มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2562 (ครั้งที่ 77)
วันจันทร์ที่ 25 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2562 เวลา 09.00 น.
2. กรอบ แนวทาง และแผนการดำเนินงานภายใต้แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018)
3. แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
4. หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายเพทาย หมุดธรรม)
แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 ได้มีมติเห็นชอบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 (นำร่อง) ดังนี้ (1) มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น Shipper รายใหม่
ในปริมาณการจัดหา LNG ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำก๊าซ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยหลักเกณฑ์ในการนำเข้า LNG ให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์เดียวกับที่บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ปฏิบัติอยู่และให้ กฟผ. ในฐานะ Shipper แยกธุรกิจออกจากกิจการผลิตไฟฟ้าให้ชัดเจน โดยให้แยกบัญชีการประกอบกิจการ Shipper และจัดตั้งเป็นหน่วยธุรกิจให้แล้วเสร็จภายในระยะที่ 1 ทั้งนี้ ให้ Shipper ทุกราย ต้องกำหนด Code of Conduct ในการบริหารจัดการ ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (2) การบริหารจัดการการจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ Shipper รายเดิม (ปตท.) จัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าปัจจุบัน โดยใช้ราคา Pool Gas และ Shipper รายใหม่ คือ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ของ กฟผ. ในฐานะ Shipper (3) มอบหมายให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้แยกทางบัญชีก่อนแล้วแยกเป็นหน่วยธุรกิจหรือนิติบุคคลในลำดับต่อไป และให้หน่วยธุรกิจท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ทำหน้าที่เป็นผู้บริหารระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติอย่างอิสระและมีประสิทธิภาพ โดยกำหนด Code of Conduct ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (4) มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) กำกับ ติดตาม รวมถึงบริหาร ดูแลความมั่นคงของการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งจากอ่าวไทย จากการนำเข้าจากต่างประเทศทางระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และการนำเข้า LNG โดยในส่วนของก๊าซ LNG ให้ ชธ. ศึกษาแนวทางการกำหนดหลักเกณฑ์เพื่อติดตามและกำกับดูแลการจัดหา LNG ที่เหมาะสมทั้งในด้านราคาและปริมาณ เพื่อรองรับการแข่งขันในกรณีที่มีผู้จัดหา/นำเข้าก๊าซ LNG หลายราย (5) มอบหมายให้ กกพ. จัดทำโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับนโยบายการส่งเสริมให้มีการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ และ (6) สำหรับการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ในฐานะศูนย์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า มอบหมายให้ กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 26 กันยายน 2560 คณะรัฐมนตรี ได้สั่งการให้กระทรวงพลังงานและ กฟผ. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยวิธีการประมูลที่โปร่งใสและตรวจสอบได้ ภายใต้การแข่งขันอย่างเสรี โดยเปิดโอกาสให้ผู้ผลิต LNG ทั้งในและต่างประเทศ รวมถึง ปตท. สามารถเข้าร่วมการประมูลได้ เพื่อให้ต้นทุนการจัดหา LNG ดังกล่าว อยู่ในระดับราคาที่เหมาะสมและเป็นประโยชน์สูงสุดต่อต้นทุนค่าไฟฟ้า
2. เมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบการเตรียมการสำหรับการเป็นผู้จัดหา LNG รายใหม่ของ กฟผ. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 โดยให้ กฟผ. จัดทำสัญญาเช่าท่าเรือ สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG สัญญาการใช้บริการท่อส่งก๊าซธรรมชาติ และเตรียมการจัดหา LNG ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 โดยให้เริ่มการนำเข้า LNG ในปริมาณไม่เกิน 1.5 ล้านตัน ภายในปี 2562 และเห็นชอบการขอส่งผ่านค่าไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ของ กฟผ. ไปเฉลี่ยในโครงสร้างราคาไฟฟ้าได้ เมื่อ กฟผ. ดำเนินการ ดังนี้ (1) คัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat Rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา (2) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหาต้องไม่สูงกว่าราคา LNG ต่ำที่สุดตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (3) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท.
3. กฟผ. ได้รายงานความก้าวหน้าการดำเนินงาน ดังนี้ (1) สัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG ของ บริษัท พีทีทีแอลเอ็นจี จำกัด ได้ลงนามสัญญาแล้วเมื่อเดือนมกราคม 2562 (2) สัญญาใช้ความสามารถในการให้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. โดยอัยการสูงสุดและคณะกรรมการ กฟผ. เห็นชอบร่างสัญญาฯ แล้ว โดยมีกำหนดลงนามสัญญา 1 เดือน ก่อนการใช้บริการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ แบ่งการทำสัญญาเป็น 2 รูปแบบ (ระยะสั้นและระยะกลาง) เพื่อบริหารจัดการให้สอดคล้องกับแผนการผลิตไฟฟ้าและไม่ให้เกิดภาระการจองใช้บริการระบบท่อโดยไม่ใช้บริการจริง (3) สัญญาจัดหา LNG (Term contract อายุสัญญา 8 ปี) กฟผ. ได้คัดเลือกโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงสุด (Heat Rate ต่ำสุด) ในการผลิตไฟฟ้าจาก LNG ที่ กฟผ. จัดหา โดยใช้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมพระนครใต้ทดแทน ระยะที่ 1 ขนาด 1,220 เมกะวัตต์ Heat Rate 6,300 บีทียูต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง หรือโรงไฟฟ้าอื่นของ กฟผ. ที่มีค่า Heat Rate ต่ำกว่า ณ ขณะนั้นเป็นลำดับแรก และใช้โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมวังน้อย ชุดที่ 4 หรือโรงไฟฟ้าของ กฟผ. อื่นๆ ที่มีค่า Heat Rate ต่ำสุดเป็นลำดับถัดไป ที่มีความพร้อมเดินเครื่อง ณ เวลานั้นๆ เพื่อให้สามารถใช้ LNG ได้ครบตามปริมาณที่ผูกพันในสัญญาซื้อขาย (4) ราคา LNG ที่ กฟผ. จัดหา โดยคณะกรรมการ กฟผ. เห็นชอบให้ใช้วิธีการแข่งขันราคา คัดเลือกผู้ชนะการเสนอราคาภายใต้เงื่อนไข
การซื้อขายที่ กฟผ. กำหนด จากผู้ที่เสนอราคาต่ำสุด โดยกำหนดโครงสร้างราคาซื้อขาย LNG โดยอ้างอิงโครงสร้างราคา LNG ตามสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวของ ปตท. ที่คาดว่าเป็นราคาต่ำสุดที่มีอยู่ในปัจจุบัน และ (5) สัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. จะต้องไม่น้อยกว่าสัดส่วนของ ปตท. โดย กฟผ. ได้กำหนดปริมาณซื้อขายตามสัญญาขั้นต่ำประมาณ 800,000 ตันต่อปี ซึ่งเทียบเท่ากับสัดส่วนปริมาณการนำเข้าต่อขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ ปตท. ณ ปี 2561 (เท่ากับ 53% เมื่อคำนวณโดยใช้ขนาดการจองพื้นที่ของสถานีแปรสภาพ LNG ของ กฟผ. 1,500,000 ตันต่อปี) โดยเริ่มต้นนำเข้าพร้อมกับกำหนดบังคับใช้ตามสัญญาใช้บริการสถานีแปรสภาพ LNG โดยมีแผนการนำเข้า LNG ได้แก่ ออกเอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอในวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2562 ถึงวันที่ 3 เมษายน 2562 คัดเลือกผู้ชนะการแข่งขันราคาภายในเดือนเมษายน 2562 นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว เสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นชอบภายในเดือนพฤษภาคม 2562 ลงนามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวภายในเดือนมิถุนายน 2562 และเริ่มรับ LNG ครั้งแรก ภายในเดือนกันยายน 2562 ทั้งนี้ เมื่อได้ผู้ชนะการเสนอราคาแล้ว จะนำผลการเสนอราคาดังกล่าวเสนอต่อ กบง. และ กพช. ต่อไป (6) ข้อตกลงซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. และข้อตกลงซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ได้นำส่ง กกพ. เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2561 ขณะนี้อยู่ระหว่างรอ กกพ. พิจารณาให้ความเห็น
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 (PDP2018) และมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP2018
ซึ่งครอบคลุมถึงหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการรับซื้อไฟฟ้า ระยะเวลาดำเนินโครงการ พื้นที่ ปริมาณและราคารับซื้อไฟฟ้า เทคโนโลยีและเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยคำนึงถึงความเห็นของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ในเรื่องของความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว และการยอมรับชนิดของเชื้อเพลิงในด้านสิ่งแวดล้อม ในการจัดหากำลังการผลิตที่เหมาะสม และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการตามแนวทางของ กบง. และเสนอผลดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2562 กบง. ได้รับทราบมติ กพช. เรื่องแผน PDP2018 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ จัดทำแผนปฏิบัติการสำหรับแผน PDP2018 เพื่อจะได้นำแผนไปสู่การปฏิบัติอย่างเหมาะสม
2. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP2018) จะมีกำลังการผลิตไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้าในปลายปี 2580 รวมสุทธิ 77,211 เมกะวัตต์ โดยประกอบด้วยกำลังผลิตไฟฟ้าในปัจจุบัน ณ สิ้นปี 2560 เท่ากับ 46,090 เมกะวัตต์ โดยเป็นกำลังผลิตของโรงไฟฟ้าใหม่รวม 56,431 เมกะวัตต์ และมีการ
ปลดกำลังผลิตโรงไฟฟ้าเก่าที่หมดอายุในช่วงปี 2561 – 2580 จำนวน 25,310 เมกะวัตต์ โดย ณ ปี 2580 มีภาพรวมของกำลังการผลิตไฟฟ้าตามสัญญา (Contracted Capacity) ดังนี้ โรงไฟฟ้าหลัก (กฟผ. IPP SPP และ Import) 44,183 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน (กฟผ. SPP และ VSPP) 28,508 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าตามนโยบายรัฐบาล 520 เมกะวัตต์ (แบ่งเป็นโรงไฟฟ้าขยะชุมชน 400 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าชีวมวลประชารัฐ 120 เมกะวัตต์) และการอนุรักษ์พลังงานด้านไฟฟ้าตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 4,000 เมกะวัตต์
3. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2562 กกพ. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อเสนอความเห็นเกี่ยวกับโครงการโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS) และเมื่อวันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2562 กฟผ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. เสนอความเห็นเกี่ยวกับโรงไฟฟ้าภาคตะวันตกตามแผน PDP2018 ซึ่งสรุปได้ ดังนี้
3.1 การจัดหาโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก ตามแผน PDP2018 ระบุให้จัดหาโรงไฟฟ้าทดแทนขนาด 700 เมกะวัตต์ ในปี 2567 และโรงไฟฟ้าใหม่ขนาด 700 เมกะวัตต์ ในปี 2568 ซึ่ง กบง. ได้รับมอบหมายจาก กพช. ให้พิจารณาแนวทางการจัดหาโรงไฟฟ้าให้เป็นไปตามที่ระบุไว้ในแผน PDP2018 โดยคำนึงถึงความเห็นของ กกพ. และ กฟผ. ในเรื่องของความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคตะวันตกและภาคใต้ ความพร้อมและการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 10 พฤษภาคม 2561 บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) (บริษัท RATCH) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเสนอขอดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแห่งใหม่ขนาดกำลังการผลิต 1,400 เมกะวัตต์ เนื่องจากมีความพร้อมด้านพื้นที่ สาธารณูปโภคต่างๆ สามารถใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้วให้เกิดประโยชน์สูงสุด เช่น ระบบสายส่งไฟฟ้า และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งได้รับการยอมรับจากประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และช่วยเพิ่มความมั่นคงของระบบไฟฟ้าทางภาคตะวันตกและภาคใต้ ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาข้อเสนอของบริษัท RATCH ร่วมกับ กฟผ. และ กกพ. สรุปได้ ดังนี้
3.1.1 กระทรวงพลังงานเห็นควรรับพิจารณาข้อเสนอของบริษัท RATCH โดยให้สามารถเจรจากับบริษัทถึงกำหนดวันจ่ายไฟให้เหมาะสมสอดคล้องกับแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าสุราษฏร์ธานีของ กฟผ. ในปี 2570 และปี 2572 ตามความจำเป็นและเหมาะสมของความมั่นคงด้านไฟฟ้าภาคใต้และภาคตะวันตกไปพร้อมกัน
3.1.2 กรอบการเจรจาตามข้อเสนอของบริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) มีดังนี้ (1) เจรจากับบริษัท RATCH หรือบริษัทที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่ เพื่อดำเนินโครงการตามข้อเสนอของบริษัท RATCH (กลุ่มบริษัท RATCH) (2) โรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 1,400 เมกะวัตต์ (2x700 เมกะวัตต์) (3) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ โดยต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. เท่านั้น (4) เป็นการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดยพิจารณาการใช้ประโยชน์จากโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่แล้ว ให้เกิดประโยชน์สูงสุด และคำนึงถึงจุดเชื่อมโยงที่จำเป็นและเหมาะสมในด้านความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ ภาคตะวันตก และเขตนครหลวง และ (5) ราคารับซื้อไฟฟ้า ไม่สูงกว่าราคารับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าประเภทเชื้อเพลิงชนิดเดียวกัน ทั้งนี้ ให้ใช้เทคโนโลยีที่ทันสมัยและมีประสิทธิภาพ ตลอดจนมีอัตราความร้อน (Heat Rate) เหมาะสมกับขนาดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้า และสะท้อนต้นทุนที่ประหยัดได้จากความคุ้มค่าต่อขนาดการลงทุน (Economy of Scale) การใช้ facility ร่วมกัน และการใช้โครงสร้างพื้นฐานเดิมที่มีอยู่แล้ว
3.1.3 แผนการดำเนินงาน ได้แก่ นำข้อเสนอของบริษัท RATCH เสนอ กบง. หากเห็นชอบกรอบการเจรจาให้ กบง. มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการเจรจากับกลุ่มบริษัท RATCH และเสนอผลการเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จากนั้นให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกลุ่มบริษัท RATCH และให้กระทรวงพลังงานรายงานผลดำเนินงานให้ กพช. รับทราบ
3.2 โรงไฟฟ้าเอกชนที่อยู่ระหว่างการพัฒนาโครงการ โดยแผน PDP2018 ได้กำหนด
ให้ลดปริมาณการผลิตไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงถ่านหินเพื่อลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ ซึ่งเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2561 บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (บริษัท NPS) ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเสนอขอเปลี่ยนชนิดเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ ในโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินนำเข้าของบริษัท NPS กำลังผลิตสุทธิ 540 เมกะวัตต์ (เป็นโครงการที่อยู่ในแผน PDP2015 และ PDP2018) เนื่องจากปัญหาความขัดแย้งและการต่อต้านเชื้อเพลิงถ่านหิน ทำให้ต้องมีการปรับเลื่อนโรงไฟฟ้าถ่านหินออกไป และ/หรือ ปรับแผนเป็นโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติแทนโรงไฟฟ้าถ่านหิน
3.2.1 กระทรวงพลังงานมีความเห็นว่า โครงการของบริษัท NPS มีความสอดคล้องกับนโยบายภาครัฐที่สนับสนุนให้มีการลงทุนในโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับโครงการพัฒนาระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) อีกทั้งจะสามารถช่วยเพิ่มเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในพื้นที่ EEC ที่จะมีความต้องการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้น จึงเห็นควรให้สามารถพิจารณาการเปลี่ยนแปลงเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติได้ตามความเหมาะสมเป็นรายโครงการ โดยให้คำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของประชาชนและผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ
3.2.2 กรอบการเจรจาตามข้อเสนอของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) มีดังนี้ (1) เจรจากับบริษัท NPS หรือบริษัทที่จัดตั้งขึ้นหรือที่จะจัดตั้งขึ้นใหม่ เพื่อดำเนินโครงการ ตามข้อเสนอของบริษัท NPS (กลุ่มบริษัท NPS) (2) ให้เปลี่ยนประเภทเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติได้ (3) ปริมาณกำลังผลิตและจุดเชื่อมโยง เป็นไปตามข้อเสนอเดิมของกลุ่มบริษัท NPS (4) กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบไม่เกินกว่าที่กำหนดในแผน PDP2018 โดยให้เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS เพื่อกำหนดวันที่เหมาะสม (5) กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับกลุ่มบริษัท NPS ภายในเดือนเมษายน 2562 ทั้งนี้ หาก กฟผ. ไม่สามารถลงนามสัญญาได้ภายในระยะเวลาที่กำหนด ให้ กกพ. พิจารณากำหนดกรอบเวลาลงนามให้แล้วเสร็จต่อไป และ (6) ราคารับซื้อไฟฟ้า เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรม โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้า โดยให้ใช้เทคโนโลยีที่ทันสมัยและมีประสิทธิภาพ ตลอดจนมีอัตราค่าความร้อน (Heat Rate) เหมาะสมกับขนาดกำลังผลิตของโรงไฟฟ้า
3.2.3 แผนการดำเนินงาน ได้แก่ นำข้อเสนอของบริษัท NPS เสนอ กบง. พิจารณา
หากเห็นชอบกรอบการเจรจาให้มอบหมายให้ กกพ. เจรจากับกลุ่มบริษัท NPS ตามกรอบการเจรจา และเสนอผลการเจรจาต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า จากนั้น กฟผ. ลงนามในสัญญาฯ และให้กระทรวงพลังงานรายงานผลดำเนินงานให้ กพช. รับทราบ
มติของที่ประชุม
1. โรงไฟฟ้าทดแทนและโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกในปี 2567-2568
(1) ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการเจรจากับกลุ่มผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง จำกัด (มหาชน) ในการดำเนินการโรงไฟฟ้าภาคตะวันตก เดิม ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้า
เข้าระบบในปี 2567 และการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ ขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ
ในปี 2568
(2) ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานพิจารณาเปรียบเทียบการดำเนินการในข้อ (1) กับการเปิดให้มีการประมูลโรงไฟฟ้าใหม่ภาคตะวันตกขนาดกำลังผลิต 700 เมกะวัตต์ เพื่อจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี 2568
(3) ให้นำเสนอผลการดำเนินการตามข้อ (1) และ (2) ให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา
2. โรงไฟฟ้าขนาด 540 เมกะวัตต์ ของ บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด (มหาชน) (NPS)
ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานดำเนินการเจรจาราคารับซื้อไฟฟ้ากลุ่มบริษัท NPS ในกรณีการเปลี่ยนเชื้อเพลิงจากถ่านหินเป็นก๊าซธรรมชาติ โดยคำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของผู้ใช้ไฟฟ้าเป็นสำคัญ ทั้งนี้
ให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานยืนยันว่าการปฏิบัติดังกล่าวสามารถดำเนินการได้โดยไม่ขัดกับกฎหมาย และเสนอผลดำเนินการต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิต
แห่งประเทศไทยลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2561 มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จากชดเชย 2.50 บาทต่อลิตร เป็นชดเชย 4.00 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2561 ถึงวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2562 ต่อมา กบง. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 มีมติเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ชดเชยให้กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพิ่มขึ้น 0.50 บาทต่อลิตร เป็นอัตรา 4.50 บาทต่อลิตร เพื่อลดค่าใช้จ่ายระหว่างการเดินทางช่วงปีใหม่ โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 25 ธันวาคม 2561 เป็นต้นไป
2. โครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2562 ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล E20 น้ำมันแก๊สโซฮอล E85 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นดังนี้ (1) อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 8.0800 2.1200 2.1200 -0.7800
-6.3800 0.2000 และ -4.5000 บาทต่อลิตร ตามลำดับ (2) ค่าการตลาด อยู่ที่ 2.8179 1.8315 1.9749 1.8156 3.3708 1.6887 และ 2.0211 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และ (3) ราคาขายปลีก อยู่ที่ 34.56 27.15 26.88 24.14 19.74 26.89 และ 21.89 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ประมาณการสภาพคล่องกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2562 มีรายรับจากน้ำมันเบนซิน 95 แก๊สโซฮอล 95 แก๊สโซฮอล 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และ LPG 2,042 ล้านบาทต่อเดือน และมีภาระชดเชย แก๊สโซฮอล E20 แก๊สโซฮอล E85 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ 376 ล้านบาทต่อเดือน สุทธิแล้วกองทุนมีรายรับ 1,667 ล้านบาทต่อเดือน และกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 31,043 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมันที่ 36,547 ล้านบาท และบัญชีก๊าซ LPG ติดลบที่ 5,504 ล้านบาท โดยหากสถานการณ์ราคาน้ำมันไม่ผันผวนมากและอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์คงเดิม คาดว่าอีกประมาณ 5 เดือนจะทำให้เงินกองทุนน้ำมันฯ เต็มเพดาน 40,000 ล้านบาท ตามพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. ....
3. สถานการณ์น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 มีราคาต่ำกว่าดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร และค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สูงกว่าดีเซลหมุนเร็วประมาณ 0.33 บาทต่อลิตร ส่วนการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 และ บี100 กระทรวงพลังงานได้ส่งเสริมให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างเป็นทางการตั้งแต่วันที่ 2 กรกฎาคม 2561 และกรมธุรกิจพลังงานได้ประกาศคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เพื่อให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 สามารถจำหน่ายที่สถานีบริการได้ตั้งแต่วันที่ 31 มกราคม 2562 ซึ่งทำให้ปริมาณการจำหน่ายเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยข้อมูล ณ วันที่ 17 กุมภาพันธ์ 2562 ดังนี้ สถานีบริการที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จำนวน 23 สถานี และจำหน่ายให้กับ Fleet จำนวน 117 แห่ง ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ณ มกราคม 2562 อยู่ที่ 8.778 ล้านลิตร ณ กุมภาพันธ์ 2562 (วันที่ 1 - 17) อยู่ที่ 8.835 ล้านลิตร โดย ณ กรกฎาคม 2561 – มกราคม 2562 มีปริมาณการใช้ไบโอดีเซล (ทั้งดีเซลหมุนเร็ว และ ดีเซลหมุนเร็ว บี20) อยู่ที่ 145 ล้านลิตร
4. แนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 จากสถานการณ์น้ำมันปาล์มดิบล้นตลาดและปัญหาเรื่องฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM2.5) กระทรวงพลังงานมีแนวทางในการช่วยเหลือโดยการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ในรถบรรทุกขนาดใหญ่มากขึ้น เพื่อช่วยเหลือเกษตรกรผู้ปลูกปาล์มน้ำมัน และลดค่าใช้จ่ายภาคขนส่ง รวมทั้งแก้ปัญหาฝุ่นละอองขนาดเล็ก (PM2.5) อย่างไรก็ดีการส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 กระทรวงพลังงานได้ใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ โดยชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ที่ 4.50 บาทต่อลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ซึ่งกองทุนน้ำมันฯรับภาระในส่วนนี้ประมาณ 21 ล้านบาทต่อเดือน ดังนั้น เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อย่างต่อเนื่อง ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้ใช้กองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ให้ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 3 เดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบขยายระยะเวลาให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 5 บาทต่อลิตร ต่อไปอีก 3 เดือน (ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2562 ถึง วันที่ 31 พฤษภาคม 2562)
เรื่องที่ 4 หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบ ดังนี้
(1) หลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมาตราฐาน EURO 4 (Gasoil 50 ppm) แต่โรงกลั่นฯ และผู้ค้าน้ำมันได้ซื้อขายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วด้วยราคาตามมาตรฐาน EURO 3 (Gasoil 500 ppm) บวกค่าปรับปรุงคุณภาพ ซึ่งส่งผลกระทบ ดังนี้ (1) ต้นทุนของราคาเนื้อน้ำมันที่ สนพ. ใช้ในการคำนวณโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงไม่ตรงกับการซื้อขายจริงของโรงกลั่นน้ำมันและผู้ค้าน้ำมัน (2) ค่าการตลาดที่ สนพ. คำนวณได้ตามโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงสูงกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสมที่
1.85 บาทต่อลิตร แต่ผู้ค้าน้ำมันแจ้งว่าผู้ค้ามีต้นทุนเนื้อน้ำมันที่สูงกว่าของ สนพ. ส่งผลให้ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงต่ำกว่าของ สนพ. จากการอ้างอิงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ไม่ตรงกัน ส่งผลให้ไม่สามารถติดตามดูแลราคาขายปลีกน้ำมันฯ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมได้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงอาศัยอำนาจตามคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 4 (8) ให้คณะกรรมการ (กบง.) มีอำนาจหน้าที่กำหนดให้โรงกลั่นแจ้งราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นต่อคณะกรรมการ โดยให้โรงกลั่นน้ำมันแจ้งข้อมูลราคาขายส่งเฉลี่ยหน้าโรงกลั่น (บางจาก ศรีราชา ระยอง) เพื่อให้ สนพ. มีข้อมูลสำหรับคำนวณโครงสร้างราคาน้ำมันฯ และติดตามดูแลราคาขายปลีกน้ำมันฯ ให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
1. มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานสั่งการให้โรงกลั่นน้ำมันจัดส่งข้อมูลปริมาณจำหน่าย (บางจาก ศรีราชา ระยอง) ของน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์ที่จำหน่ายภายในประเทศและส่งออกต่างประเทศทุกวันย้อนหลังตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 เป็นต้นไป
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานสั่งการให้โรงกลั่นน้ำมันจัดส่งข้อมูลราคาขายส่งเฉลี่ยหน้าโรงกลั่น (บางจาก ศรีราชา ระยอง) ของน้ำมันเชื้อเพลิงแต่ละผลิตภัณฑ์ที่จำหน่ายภายในประเทศและส่งออกต่างประเทศทุกวันย้อนหลังตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2561 เป็นต้นไป