเข้า Spot LNG ที่มีราคาต่ำทดแทน เพื่อตอบสนองนโยบายภาครัฐที่ให้ชะลอการรับก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย เพื่อลดต้นทุนค่าไฟฟ้าและรักษาก๊าซธรรมชาติไว้ใช้ในระยะยาว โดยระหว่างเดือนมีนาคม ถึงกรกฎาคม 2563 ได้จัดหา Spot LNG จำนวน 7 เที่ยวเรือ ซึ่งสามารถลดต้นทุนค่าก๊าซธรรมชาติได้ประมาณ 2,600 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการดำเนินงานระยะที่ 1 โครงการนำร่องที่พิสูจน์ความสามารถรองรับการดำเนินการที่มีผู้ใช้หลายรายและความสามารถรักษาเสถียรภาพของระบบ โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็นผู้ประกอบการกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รายใหม่ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องศึกษาการดำเนินการเพื่อเข้าสู่ระยะที่ 2 และระยะที่ 3 และให้นำกลับมานำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับต่อไป ต่อมา คณะกรรมการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานได้รับทราบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามที่ กพช. ได้มีมติไว้ และได้กำหนดเป็นประเด็นปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ประเด็นการปฏิรูปที่ 7 ด้านการพัฒนาอุตสาหกรรมก๊าซธรรมชาติ โดยมิติด้านการทำให้เกิดการแข่งขันในการประกอบธุรกิจ ได้กำหนดให้ปริมาณจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศส่วนที่เหลือจากส่วนของการจัดหาเพื่อความมั่นคงเป็นปริมาณที่มีการแข่งขันในการจัดหาเพื่อใช้ในภาคไฟฟ้าและอุตสาหกรรม และได้ประกาศลงราชกิจานุเบกษาเมื่อวันที่ 6 เมษายน 2561
2. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้มีมติรับทราบการดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติระยะที่ 1 ระยะดำเนินโครงการนำร่อง ที่มอบหมายให้ กฟผ. เตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่ โดยสามารถนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในรูปแบบตลาดจร (Spot) ไม่เกิน 200,000 ตัน ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2562 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ไปทบทวนแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป ต่อมา เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 กบง. ได้รับทราบรายงานผลการดำเนินงานระยะที่ 1 ตามที่ กกพ. รายงาน โดย กฟผ. ได้ทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ตามเงื่อนไขการเสียสิทธิของ Shipper (Use-It-Or-Lose-It: UIOLI) จำนวน 2 ลำเรือ ปริมาณ 65,000 ตันต่อลำเรือ ซึ่งมีการนำเข้าเมื่อวันที่ 28 ธันวาคม 2562 และวันที่ 21 เมษายน 2563 ก๊าซที่แปรสภาพแล้วนำไปใช้ในโรงไฟฟ้าบางปะกงชุดที่ 5 โรงไฟฟ้าวังน้อยชุดที่ 4 และโรงไฟฟ้าพระนครใต้ชุดที่ 4 โดยผลการทดสอบมีประเด็นสำคัญที่ควรกำหนดแนวทางที่ชัดเจนก่อนดำเนินงานระยะที่ 2 เช่น (1) การทดสอบ ได้รับการผ่อนปรนกฎ ระเบียบ ข้อกำหนดต่างๆ เกี่ยวกับการให้บริการของสถานี LNG และการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซบนบกแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) (2) ต้องมีการปรับ คุณภาพ LNG ด้วยการผสมกับก๊าซของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เพื่อให้ได้คุณสมบัติค่าความร้อน (Wobbe Index: WI) อยู่ในช่วงที่สามารถส่งเข้าสู่ระบบได้ และ (3) กรณีราคา LNG แบบ Spot ปรับตัวสูงขึ้นเท่ากับราคา Pool Price หรือสูงกว่า อาจทำให้ Shipper ไม่ประสงค์จะนำเข้า LNG มาใช้เองและกลับมาซื้อก๊าซจากราคาเฉลี่ยของประเทศ เป็นต้น
3. เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2563 กบง. ได้รับทราบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ช่วงปี 2564 ถึงปี 2572 ตามที่คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาตินำเสนอ โดยปรับปรุงแนวทางจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 เพียงบางส่วน และได้มีมติให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้มีผู้ทรงคุณวุฒิเข้ามาช่วยพิจารณา ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธาน กบง. ได้ลงนามในคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าวเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2563 ต่อมา เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2564 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่คณะอนุกรรมการฯ เสนอ โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด และนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
4. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามข้อเสนอของคณะอนุกรรมการฯ สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
4.1 โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แบ่งออก 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. ตามแนวทางที่ กบง. และ กพช. กำหนด (Regulated Market) ซึ่งประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply และ Shipper ที่จัดหา LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และกลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) โดยแบ่งการดำเนินงานแต่ละส่วนออกเป็นดังนี้ ส่วนที่ 1 ธุรกิจต้นน้ำในการจัดหาก๊าซธรรมชาติ กำหนดให้มีการดำเนินงานดังนี้ (1) ให้ ปตท. บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากแหล่งในประเทศทั้งหมด ได้แก่ แหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่อ่าวไทยทั้งหมด (รวมถึงก๊าซธรรมชาติที่จัดหาจากพื้นที่พัฒนาร่วม ไทย-มาเลเซีย : JDA) และแหล่งก๊าซธรรมชาติบนบกที่เชื่อมต่อกับโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติที่ประเทศไทยนำเข้ามาจากประเทศเมียนมา ได้แก่ แหล่งยาดานา เยตากุน และซอติก้า และก๊าซธรรมชาติที่ประเทศไทยนำเข้ามาในรูปแบบ LNG ที่เป็นสัญญาระยะยาวของประเทศ ซึ่งปัจจุบันมี 4 สัญญา รวมปริมาณสัญญาระยะยาว 5.2 ล้านตันต่อปี (2) ในสถานการณ์ที่ Spot LNG มีราคาต่ำกว่าราคาก๊าซธรรมชาติที่จำหน่ายในประเทศให้แก่ลูกค้าเดิม (Pool Gas) จะกำหนดให้มีการจัดหา LNG ในรูปแบบ Spot ที่ราคาต่ำมาเพิ่มเติม (LNG Spot Flexible) โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้เปิดให้มีการประมูลการจัดหา LNG Spot Flexible ภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและเงื่อนไข และ (3) ให้ Shipper ที่มีความสนใจในการประกอบธุรกิจจัดหาก๊าซธรรมชาติ สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมทั้งรูปแบบ Spot LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้าหรือภาคอุตสาหกรรม โดยกรณีผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบ ให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลภายใต้แนวทางที่ กพช. กำหนด เช่น ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) Replacement ส่วนที่ขายเข้าระบบ หรือผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) รายใหม่ ส่วนกรณีผลิตไฟฟ้าขายลูกค้าตรงหรือใช้ในภาคอุตสาหกรรม ให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลปริมาณและคุณภาพการให้บริการ ส่วนที่ 2 ธุรกิจกลางน้ำ กำหนดให้มีการดำเนินงานดังนี้ (1) กำหนดให้ LNG Receiving Terminal และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธาน (บนบก) จะต้องเปิดให้บุคคลที่ 3 สามารถมาใช้และเชื่อมต่อได้ เพื่อให้เอกชนที่สนใจจะนำ LNG เข้ามาใช้เองสามารถนำเข้า LNG ผ่านทาง LNG Receiving Terminal และส่งผ่านโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธานที่มีอยู่ในปัจจุบัน โดยไม่ต้องลงทุนก่อสร้างโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการนำเข้า LNG และส่งก๊าซธรรมชาติของเอกชนรายนั้นๆ เอง (2) ให้จัดตั้งผู้บริหารระบบท่อก๊าซธรรมชาติ (Transmission System Operator: TSO) เป็นนิติบุคคล มีหน้าที่บริหารโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ โดยมีหน้าที่บริหารจัดการการจัดส่งก๊าซธรรมชาติ และบริหารจัดการและรักษาสมดุลของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ เมื่อได้ข้อยุติในเรื่องที่สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน มีข้อโต้แย้งทางกฎหมายเกี่ยวกับการตีความศาลปกครองสูงสุดในการดำเนินการแบ่งแยกทรัพย์สินของ ปตท. ซึ่งปัจจุบันอยู่ระหว่างชะลอการดำเนินการแยกกิจการระบบส่งก๊าซของ ปตท. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2557 จนกว่าผลการหารือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน ในเรื่องดังกล่าวจะได้ข้อยุติ จากนั้นให้ ปตท. ดำเนินการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และจัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลให้แล้วเสร็จภายใน 15 เดือน และ (3) มอบหมายให้ ปตท. ทำหน้าที่ในการควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติและแยกก๊าซธรรมชาติ โดยจะกำหนดให้ก๊าซธรรมชาติที่ผ่านการควบคุมคุณภาพและแยกก๊าซธรรมชาติแล้วเป็นส่วนหนึ่งของ Old Supply และส่วนที่ 3 ธุรกิจปลายน้ำ คือ การขายก๊าซธรรมชาติแก่ผู้ใช้ก๊าซ ให้แยกเป็น 2 รูปแบบ คือการขายก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply ในรูปแบบ Pool Gas และการขายก๊าซธรรมชาติโดย Shipper ที่นำเข้า LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าหรือโรงงานอุตสาหกรรม ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. กำกับการดำเนินงานเพื่อให้ประเทศได้รับประโยชน์อย่างแท้จริง โดยผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติสามารถเลือกซื้อก๊าซได้ทั้งจาก Pool Gas หรือ Shipper
4.2 การกำหนดผู้ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลางในการพิจารณาการดำเนินงานให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 มอบหมายให้ กกพ. ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลางดังกล่าว
4.3 การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซเก่า/ใหม่ (Old/New Supply-Demand)กำหนดให้มีการดำเนินงานดังนี้ (1) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจาก Supply กำหนดให้ Old Supply หมายถึง ก๊าซธรรมชาติจากการจัดหาที่มีสัญญาผูกพันระยะยาวแล้ว เพื่อจำหน่ายก๊าซเข้า Pool ได้แก่ 1) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากอ่าวไทยในปัจจุบัน และปริมาณก๊าซจากอ่าวไทยที่จะเปิดให้สิทธิสำรวจและผลิตปิโตรเลียม รวมถึง JDA 2) ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตได้จากแหล่งบนบก 3) ก๊าซธรรมชาติที่นำเข้าจากประเทศเมียนมา 4) ปริมาณ LNG ตามสัญญาระยะยาวที่มีสัญญาผูกพันแล้ว คือ สัญญากับ Qatar 2 ล้านตันต่อปี Shell 1 ล้านตันต่อปี BP 1 ล้านตันต่อปี และ Petronas 1.2 ล้านตันต่อปี และ 5) LNG Spot Flexible ตามปริมาณและเงื่อนไขที่ได้รับความเห็นชอบจาก กกพ. และกำหนดให้ New Supply หมายถึง ปริมาณ LNG นำเข้าที่ต้องจัดหาเพิ่มเติมนอกเหนือจาก Old Supply เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้าหรือภาคอุตสาหกรรม และ (2) การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาจาก Demand กำหนดให้ Old Demand ประกอบด้วย ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ (GSP) ซึ่งถือเป็นหน่วยที่สร้างมูลค่าเพิ่มให้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย ความต้องการก๊าซธรรมชาติในโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีสัญญาผูกพันรูปแบบ Firm กับ ปตท. (Daily Contract Quantity: DCQ) และโรงไฟฟ้าที่มีสัญญากับ ปตท. อยู่ในปัจจุบัน และเริ่มมีการใช้ก๊าซธรรมชาติตามสัญญาแล้ว ได้แก่ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) รวมถึงภาคอุตสาหกรรม และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ซึ่งมีสัญญาผูกพันแล้ว และ SPP Replacement ในส่วนที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบและใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Pool Gas และกำหนดให้ New Demand ประกอบด้วย ความต้องการก๊าซธรรมชาติจากโรงไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมที่จะลงนามสัญญาใหม่ และที่มีการลงนามสัญญาอยู่ในปัจจุบันแต่ยังไม่มีการเริ่มใช้ก๊าซธรรมชาติ (Unmet Demand) โดยสามารถซื้อจาก Pool Gas ได้ในกรณีที่ปริมาณใน Pool Gas ยังมีเหลือ
4.4 การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG กับความสามารถของ LNG Terminal มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ปริมาณการนำเข้า LNG มอบหมายให้ ปตท. และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณา Supply และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และนำเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 โดยมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแล (2) ความสามารถของ LNG Terminal มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้บริหารจัดการตลอดจนปรับปรุงเงื่อนไขต่างๆ ที่ไม่เหมาะสมกับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เช่น เงื่อนไข UIOLI สิทธิการจอง LNG Terminal (Grandfather Basis) เป็นต้น ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และ (3) การบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทย มอบหมายให้ ปตท. บริหารจัดการการใช้ก๊าซในอ่าวไทยให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ โดยให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์ให้ ปตท. สามารถใช้ By pass gas ได้ในกรณีมีความจำเป็นต้องทดสอบระบบหรือควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติให้อยู่ในเกณฑ์ที่กำหนด ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 ทั้งนี้ กำหนดให้ก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยต้องนำมาใช้ในโรงแยกก๊าซธรรมชาติก่อน โดยกรณี DCQ ของก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยมีสูงกว่าความสามารถในการรองรับ (Capacity) หรือความต้องการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ จะถือว่า Capacity หรือความต้องการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติเป็นเกณฑ์ของการจัดหาก๊าซธรรมชาติในประเทศ (Domestic Gas) แต่เมื่อใดที่ DCQ ของก๊าซในอ่าวไทยต่ำกว่า Capacity หรือความต้องการของโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ให้นำเข้า LNG เพิ่ม โดยปริมาณ DCQ มอบหมายให้ ชธ. รวบรวมข้อมูล ตรวจสอบ และแจ้งให้ กกพ. ทราบ
4.5 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และการกำหนดราคา LNG นำเข้า กำหนดให้มีการดำเนินงานดังนี้ ส่วนที่ 1 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ได้กำหนดหลักการสำหรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ (2) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น โดยไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล และ (3) มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดและทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป และส่วนที่ 2 การกำหนดราคา LNG นำเข้า มีสาระสำคัญ ดังนี้ (1) ให้ยกเลิกหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ที่เห็นชอบให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว โดยให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นหลังจากการเจรจาสัญญามีข้อยุติ โดยหากมีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ให้ ปตท. ดำเนินการได้เอง โดยที่ราคา LNG ต้องไม่เกินราคาน้ำมันเตา 2% ซัลเฟอร์ (S) ที่ประกาศโดย สนพ. (ราคาประกาศหน้าโรงกลั่นรายเดือน) และในกรณีอื่นๆ มอบหมาย สนพ. และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) เป็นผู้พิจารณาอนุมัติการจัดหาระยะสั้น โดยเมื่อ ปตท. มีการนำเข้า LNG ด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้นแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการจัดหาต่อ กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ และ (2) การกำหนดหลักเกณฑ์การจัดหา LNG สำหรับทุก Sipper แบ่งเป็น 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 การจัดหา LNG สำหรับ Regulated Market ประกอบด้วย 1) การจัดหาด้วยสัญญาระยะยาว และ/หรือสัญญาระยะกลาง ในระยะเริ่มต้นมอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับ สำนักงาน กกพ. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) และนำเสนอขอความเห็นชอบจาก กบง. และ กพช. ก่อนประกาศเป็นหลักเกณฑ์ให้ Shipper นำไปใช้ในการจัดหา โดยภายหลังการเจรจาสัญญามีข้อยุติให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการ 2) การจัดหาด้วยสัญญา Spot Flexible ราคา Spot LNG ต้องไม่เกินราคา Pool Gas โดยให้ ปตท. เป็นผู้ ดำเนินการประมูลจัดหา Spot Flexible ภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและเงื่อนไข และ 3) การจัดหาด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ราคา Spot LNG ต้องไม่เกินราคาอ้างอิงของประเทศญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ (Japan-Korea Marker: JKM) ปรับด้วยส่วนต่างค่าขนส่งจากประเทศผู้ค้าต้นทาง ส่งมอบที่ประเทศญี่ปุ่นกับที่ประเทศไทย (JKM adjust by freight cost) และมีเพดานราคาไม่เกินราคา LNG นำเข้าจากสัญญาระยะยาวที่ต่ำที่สุดทุกช่วงเวลาของ ปตท. ในปัจจุบัน ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้พิจารณาความเหมาะสมของ JKM adjust by freight cost เป็นระยะ และให้ กกพ. เป็นหน่วยงานที่ทำหน้าที่กำกับปริมาณและช่วงเวลาที่จะสามารถนำเข้า Spot LNG ได้ ภายใต้หลักเกณฑ์ราคาที่ กบง. กำหนด โดยหากมีความจำเป็นต้องนำเข้า Spot LNG ที่ไม่สอดคล้องกับหลักเกณฑ์ข้างต้น ต้องได้รับความเห็นชอบจาก สนพ. และ กกพ. เป็นรายครั้ง และส่วนที่ 2 การจัดหา LNG สำหรับ Partially Regulated Market ให้ Shipper สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมถึงจัดหา Spot LNG ได้ ภายใต้การกำกับดูแลด้านปริมาณและคุณภาพการให้บริการของ กกพ.
4.6 หลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ตามหลักการประสิทธิภาพ (Heat Rate) เพื่อใช้สำหรับโรงไฟฟ้าในส่วนที่ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก New Demand ที่ขายไฟเข้าระบบ (Regulated Market) ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
4.7 การทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code ของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564
4.8 การพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการคุณภาพก๊าซธรรมชาติ มอบหมายให้ ปตท. เสนอแนวทางและรายละเอียดการปรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติ (Changeover Day: C-Day) ต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับให้เกิดความเป็นธรรมต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินงานการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินโครงการนำร่อง ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563
2. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป
3. มอบหมาย กบง. เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป
เรื่องที่ 7 การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1)
สรุปสาระสำคัญ
1. การพัฒนาโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (Natural Gas Pipeline Network) และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) ในปัจจุบันเป็นการดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีที่ได้ให้ความเห็นชอบไว้รวม 4 ครั้ง ประกอบด้วยมติเมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 วันที่ 27 ตุลาคม 2558 วันที่ 12 กรกฎาคม 2559 และวันที่ 11 เมษายน 2560 โดย บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้รับผิดชอบหลักในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติ โดยสรุปภาพรวมการพัฒนาตามแผนปี 2558 ถึงปี 2560 ได้ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การปรับปรุงแท่นผลิต อุปกรณ์ และระบบท่อ เพื่อรองรับการส่งก๊าซธรรมชาติให้แก่โรงไฟฟ้าขนอมใหม่ (2) ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในทะเล เชื่อมแหล่งอุบล (3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ (Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติวังน้อย - แก่งคอย (4) ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 จากระยอง ไปยังระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไทรน้อย - โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ และพระนครใต้ (5) ระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบก จากสถานีควบคุมความดันก๊าซธรรมชาติราชบุรี - วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปยังจังหวัดราชบุรี (6) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี – วังน้อย และ (7) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทาง บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 และส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหาและนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว ประกอบด้วย (1) LNG Receiving Terminal มาบตาพุด จังหวัดระยอง ขนาด 11.5 ล้านตันต่อปี (MTPA) (2) LNG Receiving Terminal หนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 MTPA (3) Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA (4) FSRU พื้นที่ภาคใต้ของประเทศ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา ขนาด 2 MTPA (5) FSRU ประเทศเมียนมา ขนาด 3 MTPA (6) LNG Receiving Terminal แห่งที่ 3 ขนาด 5 MTPA และ (7) LNG Receiving Terminal แห่งที่ 4 ขนาด 5 MTPA
2. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1)) และแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561-2580 (Gas Plan 2018) ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 โดยคาดว่าความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในช่วงปี 2563 ถึงปี 2580 จะมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 0.7 ต่อปี โดยตามแผน PDP2018 (Rev.1) จะมีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซเป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นจากแผน PDP2015 ประมาณ 5,356 เมกะวัตต์ (MW) ทั้งนี้ กระทรวงพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ปตท. และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ประชุมหารือร่วมกันหลายครั้งเพื่อพิจารณาศักยภาพของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และ LNG Receiving Facilities ทั้งที่มีอยู่และที่อยู่ระหว่างการศึกษาความเหมาะสม เพื่อรองรับความมั่นคงในการจัดหาก๊าซให้กับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) และ Gas Plan 2018 ซึ่งในขณะที่จัดทำแผน PDP2015 กำหนดจะมีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซในพื้นที่เขตนครหลวงเพิ่มขึ้นประมาณ 2,600 MW ความต้องการใช้ก๊าซอยู่ที่ระดับ 650 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) ขณะที่พื้นที่เขตนครหลวงมีระบบท่อส่งก๊าซที่มีศักยภาพในการรับส่งก๊าซประมาณ 800 MMscfd ปตท. และ กฟผ. จึงได้รับความเห็นชอบให้พัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซตามแผนปี 2558 ถึงปี 2560 รวม 3 โครงการ ประกอบด้วย (1) FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ดำเนินการโดย กฟผ. วงเงินลงทุน 24,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 (2) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทาง บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 ดำเนินการโดย ปตท. วงเงินลงทุน 6,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2570 และ (3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย ดำเนินการโดย ปตท. วงเงินลงทุน 5,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2574
3. ตามแผน PDP2018 (Rev.1) ณ สิ้นปี 2580 เขตนครหลวงจะมีกำลังผลิตไฟฟ้าสุทธิรวมทั้งสิ้น 11,478 MW มีโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซเพิ่มขึ้นประมาณ 5,420 MW เพิ่มขึ้นจากแผน PDP2015 ประมาณ 2,820 MW ทำให้ความต้องการใช้ก๊าซเพิ่มขึ้นจาก 650 MMscfd เป็น 1,050 MMscfd ซึ่งเกินศักยภาพของระบบท่อส่งก๊าซที่มีอยู่ 800 MMscfd ประกอบกับประมาณการความต้องการใช้ LNG ของประเทศในช่วงปี 2567 ถึงปี 2570 จะอยู่ที่ระดับ 11 MTPA ถึง 13 MTPA ขณะที่ LNG Receiving Terminal ของ ปตท. รวมกับท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 ที่จะสร้างขึ้นในพื้นที่ตอนกลางของประเทศมีศักยภาพรองรับการนำเข้า LNG ได้ถึง 24 MTPA ถึง 34.8 MTPA ทั้งนี้ ปตท. ได้ประเมินทางเลือกในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในพื้นที่เขตนครหลวง โดยเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายในการลงทุน (CAPEX) และค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน (OPEX) และเห็นว่าโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ กำหนดแล้วเสร็จปี 2568 มีค่าใช้จ่ายน้อยกว่าโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีตามแผน PDP2015 ไว้แล้ว ดังนี้ (1) FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ของ กฟผ. CAPEX 24,000 ล้านบาท (2) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทาง บนระบบท่อส่งธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 ของ ปตท. CAPEX 6,500 ล้านบาท และ (3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย CAPEX 5,500 ล้านบาท ในขณะที่โครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของ ปตท. CAPEX 11,000 ล้านบาท
4. เมื่อวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2564 ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมหารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน และเห็นว่าศักยภาพโครงสร้างพื้นฐานก๊าซตามแผนปี 2558 ถึงปี 2560 ในพื้นที่เขตนครหลวงมีความเสี่ยงสูงที่จะไม่สามารถรองรับความต้องการใช้ก๊าซของโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) โดยที่ประชุมได้สรุปการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในเขตนครหลวงใหม่ เพื่อให้การลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุด รวมถึงไม่สร้างภาระแก่ประชาชน ดังนี้ (1) ปตท. จะดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ แทนโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทาง บนระบบท่อส่งธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย เพื่อยกระดับขีดความสามารถของระบบท่อส่งก๊าซในการรับส่งก๊าซจาก 800 MMscfd เป็น 1,400 MMscfd และเชื่อมต่อระบบท่อส่งก๊าซภาคตะวันตกและภาคตะวันออกได้ทั้งระบบ เป็นการเสริมสร้างความมั่นคงให้กับระบบท่อส่งก๊าซของประเทศ โดยจุดเริ่มต้นโครงการอยู่ที่ อำเภอบางปะกง จังหวัดฉะเชิงเทรา และจุดสิ้นสุดโครงการอยู่ที่ อำเภอเมือง จังหวัดสมุทรปราการ ระยะทางโดยประมาณ 74 กิโลเมตร ขนาดท่อโดยประมาณ 36 นิ้ว ดำเนินการโดย ปตท. วงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2568 และ (2) ปตท. และ กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน เสนอปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ของ กฟผ. เป็นร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 MTPA
5. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2564 กบง. ได้พิจารณาข้อเสนอของ ปตท. และ กฟผ. และได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 เป็นร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 MTPA รวมทั้งให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) และยกเลิกโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติกลางทาง บนระบบท่อส่งธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5 โดยให้ประสานขอความเห็นจาก กกพ. เสนอ กพช. ประกอบการพิจารณา ต่อมา เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2564 กกพ. ได้มีความเห็นต่อโครงการดังกล่าว โดยในหลักการเห็นควรสนับสนุนโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อทดแทนโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติทั้ง 2 โครงการข้างต้น เนื่องจากจะช่วยเสริมความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติให้โรงไฟฟ้าในเขตนครหลวงตามแผน PDP2018 (Rev.1) และมีแผนดำเนินโครงการที่สอดคล้องกับกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ของโรงไฟฟ้าทดแทนพระนครใต้ ระยะที่ 2 ในปี 2569 นอกจากนี้โครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติมีต้นทุนต่ำกว่าโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติทั้ง 2 แห่ง ดังกล่าว โดยเห็นควรให้ ปตท. ศึกษารูปแบบการก่อสร้างที่มีความปลอดภัยสูงสุดตามมาตรฐาน และส่งผลกระทบต่อการจราจรบริเวณที่เชื่อมต่อกับแนวเขตทางหลวงน้อยสุด รวมทั้งประชาสัมพันธ์และจัดให้มีกระบวนการรับฟังความคิดเห็นโดยเปิดโอกาสให้ร่วมแสดงความคิดเห็นในขั้นตอนการจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 เป็นร่วมลงทุนกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี (MTPA)
2. เห็นชอบให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1)) และยกเลิกสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ (Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี-วังน้อย และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ (Compressor) กลางทางบนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ระยะยาว จำนวน 4 สัญญา ปริมาณรวม 5.2 ล้านตันต่อปี (MTPA) โดยเมื่อวันที่ 25 มกราคม 2563 ปตท. ร่วมกับ บริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) ได้ทดสอบระบบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) ต่อมา เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2563 ที่ประชุมคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติเห็นชอบในหลักการตามแผนปฏิบัติการ (Action Plan) ภายใต้โครงการ ERC Sandbox เพื่อดำเนินการพัฒนาโครงการ Regional LNG Hub ที่ ปตท. และบริษัท PTTLNG ร่วมดำเนินโครงการ และเมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2563 ปตท. และบริษัท PTTLNG ได้ลงนามสัญญา Pilot Agreement for Reloading LNG ร่วมกันเพื่อรองรับการดำเนินธุรกรรมส่งออก LNG (Reloading)
2. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) โดยเห็นว่ามีความสอดคล้องกับแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ในการพัฒนาประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการค้าขาย LNG ของภูมิภาค (Regional LNG Hub) ภายใต้โครงการ ERC Sandbox โดยเป็นการบริหารจัดการ LNG ภายในประเทศ จากการจำหน่าย LNG ในช่วงที่ราคา Asian Spot LNG สูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาว และหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง ซึ่งทำให้ภาครัฐได้รับภาษีที่เกี่ยวข้องกับการส่งออกเพิ่มขึ้น และท่าเรือ (Terminal) ได้ค่าบริการส่งออก เป็นประโยชน์กับผู้ใช้ท่าในอนาคต โดยได้มีมติรับทราบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เที่ยวเรือแรกของ ปตท. และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการนำรายได้นำส่งภาครัฐประมาณ 580 ล้านบาท ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งเห็นชอบหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาระยะยาวของ ปตท. โดยให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
3. การดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เกิดขึ้นเนื่องจากช่วงปลายปี 2563 ถึงต้นปี 2564 ราคา Asian Spot LNG มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ จากสภาพอากาศที่หนาวกว่าปกติในประเทศญี่ปุ่น เกาหลีใต้ และจีน รวมทั้งโครงการผลิต LNG ในประเทศมาเลเซีย ออสเตรเลีย และไนจีเรียเกิดเหตุขัดข้อง ประกอบกับการสัญจรของเรือขนส่ง LNG ผ่านช่องแคบปานามาเกิดปัญหาการจราจรติดขัด ทำให้ตลาดเอเชียมีปริมาณเที่ยวเรือเสนอขายลดลง ส่งผลให้ตลาด Asian Spot เกิดภาวะตึงตัวกะทันหัน ในขณะเดียวกันภาพรวมความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศลดลงหลังเกิดการแพร่ระบาดของโรค COVID 19 ระลอกใหม่ ทำให้รัฐบาลกำหนดมาตรการควบคุมการแพร่ระบาดซึ่งส่งผลต่อการลดลงของการใช้ก๊าซธรรมชาติ ประกอบกับสภาพอากาศที่หนาวเย็นในฤดูหนาวทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าลดลงอย่างมีนัยสำคัญ ส่งผลให้ ปตท. มีปริมาณสำรอง LNG เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องและเห็นโอกาสการส่งออก LNG จากท่ามาบตาพุดเพื่อทดสอบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เชิงพาณิชย์ในช่วงที่ราคา LNG จากสัญญาซื้อขายระยะยาวของ ปตท. ต่ำกว่าราคา Asian Spot LNG สำหรับเที่ยวเรือส่งมอบช่วงไตรมาส 1 ปี ทั้งนี้ เนื่องจากเป็นการส่งออก LNG จากสัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ปตท. จึงได้ส่งหนังสือรายงานแผนการส่งออก LNG (Reloading) ในเดือนมกราคม 2564 และหนังสือรายงานผลดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เพื่อทดสอบ LNG Hub เชิงพาณิชย์ ถึงปลัดกระทรวงพลังงาน และประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงานโดยรายงานผลการส่งออก LNG (Reloading) เที่ยวเรือแรกของ ปตท. สรุปได้ดังนี้ (1) ปตท. ดำเนินการส่งออก LNG ระหว่างวันที่ 25 - 26 มกราคม 2564 ระยะเวลาดำเนินการรวม 32 ชั่วโมง 35 นาที โดยไม่เกิดปัญหาอุปสรรคด้านเทคนิค (2) ปริมาณ LNG ที่ส่งออกประมาณ 62,449 ตัน หรือ 3,262,266 ล้านบีทียู (MMBtu) (3) ราคาขาย LNG ที่ท่ามาบตาพุด 14.66 เหรียญสหรัฐฯ ต่อ MMBtu (4) ประมาณการต้นทุนซึ่งประกอบด้วยต้นทุนเนื้อ LNG ค่าบริการ Reloading LNG Service ค่าภาษีผ่านท่าเทียบเรือ Corporate Tax และค่าใช้จ่ายอื่นที่เกี่ยวข้อง 8.7 เหรียญสหรัฐฯ ต่อ MMBtu และ (5) รายได้นำส่งภาครัฐประมาณ 580 ล้านบาท
4. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) แบ่งเป็น 2 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 หลักเกณฑ์ด้านปริมาณ ให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออก LNG ได้ โดยต้องไม่กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ (ปริมาณสำรอง LNG หลังจากการสูบถ่ายอย่างน้อย 1 ถัง) และส่วนที่ 2 หลักเกณฑ์ด้านราคา กรณีที่ ปตท. ส่งออก LNG (Reloading) ภายใต้สัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ปตท. จะนำส่งรายได้ระหว่างราคาขาย LNG จริง กับราคา Pool LNG เฉลี่ยรายเดือน หลังหักค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องให้กับภาครัฐไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ ทั้งนี้ รายได้นำส่งภาครัฐ เท่ากับ ราคาขาย LNG จริง ลบด้วยราคา Pool LNG และค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง จากนั้นคูณด้วยปริมาณ LNG ที่ขาย ซึ่งค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย ค่าจ้างเรือ ค่าขนส่ง ค่า Reloading service ค่าใช้จ่ายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการ Reloading ค่าดำเนินการของ ปตท. (ร้อยละ 1 ของราคาต้นทุน LNG รวมค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง) และ Corporate Tax เป็นต้นโดย ปตท. ต้องขาย LNG ในช่วงที่ราคา Spot ต้องสูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาว และหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เที่ยวเรือแรกของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการนำรายได้นำส่งภาครัฐประมาณ 580 ล้านบาท ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ
2. เห็นชอบหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาระยะยาวของ ปตท. ดังนี้
2.1 หลักเกณฑ์ด้านปริมาณ ให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออก LNG ได้ โดยต้องไม่กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ (ปริมาณสำรอง LNG หลังจากการสูบถ่ายอย่างน้อย 1 ถัง)
2.2 หลักเกณฑ์ด้านราคา กรณีที่ ปตท. ส่งออก LNG (Reloading) ภายใต้สัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ปตท. จะนำส่งรายได้ระหว่างราคาขาย LNG จริง กับราคา Pool LNG เฉลี่ยรายเดือน หลังหักค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องให้กับภาครัฐไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ
รายได้นำส่งภาครัฐ = (ราคาขาย LNG จริง – ราคา Pool LNG – ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง*) × ปริมาณ LNG
* ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง คือ ค่าจ้างเรือ ค่าขนส่ง ค่า Reloading service ค่าใช้จ่ายอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการ Reloading ค่าดำเนินการของ ปตท. (1% ของราคาต้นทุน LNG รวมค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง) และ Corporate Tax เป็นต้น
ทั้งนี้ ปตท. ต้องขาย LNG ในช่วงที่ราคา Spot ต้องสูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาวและหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง โดยมอบหมายให้ กกพ. กำกับดูแลการดำเนินการการส่งออก LNG (Reloading) ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ต่อไป
เรื่องที่ 9 นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานมีนโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยเพื่อใช้เป็นกรอบแนวทางในการกำกับดูแลและกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน ซึ่งจะมีการทบทวนและปรับปรุงทุก 5 ปี เพื่อให้นโยบายมีความสอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป ทั้งสภาพเศรษฐกิจ สังคม และเทคโนโลยี รวมทั้งแผนพัฒนาพลังงานด้านไฟฟ้าของประเทศ โดยนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาและมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการต่อไป โดยเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 กพช. ได้มีมติรับทราบแนวทางการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะดำเนินการจัดทำร่างนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จและนำเสนอ กพช. พิจารณาภายในไตรมาส 1 ปี 2564 และมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2564 ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อไป ทั้งนี้ ในช่วงเปลี่ยนผ่านนโยบายดังกล่าว กกพ. จะยังคงใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าไปพลางก่อน ต่อมา เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าตามที่ สนพ. เสนอ และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
2. นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568
2.1 วัตถุประสงค์ มีดังนี้ (1) เพื่อให้การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อทั้งผู้รับใบอนุญาตและผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม (2) เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสามารถรองรับการเปลี่ยนแปลงบริบทของอุตสาหกรรมไฟฟ้า อันเกิดจากนโยบายและยุทธศาสตร์ของประเทศ รวมถึงการเปลี่ยนแปลงทาง เศรษฐกิจ สังคม สิ่งแวดล้อม และเทคโนโลยีที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในอนาคต (3) เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีความเกื้อหนุนต่อการรักษาประสิทธิภาพ เสถียรภาพ และความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศโดยรวม (4) เพื่อให้การกำกับดูแลการส่งผ่านต้นทุนค่าไฟฟ้าในการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าเป็นไปอย่างโปร่งใสและมีประสิทธิภาพ และ (5) เพื่อให้การดำเนินนโยบายของภาครัฐผ่านกลไกการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปอย่างครอบคลุม เป็นธรรม และมีประสิทธิภาพ
2.2 หลักการทั่วไป มีดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท ต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform tariff) ยกเว้นในกรณีดังต่อไปนี้ กรณีที่เป็นการตกลงซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกันโดยไม่อยู่ภายใต้การควบคุมของศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ กรณีที่เป็นการซื้อขายไฟฟ้าบนพื้นที่เกาะ กรณีที่เป็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ กรณีที่เป็นกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีความต้องการคุณภาพหรือบริการด้านไฟฟ้าที่แตกต่างจากปกติ หรือกรณีอื่นๆ โดยให้ กกพ. นำเสนอต่อ กพช. เพื่อให้ความเห็นชอบ (2) อัตราค่าไฟฟ้าต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซึ่งคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแยกออกจากกัน (3) อัตราค่าไฟฟ้าต้องคำนึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับที่เรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกี่ยวข้องอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม (4) การกำกับดูแลผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าให้ดำเนินงานอย่างมีประสิทธิภาพ ควรประยุกต์ใช้แนวทางการกำกับดูแลด้วยแรงจูงใจ (Incentive regulation) โดยอาศัยการเทียบเคียงมาตรฐาน (Benchmark) ที่ครอบคลุมและเหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน ควบคู่กับการเทียบเคียงกับผลการดำเนินงานในอดีต (5) ให้มีกลไกในการติดตามการลงทุนของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและการเรียกคืนเงินค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บไปเกิน (Claw back mechanism) สำหรับการลงทุนที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุน หรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็น หรือการลงทุนที่ไม่มีประสิทธิภาพ โดยให้สามารถนำเงินดังกล่าวไปคืนให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าได้ตามความเหมาะสม และ (6) ให้มีกลไกการชดเชยรายได้ผ่านกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อดูแลภาระต้นทุนของระบบจำหน่าย และการจำหน่ายไฟฟ้าที่แตกต่างกันภายใต้อัตราเดียวกันทั่วประเทศ (Uniform Tariff)
2.3 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง มีดังนี้ (1) ที่มาของอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ให้คิดจากรายได้ที่พึงได้รับของกิจการผลิต กิจการระบบส่งไฟฟ้า และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามระดับแรงดันไฟฟ้าและช่วงเวลา และ (3) อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งสำหรับขายให้กับการไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ต้องเป็นโครงสร้างเดียวกัน
2.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก มีดังนี้ (1) ที่มาของอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ให้คิดจากต้นทุนในการซื้อไฟฟ้า รวมกับรายได้ที่พึงได้รับของกิจการระบบจำหน่ายไฟฟ้า และกิจการจำหน่ายไฟฟ้า (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามแรงดันไฟฟ้า ช่วงเวลาการใช้ และลักษณะการใช้ไฟฟ้าที่แตกต่างกันของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละกลุ่ม (3) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกควรส่งสัญญาณให้ผู้ใช้ไฟฟ้ามีการปรับพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าให้สอดคล้องกับประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าโดยรวม โดยประยุกต์ใช้แนวคิดตามหลักความร่วมมือในการตอบสนองด้านโหลด (Demand response) และ (4) ให้มีการดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยโดยเฉพาะบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย
2.5 องค์ประกอบเพิ่มเติมในอัตราค่าไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ให้มีองค์ประกอบค่าใช้จ่ายเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ หรือ PE อันหมายถึง ต้นทุนส่วนเพิ่มที่แตกต่างไปจากการดำเนินกิจการอย่างมีประสิทธิภาพตามปกติของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ซึ่งใช้เพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ และต้องกระจายภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม โดยทบทวนเป็นวงรอบทุก 4 เดือน และ (2) ให้มีองค์ประกอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Automatic adjustment mechanism) หรือ ค่า Ft ซึ่งคิดจากค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่แตกต่างไปจากค่าที่ใช้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าฐาน โดยทบทวนเป็นวงรอบทุก 4 เดือน
2.6 การศึกษาและเตรียมการเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ให้มีการศึกษาและดำเนินการประกาศใช้อัตราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจำหน่าย (Wheeling charge) ภายในปี 2568 (2) ให้มีการพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อเป็นทางเลือกให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าตามความเหมาะสมและสอดคล้องกับสถานการณ์ตามที่ กกพ. เห็นสมควร อาทิ อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเติมเงิน (Pre-paid) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ให้ความร่วมมือในการเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าแบบชั่วคราว (Temporary demand response programs) (3) ให้ใช้แนวทางการสนับสนุนแบบมุ่งเป้า (Targeted subsidy) ในการดูแลช่วยเหลือผู้ด้อยโอกาสซึ่งมีลักษณะเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย (4) ให้มีการจัดเตรียมข้อมูลเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการพัฒนาอุตสาหกรรมไฟฟ้าเพื่อบูรณาการเข้ากับฐานระบบข้อมูลของศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ (5) ให้มีการวางยุทธศาสตร์เชิงรุกในการให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชน และ (6) ให้บูรณาการความร่วมมือในการศึกษาเกี่ยวกับแนวทางในการพัฒนานโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต
3. กรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2564 - 2568 เพื่อให้ กกพ. นำไปกำหนดและจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของนโยบาย มีดังนี้ (1) การปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า โดยให้สะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซึ่งคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแยกออกจากกัน และคำนึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับที่เรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกี่ยวข้องอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม ควรไม่เป็นการเพิ่มภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้าเมื่อเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าภายใต้บริบทเดิม และ (2) สำหรับโครงสร้างอัตราขายปลีก ได้กำหนดให้มีการอุดหนุนอัตราค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยโดยเฉพาะบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย โดยให้มีการพิจารณาคุณสมบัติผู้ที่สมควรได้รับการช่วยเหลือบนพื้นฐานระบบบูรณาการฐานข้อมูลสวัสดิการสังคม (e-Social Welfare) แทนปริมาณการใช้ไฟฟ้าเพียงอย่างเดียว และควรกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่นๆ ให้ใกล้เคียงกับต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2564 - 2568 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ทั้งนี้ หาก กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าควรกำหนดให้มีมาตรการหรือการดำเนินการเฉพาะอันก่อให้เกิดประโยชน์ต่อประชาชนเพิ่มเติม ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 8 มกราคม 2564 คณะทำงานพิเศษประสานเชื่อมโยงคณะกรรมการยุทธศาสตร์ชาติและคณะกรรมการปฏิรูปประเทศ (ป.ย.ป.) กระทรวงพลังงาน ได้มีมติเห็นชอบให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ให้สอดคล้องตามแผนการปฏิรูปประเทศ (ฉบับปรับปรุง) ซึ่งกำหนดเป้าหมายการจัดทำแผนบูรณาการฯ ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ไว้ในแผนการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน กิจกรรมการปฏิรูปที่ 5 ปรับโครงสร้าง กิจการไฟฟ้าและธุรกิจก๊าซธรรมชาติเพื่อเพิ่มการแข่งขัน โดยให้แล้วเสร็จภายในปี 2565 และสอดคล้องกับพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อมาเมื่อวันที่ 8 กุมภาพันธ์ 2564 ที่ประชุมผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงาน ได้มีมติเห็นชอบร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
2. ร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ มีองค์ประกอบรวม 12 ท่าน โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธานกรรมการ ผู้อำนวยการ สนพ. เป็นกรรมการและเลขานุการ ผู้แทน สนพ. เป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ โดยมีกรรมการประกอบด้วย ปลัดกระทรวงพลังงาน ปลัดกระทรวงมหาดไทย เลขาธิการสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงบประมาณ หรือผู้แทน ผู้อำนวยการสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ผู้ว่าการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ผู้ว่าการการไฟฟ้านครหลวง และผู้ว่าการการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค โดยมีหน้าที่และอำนาจ ดังนี้ (1) จัดทำแผนบูรณาการฯ ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย และนโยบายด้านระบบโครงข่ายไฟฟ้า รวมถึงนโยบายด้านพลังงานไฟฟ้าอื่นๆ ของประเทศ เพื่อบูรณาการแผนการลงทุนให้เกิดประโยชน์สูงสุด ไม่เป็นการลงทุนที่ซ้ำซ้อน และไม่เป็นภาระต้นทุนส่วนเกินต่อประชาชน (2) พิจารณาและเสนอแนะแนวทางการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับพื้นที่เกาะ และพื้นที่ห่างไกลให้เป็นไปอย่างบูรณาการและมีประสิทธิภาพ (3) พิจารณาและเสนอแนะแนวทางการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้าให้มีความทันสมัย รองรับเทคโนโลยีระบบไฟฟ้าในอนาคต รวมถึงการพัฒนาโครงข่ายระบบไฟฟ้าให้เชื่อมโยงกับประเทศในภูมิภาคอาเซียน เพื่อให้สามารถรองรับการขยายความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าในอนาคต (4) มีอำนาจเชิญผู้ที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมชี้แจง รวมทั้งให้ข้อมูลและเอกสารที่เกี่ยวข้องตามความเหมาะสม (5) ปฏิบัติงานอื่นๆ ตามที่ กพช. หรือประธาน กพช. มอบหมาย และ (6) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการช่วยปฏิบัติงานในอำนาจหน้าที่ตามความจำเป็น
3. การดำเนินการจัดทำแผนบูรณาการฯ ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง
3.1 วัตถุประสงค์ มีดังนี้ (1) เพื่อให้หน่วยงานด้านนโยบาย กำกับดูแล และการปฏิบัติร่วมกันกำหนดแผนการลงทุนและแผนการดำเนินงานเพื่อเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน เกิดการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานอย่างเต็มประสิทธิภาพ และไม่ก่อให้เกิดภาระต้นทุนส่วนเกินแก่ประชาชน (2) เพื่อให้การทำงานสอดคล้องทั้งด้านนโยบาย การบูรณาการงานร่วมกัน และการปฏิบัติงานเป็นไปอย่างมีเอกภาพและมีประสิทธิภาพ มีการบูรณาการแผนการลงทุนที่เกิดประโยชน์สูงสุดและไม่เป็นการลงทุนที่ซ้ำซ้อน และ (3) เตรียมความพร้อมเพื่อเปิดให้สิทธิ์บุคคลอื่นมาใช้ประโยชน์จากระบบส่งและระบบจำหน่าย
3.2 หลักการและแนวทางการทำงาน มีดังนี้ (1) กพช. มีอำนาจพิจารณาอนุมัติ ทบทวน และปรับปรุงแผนบูรณาการฯ และดำเนินการแต่งตั้งคณะกรรมการแผนบูรณาการฯ โดยมอบหมายให้จัดทำแผนบูรณาการฯ และนำเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบภายในปี 2565 เพื่อพิจารณาอนุมัติและประกาศแผนบูรณาการฯ ระยะ 5 ปี ให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องนำไปปฏิบัติ (2) แผนบูรณาการฯ ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ แผนบูรณาการลงทุนและการดำเนินงานของ 3 การไฟฟ้า แผนการลงทุนรายหน่วยงาน และโครงการสำคัญตามนโยบายของรัฐบาลหรืออื่นๆ ตามที่ กพช. และคณะกรรมการแผนบูรณาการฯ เห็นสมควร ทั้งนี้ เพื่อให้เกิดการบูรณาการการลงทุนและจัดลำดับความสำคัญของโครงการทั้งในส่วนระบบผลิต ระบบส่ง และระบบจำหน่าย รวมทั้งการจัดตั้งโครงการลงทุนหรือวิจัยและพัฒนาร่วมกันในรูปแบบหรือพื้นที่ต่างๆ ได้แก่ การดำเนินโครงการ Smart Grid Micro Grid และ Energy Trading Platform การบูรณาการด้านข้อมูล (Data Harmonization) และการวิเคราะห์ข้อมูล หรือการสร้าง Platform ด้านพลังงานเพื่อให้เกิดการสร้างรายได้ หรือระบบ หรือกลไกดำเนินงานร่วมกัน เป็นต้น และ (3) โครงการลงทุนของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ที่สำคัญหรือจำเป็น หรือโครงการที่มีมูลค่าเกิน 1,000 ล้านบาท อาทิ โครงการด้านการพัฒนาโครงข่ายและระบบไฟฟ้า ต้องกำหนดอยู่ในแผนบูรณาการฯ จึงจะได้รับการพิจารณาแผนงาน โครงการ และงบลงทุนประจำปีจากกระทรวงมหาดไทย กระทรวงพลังงาน สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ และคณะรัฐมนตรี ทั้งนี้ กำหนดระยะเวลาการดำเนินการจัดทำแผนบูรณาการฯ และนำเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบภายในปี 2565
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2564 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป