มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 20/2559 (ครั้งที่ 32)
เมื่อวันศุกร์ที่ 18 พฤศจิกายน 2559 เวลา 15.30 น.
1. แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
2. ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
3. แนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก อนันตพร กาญจนรัตน์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายทวารัฐ สูตะบุตร)
เรื่องที่ 1 แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดย (1) เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน (พน.) กระทรวงมหาดไทย คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และหน่วยงานอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ตามแผนแม่บทต่อไป ทั้งนี้จะต้องคำนึงถึงความคุ้มค่าของการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดและให้มีผลกระทบต่อภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนให้น้อยที่สุด และ (2) มอบหมายให้ พน. โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาอนุมัติในรายละเอียดต่อไป
2. สนพ. ได้ดำเนินโครงการพัฒนาแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย โดยคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 สิงหาคม 2558 ที่ประชุมเห็นชอบในแนวทางการดำเนินโครงการ โดยมีหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง อันได้แก่ สำนักงาน กกพ. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) กฟผ. กฟน. กฟภ. สถาบันวิจัย และสถาบันการศึกษา ร่วมดำเนินการจัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย
3. เมื่อวันที่ 22 กันยายน 2559 และวันที่ 8 พฤศจิกายน 2559 คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ได้พิจารณาให้ความเห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 รวมทั้งเห็นชอบกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนฯ และให้นำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป โดยสาระสำคัญของแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย มีดังนี้
3.1 วัตถุประสงค์ แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย เป็นการดำเนินการภายใต้กรอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ของประเทศไทย พ.ศ. 2558 - 2579 เพื่อให้เกิดการนำไปปฏิบัติในเชิงรูปธรรม ในระยะสั้น ครอบคลุมช่วงปีพ.ศ. 2560 – 2564 ซึ่งเป็นระยะการพัฒนาโครงการนำร่องเพื่อทดสอบความเหมาะสมทางเทคนิคและความคุ้มค่าของการลงทุนในแต่ละเทคโนโลยี และนำผลที่ได้จากการศึกษา ทดสอบ และวิจัยสำหรับแต่ละเทคโนโลยีในโครงการนำร่องมาพิจารณาทบทวนถึงความเหมาะสมในการนำไปใช้พัฒนาจริงในระยะต่อไป
3.2 แนวทางการดำเนินการขับเคลื่อนด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 การดำเนินการพัฒนาระบบสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น ได้กำหนดให้มีการดำเนินการพัฒนาและขับเคลื่อน 5 เทคโนโลยีหลัก ซึ่งมีความสอดคล้องกับกรอบการดำเนินงานในระยะสั้นตามแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 ได้แก่ (1) ระบบบริหารจัดการพลังงาน (2) การออกแบบกลไกราคาและสิ่งจูงใจ และการตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้า (3) ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็ก (4) ระบบกักเก็บพลังงาน (5) การพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และเพื่อให้การดำเนินการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้นเกิดประสิทธิภาพสูงสุด จึงได้กำหนดการพัฒนาทั้ง 5 เทคโนโลยีให้อยู่ภายใต้ 3 เสาหลักของการขับเคลื่อนด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ได้แก่ (1) เสาหลักที่ 1: การตอบสนองด้านความต้องการไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน (2) เสาหลักที่ 2: ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (3) เสาหลักที่ 3: ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน
3.3 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 กระบวนการขับเคลื่อนภายใต้แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 อ้างอิงเสาหลักทั้ง 3 เสาเป็นหลัก โดยจะประกอบด้วยการศึกษา วิจัยและพัฒนา การนำร่องและสาธิตและการเตรียมการเพื่อการใช้งานเชิงพาณิชย์ นอกจากนี้ จะมีการสนับสนุนจากกิจกรรมอื่นๆ ซึ่งมิได้อยู่ภายใต้เสาหลักหนึ่งเสาหลักใด แต่มีความสำคัญในภาพรวมและจำเป็นต้องได้รับการดำเนินการคู่ขนานไปด้วย ได้แก่ การพัฒนาขีดความสามารถในประเทศ การสื่อสารและสร้างความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสียและบุคคลทั่วไป การเตรียมการแหล่งเงินทุนสนับสนุน จนถึงการจัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนระยะปานกลาง ทั้งนี้ โครงสร้างและส่วนประกอบของแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น มีดังต่อไปนี้ (1) การเตรียมโครงสร้าง (2) เสาหลักที่ 1: การตอบสนองด้านความต้องการไฟฟ้าและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) (3) เสาหลักที่ 2: ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) (4) เสาหลักที่ 3: ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน (Micro Grid & ESS) (5) การพัฒนาขีดความสามารถด้านสมาร์ทกริดในประเทศ (6) การสื่อสารและสร้างความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย (7) การเตรียมการแหล่งเงินทุนสนับสนุน และ (8) การจัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริด
3.4 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 ได้ประเมินกรอบงบประมาณตามที่มีความจำเป็นสำหรับการดำเนินการต่างๆ ภายใต้แผนขับเคลื่อนฯ รวมทั้งสิ้น 2,082 ล้านบาท สรุปได้ ดังนี้ (1) ภาพรวมกรอบงบประมาณการดำเนินงาน งบประมาณในภาพรวมสำหรับแผนการขับเคลื่อนฯ คิดรวมเป็นงบประมาณการดำเนินการทั้งสิ้น 2,082 ล้านบาท แยกตามหน่วยงานที่รับผิดชอบ ดังนี้ สนพ. กฟผ. กฟน. กฟภ. และ สำนักงาน กกพ. 433 169 436 1,018 และ 26 ล้านบาท ตามลำดับ (2) กรอบงบประมาณภายใต้แผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 จำนวน 20 โครงการ รายละเอียด ดังนี้ การบริหารและจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการขับเคลื่อนฯ 63 ล้านบาท เสาหลักที่ 1: DR & EMS 974 ล้านบาท เสาหลักที่ 2: RE Forecast 49 ล้านบาท เสาหลักที่ 3: Micro Grid & ESS 646 ล้านบาท การส่งเสริมขีดความสามารถ 300 ล้านบาท การสื่อสารทำความเข้าใจกับผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย 50 ล้านบาท
3.5 เป้าหมายในภาพรวมของแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น คือ การเกิดขึ้นของธุรกิจด้านสมาร์ทกริดเชิงพาณิชย์ในประเทศไทยภายในปี 2564 โดยเป้าหมาย และผลประโยชน์ในภาพรวมจะเกิดขึ้นภายใต้เป้าหมายของแต่ละแผนงานของแผนขับเคลื่อนฯ สรุปได้ ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าฯ เกิดการรับซื้อกำลังไฟฟ้าที่ลดลงได้ในช่วงที่เกิดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด หรือ การรับซื้อพลังงานไฟฟ้าแบบ Negawatt เป็นปริมาณ 350 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ การดำเนินการตอบสนองด้านความต้องการใช้ไฟฟ้าจะได้รับการพัฒนาให้เป็นแบบอัตโนมัติมากขึ้น (2) เสาหลักที่ 2 ระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเกิดศูนย์พยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเน้นการพยากรณ์ในพื้นที่ที่มีความจำเป็นก่อนเป็นลำดับแรก (3) เสาหลักที่ 3 ระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กและระบบกักเก็บพลังงาน เกิดการใช้งานระบบโครงข่ายไฟฟ้าขนาดเล็กเชิงพาณิชย์จำนวน 3 – 5 โครงการ ในพื้นที่ที่มีศักยภาพ รวมถึงทำให้การบริหารจัดการการผลิตและการใช้ไฟฟ้าในพื้นที่ดังกล่าวเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพมากขึ้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป
2. มอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) สามารถพิจารณาทบทวนกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ อย่างมีนัยสำคัญ และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาอนุมัติต่อไป
เรื่องที่ 2 ข้อสรุปการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 มีมติเห็นชอบในหลักการ เรื่อง Roadmap การดำเนินการเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG โดยแบ่งการดำเนินงานเป็นสองระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 กำหนดแผนยุทธศาสตร์ในการส่งเสริมการแข่งขันในส่วนของการนำเข้าให้เกิดผู้นำเข้ามากกว่า หนึ่งราย โดยได้แบ่งขั้นตอนการดำเนินงานส่งเสริมการแข่งขันในส่วนนำเข้าเป็น 4 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1.1 ยกเลิกมาตรการต่างๆ ที่ไม่เอื้อต่อการให้ผู้ค้าก๊าซ LPG รายอื่นนำเข้า ระยะที่ 1.2 เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน ระยะที่ 1.3 เปิดส่วนแบ่งปริมาณนำเข้าให้ผู้ประกอบการรายอื่น (นอกเหนือจาก ปตท.) ด้วยระบบโควต้า โดยใช้ราคานำเข้าที่ CP+X เหรียญสหรัฐ/ตัน ซึ่ง X เป็นสูตรคงที่อ้างอิงกับดัชนีที่เหมาะสม สะท้อนต้นทุนการขนส่งและจัดหาซึ่งปรับตามตลาดโลก และระยะที่ 1.4 เปิดการประมูลการนำเข้าก๊าซ LPG เมื่อมีผู้ค้ามาตรา 7 สามารถนำเข้าได้มากกว่าหนึ่งราย และประสงค์จะนำเข้ามากกว่าปริมาณนำเข้าที่ประเทศต้องการ และระยะที่ 2 ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 7 กรกฎาคม 2559 กบง. ได้รับทราบรายงานความคืบหน้าการดำเนินงานเพื่อเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ว่า จะไม่มีการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนกรกฎาคมและสิงหาคม 2559 และจากความต้องการภายในประเทศที่ลดลงอย่างต่อเนื่อง จึงคาดการณ์ว่าจะไม่มีปริมาณนำเข้าที่สามารถนำมาประมูลได้ในปีนี้และอาจจะต่อเนื่องนานถึงปีหน้า ซึ่งส่งผลให้การเปิดประมูลนำเข้าก๊าซ LPG อาจจะไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผนที่วางไว้
2. การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในระยะที่ 2 จะแบ่งการดำเนินการเป็นสองระยะ โดยเริ่มต้นจากการเปิดเสรีในส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ ก่อน (ควบคุมเฉพาะโรงแยกก๊าซฯ) เพื่อมิให้การเปิดเสรีกระทบถึงราคาขายปลีกมากจนเกินไป และเมื่อเกิดความพร้อมจึงดำเนินการเปิดเสรีโรงแยกก๊าซฯ ให้ธุรกิจก๊าซ LPG เป็นเสรีทั้งระบบ ในขั้นตอนต่อไป โดยมีแผนการดำเนินการดังนี้ ระยะที่ 2.1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ ควบคุมราคาโรงแยกก๊าซฯ แต่เปิดเสรีส่วนโรงกลั่นฯ และการนำเข้า โดยยกเลิกการกำหนดราคาโรงกลั่นฯ และราคานำเข้า ทั้งนี้ ยังคงมีการกำหนดเพดานราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศโดยการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซที่ผลิตในประเทศได้ภายใต้การควบคุมของกรมธุรกิจพลังงาน ระยะที่ 2.2 เปิดเสรีทั้งระบบ ยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการหลังจากเปิดเสรีส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ 6 เดือน โดยให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) พิจารณาถึงความพร้อมด้านการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหาที่เพียงพอและไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG ทั้งนี้หาก ธพ. พิจารณาแล้วเห็นว่ายังไม่พร้อมในการเปิดเสรีทั้งระบบ เห็นควรเสนอ กบง.ทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG ให้มีความเหมาะสมกับสถานการณ์อีกครั้ง
3. การทบทวนหลักเกณฑ์ราคาก๊าซ LPG ตั้งต้น ปัจจุบัน ภาครัฐเป็นผู้กำหนดราคาของแต่ละแหล่งผลิตและจัดหา โดยราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นของประเทศ (ราคา ณ โรงกลั่น) ถูกคำนวณจากระบบราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา (ระบบ pool price) การนำเข้าและส่งออกก๊าซ LPG ของประเทศยังถูกควบคุมโดยภาครัฐ อย่างไรก็ดี ภาครัฐมีนโยบายที่จะเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบให้เกิดการแข่งขัน นำไปสู่ประสิทธิภาพในการบริหารจัดการ การยกเลิกการกำหนดราคาของแต่ละแหล่งจัดหาจะทำให้ไม่สามารถใช้ระบบ pool price ได้อีกต่อไป จึงจำเป็นต้องมีการทบทวนหลักเกณฑ์ราคาก๊าซ LPG ตั้งต้นใหม่ ดังนี้ (1) หลักเกณฑ์ การคำนวณราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น โดยกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นด้วยหลักการ import parity โดยอ้างอิงจากราคานำเข้า เช่นเดียวกับผลิตภัณฑ์น้ำมันสำเร็จรูปชนิดอื่น (2) หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ส่วนผลิตและจัดหา โดยกำหนดอัตราเงินชดเชยหรือส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของโรงแยกก๊าซฯ เท่ากับส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซฯ และราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น
4. ด้วยสถานการณ์การนำเข้าที่ได้เปลี่ยนแปลงไปจากเดิมที่คาดการณ์ ส่งผลให้ปริมาณนำเข้าก๊าซ LPG มีน้อยมากซึ่งทำให้ไม่สามารถนำมาเปิดประมูลได้ จึงต้องมีการปรับแผนการดำเนินงานตาม Roadmap การเปิดเสรีที่ กบง. มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 20 มกราคม 2559 และเห็นควรให้ข้ามขั้นตอนการเปิดประมูลนำเข้า และเริ่มดำเนินการในขั้นตอนต่อไปในระยะที่ 2 คือ ลดการควบคุมธุรกิจการผลิตและจัดหาลงอย่างต่อเนื่องจนนำไปสู่การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ทั้งระบบ ในลักษณะเดียวกันกับธุรกิจน้ำมัน เพราะเป็นช่วงเวลาที่เหมาะสม เนื่องด้วยราคาเนื้อก๊าซจากโรงแยกก๊าซฯ ในปัจจุบันอยู่ในระดับต่ำ ทำให้การเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ในช่วงนี้จะมีผลกระทบต่อผู้ใช้ปลายทางน้อยที่สุด โดยมีขั้นตอนการดำเนินการ ดังนี้ ระยะที่ 2.1 ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ โดยควบคุมราคาโรงแยกก๊าซฯ แต่เปิดเสรีส่วนโรงกลั่นฯ และการนำเข้า โดยยกเลิกการกำหนดราคาโรงกลั่นฯ และราคานำเข้า ทั้งนี้ ยังคงมีการกำหนดเพดานราคาก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศโดยการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ รวมถึงยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าของประเทศ และสามารถส่งออกเนื้อก๊าซที่ผลิตในประเทศได้ภายใต้การควบคุมของ ธพ. สำหรับระยะที่ 2.2 เปิดเสรีทั้งระบบ โดยยกเลิกการควบคุมราคาและปริมาณของทุกแหล่งผลิตและจัดหา เปิดเสรีการนำเข้าและส่งออกโดยสมบูรณ์ รวมถึงยกเลิกการประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ซึ่งจะเริ่มดำเนินการหลังจากเปิดเสรีส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ 6 เดือน โดยให้ ธพ. พิจารณาถึงความพร้อมด้านการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหาที่เพียงพอและไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG ทั้งนี้หาก ธพ. พิจารณาแล้วเห็นว่ายังไม่พร้อมในการเปิดเสรีทั้งระบบ เห็นควรเสนอ กบง.ทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่น ซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG ให้มีความเหมาะสมกับสถานการณ์อีกครั้ง
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ขอเสนอให้เริ่มดำเนินการเปิดเสรีส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ ซึ่งเป็นการดำเนินการในระยะที่ 2.1 (ช่วงเวลาเปลี่ยนผ่านก่อนจะเปิดเสรีทั้งระบบ) ตั้งแต่เดือนมกราคม 2560 เป็นต้นไป โดยมีรายละเอียดของการดำเนินการ ดังนี้ (1) การผลิต จัดหา และราคา แบ่งเป็น 1) การนำเข้า ยกเลิกการกำหนดราคานำเข้าที่ CP+85 เหรียญสหรัฐ/ตัน และยกเลิกระบบปริมาณโควต้าการนำเข้าก๊าซ LPG ของประเทศที่ถูกกำหนดโดย ธพ. 2) โรงกลั่นน้ำมันและโรงอะโรเมติก ยกเลิกการควบคุมราคาโรงกลั่นฯ ที่ CP-20 เหรียญสหรัฐ/ตัน เพื่อจูงใจให้เพิ่มกำลังการผลิตและลดโอกาสในการนำเข้าให้ได้มากที่สุด 3) โรงแยกก๊าซฯ และ ปตท.สผ.สยามฯ ภาครัฐจะยังกำกับดูแลกลไกราคาตามนโยบายรัฐบาลที่กำหนดให้ราคาจะต้องสะท้อนต้นทุน โดยใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนที่แท้จริง (cost plus) ในการกำหนดราคา 4) การส่งออก ปัจจุบันอนุญาตให้ส่งออกเฉพาะเนื้อก๊าซที่นำเข้าจากต่างประเทศเท่านั้น (นำเข้าเพื่อส่งออก) หลังจากยกเลิกระบบโควต้าการนำเข้าให้สามารถส่งออกเนื้อก๊าซ LPG ที่ผลิตภายในประเทศได้ (2) ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น เปลี่ยนแปลงจากเดิมที่ใช้ระบบราคาเฉลี่ยแบบถ่วงน้ำหนักตามปริมาณการผลิตและจัดหา (pool price) เป็นอ้างอิงราคานำเข้า โดยราคานำเข้าประกอบด้วยราคาเนื้อก๊าซ CP ค่าขนส่ง ค่าประกันภัย ค่าการสูญเสีย และค่าใช้จ่ายในการนำเข้าอื่นๆ (3) การจำหน่าย ยังคงประกาศราคา ณ โรงกลั่นและราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เพื่อป้องกันการสมยอมในการตั้งราคาหากยังไม่เกิดการแข่งขันที่เพียงพอในส่วนการผลิตและจัดหา พร้อมทั้งศึกษาบัญชีค่าขนส่งและค่าการตลาดใหม่ เพื่อใช้ในการติดตามและดูแลราคาให้เหมาะสม เป็นธรรม (4) มาตรการป้องกันภาวะการขาดแคลน มอบหมายให้ ธพ. สามารถมีอำนาจสั่งการให้ผู้ค้าน้ำมันนำเข้า LPG แบบฉุกเฉิน (promt cargo) ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม (5) มาตรการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ยังคงใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นเครื่องมือสำคัญในการป้องกันภาวะขาดแคลนและการรักษาเสถียรภาพด้านราคา และ (6) คลังก๊าซจังหวัดชลบุรี (คลังบ้านโรงโป๊ะและคลังเขาบ่อยา) ซึ่งเป็นโครงสร้างพื้นฐานการนำเข้า และรับ/จ่ายก๊าซ LPG ของประเทศ กำหนดให้ ปตท. ต้องเปิดระบบคลังดังกล่าวให้บุคคลที่สามสามารถใช้ได้ ทั้งนี้ หลังจากเริ่มดำเนินการเปิดเสรีส่วนนำเข้าและโรงกลั่นฯ 6 เดือน ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้พิจารณาการดำเนินการขั้นต่อไปในการเปิดเสรีโรง แยกก๊าซฯ ให้ธุรกิจการผลิตและจัดหาก๊าซ LPG เป็นระบบการค้าเสรีทั้งระบบ เมื่อเกิดการแข่งขันในส่วนผลิตและจัดหาที่เพียงพอ ไม่เกิดการสมยอมในการตั้งราคาก๊าซ LPG ซึ่งอาจจะเกิดขึ้นได้เนื่องจากปริมาณการผลิตและจัดหาส่วนใหญ่ของประเทศมาจากโรงแยกก๊าซฯ (ในปัจจุบันอยู่ที่ร้อยละ 60 - 65) ตามหลักเกณฑ์ เช่น ราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซ (ราคาตลาด) ที่โรงบรรจุก๊าซ LPG ในกรุงเทพมหานครและปริมณฑลควรต่ำกว่าราคาที่รัฐประกาศ และควรมีผู้นำเข้าก๊าซ LPG รายอื่นนอกเหนือจาก ปตท. และปริมาณนำเข้าเพื่อใช้ในประเทศของผู้นำเข้ารายอื่นไม่ควรน้อยไปกว่าร้อยละ 20 ของ ปตท.
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องทบทวนแนวทางการเปิดเสรีธุรกิจก๊าซ LPG ให้มีความเหมาะสม และนำมาเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 คณะรัฐมนตรี (ครม.) เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2558 เรื่องแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2558 - 2579 (แผน PDP 2015) และแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการลงทุนในระยะที่ 1 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 3 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 13,900 ล้านบาท และ (2) เห็นชอบในหลักการสำหรับการดำเนินการลงทุนในระยะที่ 2 และ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) และโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (ส่วนที่ 2) โดยมอบหมาย ให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษารายละเอียดตามข้อเสนอแนะของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และให้นำผลการศึกษาเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 ครม. มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 เรื่องแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) และแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง โดยในส่วนของ Gas Plan 2015 ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) รายงานความคืบหน้าการดำเนินงาน ตามแผนฯ ต่อ กบง. ทุก 3 เดือน และเห็นควรทบทวนแผนฯ เมื่อปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนฯ มีการเปลี่ยนแปลงอย่างมีนัยสำคัญ และในส่วนของแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ได้เห็นชอบดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการการลงทุนในระยะที่ 2 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการ จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 110,100 ล้านบาท ให้เข้าระบบภายในปี 2564 (2) เห็นชอบให้เลื่อนโครงการลงทุนในระยะที่ 3 ของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ (ส่วนที่ 1) ออกไป 6-10 ปี ประกอบด้วยโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ จำนวน 2 โครงการ (ส่วนที่ 1 ระยะที่ 3) วงเงินลงทุนรวม 12,000 ล้านบาท โดยให้มีการติดตามและประเมินความจำเป็นของโครงการเป็นระยะๆ และ (3) ในส่วนของการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Receiving Facilities) (ส่วนที่ 2) จำนวน 2 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 65,500 ล้านบาท มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และ ชธ. ร่วมกับ กกพ. และ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ไปศึกษาเพิ่มเติมโดยให้คำนึงถึงแนวโน้มความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในอนาคตอย่างใกล้ชิด แล้วนำกลับมาเสนอ กบง. และ กพช. ตามลำดับอีกครั้ง
2. เมื่อวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 ครม. มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 เรื่องแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ซึ่งได้ปรับเปลี่ยนการประมาณความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติจาก Gas Plan 2015 เดิมที่ได้รับความเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 กันยายน 2558 โดย มีรายละเอียดดังนี้ (1) เห็นชอบโครงการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของ Map Ta Phut LNG Terminal เพิ่มเติมอีก 1.5 ล้านตันต่อปี [T-1 ext.] วงเงินงบประมาณ 1,000 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. ที่ ปตท. มอบหมาย เป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดให้เข้าระบบภายในปี 2562 (2) เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] วงเงินงบประมาณ 36,800 ล้านบาท โดยมอบหมายให้ ปตท. หรือบริษัทในกลุ่ม ปตท. ที่ ปตท. มอบหมายเป็นผู้ดำเนินโครงการ มีกำหนดแล้วเสร็จสามารถนำเข้าและแปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซเพื่อจัดส่งเข้าสู่โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติในปี 2565 (3) มอบหมายให้ กฟผ. ไปศึกษาความเหมาะสมด้านเทคนิคและเศรษฐศาสตร์ของโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ให้แล้วเสร็จภายใน 15 กันยายน 2559 และนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป และ (4) มอบหมายให้ ชธ. สนพ. กกพ. และ ปตท. ไปศึกษาโครงการ [F-2] : โครงการ FSRU ในพื้นที่ภาคใต้ของประเทศ (พื้นที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา หรือ มาบตาพุด จังหวัดระยอง) โครงการ [T-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ (แห่งที่ 3 และ โครงการ [T-4 หรือ F-3] : โครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 4) หรือ FSRU ที่ประเทศเมียนมาให้แล้วเสร็จภายใน 1 ปี และนำกลับมาเสนอต่อ กบง. และ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
3. เมื่อวันที่ 30 พฤษภาคม 2559 กพช. มีมติเห็นชอบให้ปรับเปลี่ยนการประมาณความต้องการใช้และ แผนจัดหาก๊าซธรรมชาติจากกรณีฐาน (Base Case) ของแผน Gas Plan 2015 ที่ ครม. ได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 27 ตุลาคม 2558 เป็นกรณีฐานใหม่ (New Base Case) ที่คิดความเสี่ยงด้านความต้องการใช้จากการชะลอโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินและร้อยละความสำเร็จของแผนพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก (Alternative Energy Development Plan : AEDP) และแผนอนุรักษ์พลังงาน (Energy Efficiency Plan : EEP) โดยในช่วงที่ผ่านมา ชธ. สนพ. และ ปตท. ได้ติดตามการใช้ก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริง พบว่า มีความแตกต่างจากค่าพยากรณ์คือขยายตัวน้อยกว่าค่าที่คาดการณ์ตามกรณีฐานใหม่ ซึ่งน่าจะเป็นผลจากปัจจัยภายนอก ได้แก่ ราคาน้ำมันในตลาดโลกที่ตกต่ำและสภาวะเศรษฐกิจของโลกถดถอย กระทรวงพลังงานจึงได้ทบทวนการคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติใหม่ ให้ใกล้เคียงกับความเป็นจริงมากที่สุด รวมถึงจัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติตามการคาดการณ์ใหม่เพื่อให้สามารถรองรับการปรับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติให้เหมาะสม ทั้งนี้ประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหา ก๊าซธรรมชาติ มีสาระสำคัญโดยสรุป ดังนี้ (1) ประมาณการความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ กระทรวงพลังงานได้จัดทำ Gas Plan 2015 ซึ่งในกรณีฐาน (Base case) กระทรวงพลังงานมีแผนลดการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับผลิตไฟฟ้าลง โดยในปี 2579 จะมีสัดส่วนของการใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าลดลงเหลือประมาณร้อยละ 37 ซึ่งจะส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ในปี 2579 จะมีความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติอยู่ในระดับประมาณ 4,344 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากที่การดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินตามแผน PDP 2015 ในช่วงปี 2558 ที่ผ่านมาจนถึงปัจจุบันไม่สามารถดำเนินการได้ตามแผน ประกอบกับการดำเนินงานตามแผน AEDP และแผน EEP มีแนวโน้มที่จะขับเคลื่อนให้เกิดผลสัมฤทธิ์ล่าช้ากว่าแผน และอาจจะส่งผลให้การดำเนินการไม่บรรลุเป้าหมายที่วางแผนไว้ กระทรวงพลังงานจึงได้ดำเนินการพิจารณาเชื้อเพลิงที่จะนำมาใช้ในการผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหิน พบว่าในปัจจุบัน ก๊าซธรรมชาติจะเป็นเชื้อเพลิงสำหรับผลิตไฟฟ้าที่เหมาะสมที่สุด รวมถึงเป็นเชื้อเพลิงที่สะอาดส่งผลกระทบต่อชุมชนและสภาวะแวดล้อมต่ำ ดังนั้นเมื่อเดือนพฤษภาคมที่ผ่าน กระทรวงพลังงานได้ปรับการคาดการณ์ความต้องการใช้ ก๊าซธรรมชาติเพิ่มสูงขึ้นจากการนำมาใช้เพื่อผลิตไฟฟ้าทดแทนโรงไฟฟ้าถ่านหินที่ไม่เป็นไปตามแผน PDP 2015 รวมถึงเพื่อทดแทนการดำเนินการ AEDP และ EEP ที่มีแนวโน้มไม่เป็นไปตามเป้าหมาย นอกจากนี้ ในช่วงที่ผ่านมากระทรวงพลังงานได้มีการติดตามการใช้ก๊าซธรรมชาติอย่างต่อเนื่อง ซึ่งเมื่อเปรียบเทียบการใช้ก๊าซธรรมชาติในปี 2558 จนถึงช่วง 7 เดือนแรกของปี 2559 กับค่าพยากรณ์ตามแผน Gas Plan 2015 พบว่า การใช้ก๊าซธรรมชาติโดยเฉลี่ยมีค่า ต่ำกว่าค่าที่คาดการณ์ไว้ โดยเฉพาะค่าเฉลี่ยปี 2559 ที่ต่ำกว่าค่าพยากรณ์อยู่ร้อยละ 6 กระทรวงพลังงานจึงได้พิจารณาทบทวนค่าพยากรณ์ดังกล่าว พบว่า ในปี 2579 ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติอยู่ที่ 5,062 ล้านลูกบาศก์ฟุต
4. ชธ. และ สนพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าในปี 2565 ประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพื่อทดแทน ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ลดลงอยู่ที่ประมาณ 17.4 ล้านตันต่อปี ซึ่งสูงขึ้นเมื่อเทียบกับกรณีฐานเดิมตามมติ ครม. วันที่ 27 ตุลาคม 2558 และกรณีฐานใหม่ ตามมติ ครม. วันที่ 12 กรกฎาคม 2559 (ฐานเดิมอยู่ที่ 8.9 ล้านตันต่อปี และฐานใหม่อยู่ที่ 13.5 ล้านตันต่อปี) และในช่วงปลายแผนในปี 2579 คาดว่าประเทศจะมีความต้องการนำเข้า LNG เพิ่มสูงขึ้นถึง 34 ล้านตันต่อปี สูงขึ้นจากกรณีฐานเดิมและกรณีฐานใหม่ (ฐานเดิมอยู่ที่ 22 ล้านตันต่อปี และฐานใหม่อยู่ที่ 31 ล้านตันต่อปี) ซึ่งประเทศจะมีความจำเป็นต้องมีปรับแผนโครงสร้างพื้นฐานและการจัดหา LNG ในระยะยาวให้สอดคล้องและสามารถตอบสนองความต้องการตามค่าพยากรณ์ตามกรณีใหม่ได้อย่างเพียงพอ ซึ่งจากประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติที่เปลี่ยนแปลงไปจากแผน Gas Plan 2015 ทำให้มีความจำเป็นต้องปรับแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ดังนี้ (1) แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเดิมตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 30 มิถุนายน 2558 วันที่ 27 ตุลาคม 2558 และวันที่ 12 กรกฎาคม 2559 ส่วนที่ 1 – โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ชธ. และ สนพ. พบว่า ไม่มีการปรับเปลี่ยนกรอบโครงการและสามารถดำเนินการต่อเนื่องต่อไปได้ ส่วนที่ 2 – โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว ชธ. และ สนพ. พบว่าควรมีการพิจารณาปรับเปลี่ยนกรอบโครงการให้เหมาะสมกับสถานการณ์ความต้องการก๊าซธรรมชาติและ LNG ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยรายละเอียดโครงการลงทุนในส่วนที่ 2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการจัดหา/นำเข้า ก๊าซธรรมชาติเหลวตามแผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อความมั่นคง ที่ปรับเปลี่ยนไป ให้สอดคล้องกับแผน Gas Plan 2015 มีดังนี้ (1) โครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] วัตถุประสงค์เพื่อเพิ่มความสามารถในการจัดหา LNG ตามความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศที่จะมีความต้องการเพิ่มสูงเกินกว่าความสามารถของโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศในปัจจุบัน (ที่ประกอบไปด้วย Map Ta Phut LNG Terminal ระยะที่ 1 และระยะที่ 2 ซึ่งมีความสามารถในการรองรับ LNG สูงสุดที่ 10 ล้านตันต่อปี) รวมถึง เพื่อกระจายพื้นที่ในการรองรับการนำเข้า LNG ให้มีหลายสถานที่ ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565 (2) โครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] วัตถุประสงค์เพื่อรองรับการจัดหา LNG ตามความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศที่จะมีความต้องการเพิ่มสูงเกินกว่าความสามารถของโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการนำเข้า LNG ของประเทศในปัจจุบัน และเพื่อรองรับการใช้ก๊าซฯ ของโรงไฟฟ้าพระนครใต้ และโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ อีกทั้ง จะช่วยทำให้ก่อให้เกิดมิติใหม่ในการแข่งขันในธุรกิจการจัดหา LNG ในอนาคต เนื่องจากวงเงินลงทุนในการก่อสร้าง FSRU ต่ำกว่าการก่อสร้าง LNG Receiving Terminal ประมาณการเงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2567 (3) โครงการ FSRU ที่ประเทศเมียนมา [F-3] วัตถุประสงค์เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเข้าสู่ประเทศไทย และเป็นการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อทดแทนการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตในประเทศเมียนมาที่ในระยะยาวจะลดลงและหมดไป นอกจากนี้ยังเป็นการกระจายความเสี่ยงในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเข้าสู่ประเทศ โดยการกระจายพื้นที่สำหรับการรองรับการจัดหา LNG ให้กระจายออกไปอยู่ในฝั่งตะวันตกของประเทศซึ่งส่งผลให้ประเทศลดการพึ่งพาการจัดหา LNG ด้วยการนำเข้าผ่านทางพื้นที่ฝั่งตะวันออกของประเทศเพียงอย่างเดียว
5. การจัดหา LNG ในรูปแบบสัญญาระยะยาว (เพิ่มเติม) จากบริษัท PETRONAS LNG LTD. มีรายละเอียด ดังนี้ (1) สถานการณ์และแนวโน้มราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดโลก ในปี 2558 ปริมาณอุปทาน LNG ในตลาดโลกมีแนวโน้มเติบโตเพิ่มขึ้นจากปริมาณ 245.5 ล้านตันต่อปี เป็นประมาณ 360 ล้านตันต่อปี ภายในปี 2564 หรือปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 47 (2) แผนความต้องการ LNG ของประเทศไทย จากการปรับปรุงการคาดการณ์ความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 ทำให้ความต้องการ LNG สำหรับปี 2560 อยู่ที่ปริมาณ 5 ล้านตันต่อปี และเพิ่มเป็นปริมาณ 6.1 ล้านตันในปี 2561 จากนั้นความต้องการยังคงเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องถึง 14.2 ล้านตันต่อปี ในปี 2564 ซึ่งปัจจุบันมีสัญญาจัดหา LNG ระยะยาวจากประเทศกาตาร์ 2 ล้านตันต่อปี และอยู่ระหว่างรอลงนามสัญญาฯ จากบริษัท Shell และบริษัท BP สัญญาฯ ละ 1 ล้านตันต่อปี โดยในปี 2560 จะเริ่มทยอยส่งมอบ ในปริมาณ 0.375 ล้านตันและ 0.317 ล้านตันตามลำดับ รวมมีปริมาณส่งมอบจากสัญญาระยะยาวในช่วงปี 2560 – 2562 เพียง 2.6 – 4 ล้านตันต่อปี ในขณะที่ประเทศมีความต้องการ LNG ถึง 5 – 8.7 ล้านตันต่อปี ดังนั้น จึงมีความจำเป็นต้องจัดหา LNG ในสัญญาระยะยาวเพิ่มเติมเพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการของประเทศ ที่ยังคงมีความต้องการ LNG เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องมากกว่า 20 ล้านตันต่อปีในปี 2568 ทั้งนี้ ปตท. ได้ดำเนินการเจรจาจัดหา LNG เพิ่มเติมกับบริษัท PETRONAS เพื่อขอปรับลดราคาลงจากที่เคยตกลงไว้ตาม Heads of Agreement (HOA) ให้สะท้อนสภาวะตลาดให้มากขึ้น โดยราคาสุดท้ายที่บริษัท PETRONAS เสนอนั้น ลดลงจากราคาเดิมใน HOA เฉลี่ยประมาณ 1.92 - 2.29 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู หรือคิดเป็นร้อยละ 24 - 26 (เปรียบเทียบที่ระดับราคาน้ำมัน JCC ที่ 20 - 100 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และ Henry Hub ที่ 3 - 4 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียู) ดังนั้น เพื่อให้การบริหารจัดการกิจการก๊าซธรรมชาติและ LNG เพื่อความมั่นคง มีความชัดเจนมากขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯ ขอเสนอดังนี้ (1) ขอความเห็นชอบ กบง. เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ในวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ดังนี้ 1) ขอความเห็นชอบปรับปรุงความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผน Gas Plan 2015 2) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นเป็น 7.5 ล้านตันต่อปี 3) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดยมอบหมายให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนิน โครงการ ทั้งนี้ ให้ กฟผ. รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน ภายในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2561 เพื่อกระทรวงพลังงานจะได้ดำเนินการเตรียมแผนรองรับในกรณีไม่สามารถดำเนินโครงการได้ตามแผน และ 4) ขอความเห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตัน ต่อปี โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป และ (2) รับทราบการเจรจาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ในปริมาณ 1.2 ล้านตัน ต่อปี โดยจะมีการนำเสนอ กพช. และ ครม. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่งและให้ ปตท. สามารถลงนามสัญญา เมื่อได้รับความเห็นชอบ และเมื่อร่างสัญญาฯ ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ จะเสนอให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. ทั้งนี้จะมีการนำเสนอเพื่อขอความเห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ให้ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบเพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบ ในวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ดังนี้
1.1 รับทราบการปรับปรุงการประมาณการความต้องการใช้และแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติตามแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2558 - 2579 (Gas Plan 2015) ที่ปรับปรุงใหม่
1.2 เห็นชอบให้ดำเนินการขยายกำลังการแปรสภาพ LNG ของโครงการ LNG Receiving Terminal แห่งใหม่ จ.ระยอง [T-2] ที่มอบหมายให้ ปตท. ดำเนินโครงการ ให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG สูงสุดเพิ่มขึ้นจาก 5 ล้านตันต่อปี เป็น 7.5 ล้านตันต่อปี ประมาณการเงินลงทุนรวม 38,500 ล้านบาท และกำหนดส่งก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2565
1.3 เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน [F-1] ขนาด 5 ล้านตันต่อปี โดย กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ และมีการประมาณการเงินลงทุนรวม 24,500 ล้านบาท กำหนดส่งก๊าซธรรมชาติ ได้ในปี 2567 ทั้งนี้ ให้ กฟผ. รายงานความก้าวหน้าการดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบนเป็นระยะๆ และต้องเกิดความชัดเจนว่าจะสามารถดำเนินการได้ทันตามแผนภายในเดือนธันวาคม พ.ศ. 2561 เพื่อสำหรับในกรณีที่ กฟผ. ไม่สามารถดำเนินการได้กระทรวงพลังงานจะได้ดำเนินการเตรียมแผนสำรองรองรับในกรณีไม่สามารถดำเนินโครงการได้ตามแผน และให้ กฟผ. รายงานผลการพิจารณาการวิเคราะห์ด้านเศรษฐศาสตร์ที่ได้ปรับปรุงตามความเห็นของ กกพ. ต่อ กบง. เพื่อทราบในการประชุม กบง. วันที่ 2 ธันวาคม 2559
1.4 เห็นชอบให้ดำเนินโครงการ FSRU ในประเทศเมียนมา [F-3] ขนาด 3 ล้านตันต่อปี กำหนดส่ง ก๊าซธรรมชาติได้ในปี 2570 โดยมอบหมายให้ ปตท. ไปดำเนินการศึกษาในรายละเอียดความจำเป็นของโครงการ ให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 30 พฤษภาคม 2560 และนำเสนอผลการศึกษาต่อ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป ทั้งนี้ ให้ ปตท. นำข้อมูลผลการศึกษาเบื้องต้นมารายงานต่อ กบง. เพื่อทราบในวันที่ 2 ธันวาคม 2559
2. รับทราบการเจรจาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลวระยะยาว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ในปริมาณ 1.2 ล้านตันต่อปี โดยจะมีการนำเสนอ กพช. และ ครม. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่งและให้ ปตท. สามารถลงนามสัญญา เมื่อได้รับความเห็นชอบ และเมื่อร่างสัญญาฯ ผ่านการตรวจพิจารณา จากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการปรับปรุงข้อความในสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่ใช่สาระสำคัญ จะเสนอให้ ปตท. สามารถปรับปรุงข้อความได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. ทั้งนี้จะมีการนำเสนอเพื่อขอความเห็นชอบให้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) ระหว่าง ปตท. กับบริษัท PETRONAS LNG LTD. ให้ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีการอนุญาโตตุลาการด้วย