มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2562 (ครั้งที่ 81)
วันจันทร์ที่ 27 พฤษภาคม พ.ศ. 2562 เวลา 10.00 น.
1. การเตรียมความพร้อมรองรับปัญหาขาดแคลนน้ำมัน
2. รายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
3. การนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
4. หลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงสร้างการนำเข้าแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายศิริ จิระพงษ์พันธ์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การเตรียมความพร้อมรองรับปัญหาขาดแคลนน้ำมัน
สรุปสาระสำคัญ
1.ประเทศไทยนำเข้าน้ำมันดิบเพื่อการกลั่นน้ำมันประมาณ 160 ล้านลิตรต่อวัน หรือคิดเป็นประมาณร้อยละ 85 ของกำลังการผลิตทั้งหมด โดยนำเข้าจากตะวันออกกลางประมาณร้อยละ 64 ตะวันออกไกลประมาณร้อยละ 13 และอื่นๆ ประมาณร้อยละ 23 หากเกิดสถานการณ์ความตึงเครียดในตะวันออกกลางอาจส่งผลกระทบต่อประเทศไทย อันเนื่องมาจากการปิดช่องแคบฮอร์มุซซึ่งเป็นเส้นทางเดินเรือขนส่งน้ำมันดิบ
2. ธพ. ได้ดำเนินการเตรียมความพร้อมเพื่อรองรับปัญหาขาดแคลนน้ำมัน โดยจัดทำคู่มือเตรียมความพร้อมและแก้ไขปัญหาการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว และผลกระทบการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว กรณีปิดช่องแคบฮอร์มุซ โดยอาศัยอำนาจตามพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 และพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ธพ. ได้กำหนดระดับความรุนแรงของสถานการณ์ออกเป็น 4 ระดับ โดยระดับสูงสุด คือ ระดับ 4 ซึ่งจะส่ง ผลกระทบต่อการจัดหาน้ำมันของประเทศไทยที่ก่อให้เกิดการขาดแคลนขึ้นได้ ให้มีการใช้มาตรการและ แนวทางการแก้ไข ได้แก่ (1) มาตรการด้านข้อมูลน้ำมันเชื้อเพลิง โดยออกคำสั่งให้โรงกลั่นและผู้ค้าน้ำมัน แจ้งข้อมูลเกี่ยวกับปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติม แผนปฏิบัติการค้าตามแบบและระยะเวลาที่รัฐมนตรีกำหนด ซึ่งต้องรายงานข้อมูลน้ำมันเป็นรายวันทันที ทั้งข้อมูลการสำรองน้ำมัน การผลิตน้ำมันสำเร็จรูป การสั่งซื้อน้ำมันดิบจากต่างประเทศ รวมทั้งการตรวจสอบข้อมูลระบบขนส่งน้ำมันทั้งในคลังเก็บและทางท่อ เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการตัดสินใจเชิงนโยบายในการดำเนินมาตรการต่างๆ (2) มาตรการด้านการจัดหาน้ำมัน โดยสั่งการเพิ่มกำลังการผลิตพลังงานจากภายในประเทศให้มากขึ้น ควบคุมการนำเข้าและส่งออกน้ำมัน หากการจัดหาน้ำมันเชื้อเพลิงยังไม่เพียงพอ ให้พิจารณาออกคำสั่งผ่อนปรนการสำรองน้ำมันเป็นการชั่วคราว รวมถึงการเพิ่มการใช้พลังงานทดแทน เช่น การใช้น้ำมัน อี20 หรือ บี20 เป็นต้น และจำกัดปริมาณน้ำมันองค์ประกอบ (Feedstock) ที่ส่งเป็นวัตถุดิบให้ปิโตรเคมี (3) มาตรการควบคุม โดยควบคุมปริมาณการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่ผู้ค้าส่ง (Jobber) โดยให้ผู้ค้าน้ำมันจัดทำรายงานการจำหน่ายน้ำมันแต่ละชนิดนำส่งรายสัปดาห์ รวมถึงการควบคุมการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของสถานีบริการน้ำมัน ควบคุมการดำเนินการกลั่นน้ำมันของโรงกลั่นและธุรกิจพลังงาน (4) มาตรการด้านราคาน้ำมันเชื้อเพลิง หากไม่สามารถจัดหาน้ำมัน ให้เพียงพอกับความต้องการใช้ ภาครัฐจะต้องประกาศใช้ระบบการควบคุมราคาเป็นการชั่วคราว เพื่อป้องกัน การกักตุนและการโก่งราคาขายเกินเหมาะสม (5) มาตรการด้านการประหยัดพลังงาน โดยจำกัดเวลาเปิดปิดสถานีบริการน้ำมัน และจำกัดการเปิดจำหน่ายของสถานีบริการน้ำมันในแต่ละพื้นที่ กำหนดเวลาเปิดปิดห้างสรรพสินค้า สถานบันเทิง รวมทั้งเพิ่มการใช้บริการรถขนส่งมวลชน หรือการจัดเขตการใช้ (Zoning) รถยนต์ส่วนบุคคล และ (6) มาตรการปันส่วนน้ำมัน โดยแต่งตั้งคณะกรรมการเตรียมความพร้อมเพื่อป้องกันและแก้ไขปัญหาการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง (ส่วนกลาง) เพื่อพิจารณาการปันส่วนน้ำมัน
3.กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมเพื่อซักซ้อมการเตรียมความพร้อมกรณีการขาดแคลนน้ำมันจากวิกฤตการณ์ในภูมิภาคตะวันออกกลาง โดยมีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธาน ร่วมด้วย ปลัดกระทรวงพลังงาน รองปลัดกระทรวงพลังงาน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กรมธุรกิจพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) จำนวน 2 ครั้ง ครั้งที่ 1 เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 และครั้งที่ 2 เมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2562
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 รายงานสถานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1.ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 19 พฤษภาคม 2562 มีสินทรัพย์รวม 47,697 ล้านบาท หนี้สินรวม 13,570 ล้านบาท โดยกองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิ 33,838 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 40,403 ล้านบาท และบัญชีก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ติดลบ 6,565 ล้านบาท โดยมีสภาพคล่องสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ อยู่ที่ 1,292 ล้านบาทต่อเดือน แยกเป็นสภาพคล่องสุทธิกลุ่มน้ำมัน 1,416 ล้านบาทต่อเดือน และสภาพคล่องสุทธิกลุ่มก๊าซ LPG ติดลบ 124 ล้านบาทต่อเดือน
2. ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันฯ พบว่า ณ สิ้นเดือนพฤษภาคม 2562 สภาพคล่องสุทธิกลุ่มก๊าซ LPG จะติดลบ 6,613 ล้านบาท และสิ้นเดือนมิถุนายน 2562 จะติดลบ 6,587 ล้านบาท ซึ่งไม่เกินกรอบเพดานการชดเชยราคาก๊าซ LPG ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 กันยายน 2561 ซึ่งได้มีมติเห็นชอบให้ใช้กองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 7,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปหมุนเวียนใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนเงินคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง และมอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) จัดทำรายงาน รายรับ/รายจ่าย และฐานะกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG เพื่อรายงาน กบง. ทราบทุกเดือน ดังนั้น จึงไม่จำเป็นต้องขยายกรอบเพดานการใช้กองทุนน้ำมันฯ ในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG ไม่เกิน 7,000 ล้านบาท ตามมติดังกล่าว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 การนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1.ระเบียบวาระนี้ไม่มีเอกสารแจกในที่ประชุม และขอให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) รายงานความคืบหน้าการดำเนินการตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ซึ่งได้มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) หารือกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ภายใต้การกำกับของสำนักงาน กกพ. ในการบริหารจัดการการนำเข้า LNG เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay โดยให้จัดทำบันทึกความเข้าใจ (MOU) และให้สำนักงาน กกพ. นำเสนอ กบง. ต่อไป
2. เลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (เลขาธิการ สกพ.) (นางสาวนฤภัทร อมรโฆษิต) ได้รายงานให้ที่ประชุมทราบว่า สำนักงาน กกพ. ในฐานะสำนักงานเลขานุการของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้เสนอเรื่องการนำเข้า LNG ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ตามมติที่ประชุม กบง. เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 ต่อ กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2562 ซึ่ง กกพ. ได้พิจารณาแล้วรับทราบว่า กฟผ. กับ ปตท. มีการหารือกันเรื่องการนำเข้า LNG 1.5 ล้านตันต่อปี ของ กฟผ. เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay และรับเรื่องไปดำเนินการบริหารจัดการเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay
3.ประธานฯ ได้ให้ผู้แทน กฟผ. นำเสนอความคืบหน้าต่อที่ประชุม โดยรองผู้ว่าการเชื้อเพลิง (นายธวัชชัย จักรไพศาล) ได้รายงานที่ประชุมว่า กฟผ. และ ปตท. ได้มีการหารือกันแล้ว 2 ครั้ง คือ เมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2562 และวันที่ 21 พฤษภาคม 2562 ได้ข้อสรุปร่วมกันว่า ในปี 2563 กฟผ. กับ ปตท. สามารถที่จะบริหารร่วมกันเพื่อไม่ให้เกิดปัญหา Take or Pay ได้ และในขณะเดียวกันในปี 2564 หากมี Supply เพิ่มขึ้นในปริมาณ 100 พันล้านบีทียู ก็สามารถจะบริหารร่วมกันได้เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay รวมถึงได้หารือเรื่องโครงสร้างของสัญญา Global DCQ โดยมีความเห็นร่วมกันว่า ในสัญญา Global DCQ มีอายุสัญญา 10 ปี สามารถทบทวนปริมาณ LNG ได้ทุกๆ 5 ปี และในเบื้องต้นได้ปริมาณ LNG แต่ละปีตลอดอายุสัญญาแล้ว ทั้งนี้เมื่อวันที่ 24 พฤษภาคม 2562 ได้ไปรายงาน กกพ. แล้ว จากนั้นประธานฯ ได้ให้ผู้แทน ปตท. นำเสนอความคืบหน้าต่อที่ประชุม ทั้งนี้ ไม่มีผู้แทน ปตท. เข้าร่วมประชุม
มติของที่ประชุม
1. รับทราบการรายงานความคืบหน้าผลการดำเนินงานในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติเพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้มีมติรับทราบความคืบหน้ารายงานการเจรจาระหว่าง การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ภายใต้การกำกับของสำนักงาน กกพ.
2. มอบหมายให้ กฟผ. และ ปตท. ภายใต้การกำกับของ กกพ. ไปจัดทำข้อตกลงในการนำเข้า กำกับ และบริหารจัดการการนำเข้า LNG เพื่อไม่ให้เกิดภาระ Take or Pay จากการนำเข้า LNG ของ กฟผ. รวมทั้งให้เจรจาสัญญา Global DCQ ให้สอดคล้องกัน เพื่อไม่ให้เกิดภาวะการขาดแคลน LNG ในอนาคต โดยอยู่ภายในระยะเวลาการเริ่มต้นใช้ LNG Terminal ของ กฟผ. และดำเนินการให้แล้วเสร็จภายในกรอบระยะเวลาตามข้อเสนอในสัญญาการนำเข้า LNG ของ กฟผ. (ภายในวันที่ 15 กันยายน 2562) และให้ กกพ. รายงานคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินการเพื่อเตรียมความพร้อมทำหน้าที่เป็น ผู้จัดหาและค้าส่ง (Shipper) รายใหม่ ในการจัดหาปริมาณก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ไม่เกิน 1.5 ล้านตันต่อปี ให้แล้วเสร็จภายในปี 2561 เพื่อนำ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด โดยการบริหารจัดการในช่วงทดสอบระบบระยะที่ 1 การจัดหาก๊าซธรรมชาติ สำหรับโรงไฟฟ้าให้แยกเป็น 2 กลุ่ม คือ (1) Shipper รายเดิม บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) จัดหาก๊าซฯ สำหรับโรงไฟฟ้าในปัจจุบัน โดยใช้ราคาก๊าซพูล (Pool Price) และ (2) Shipper รายใหม่ กฟผ. จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าของตนเองที่กำหนด โดยใช้ราคา LNG ที่นำเข้าโดย กฟผ. ซึ่งไม่ถูกนำไปเฉลี่ยอยู่ในราคา Pool Gas รวมทั้งมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ร่วมกับ กฟผ. ศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าให้สอดคล้องรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติในอนาคต โดยคำนึงถึงต้นทุนการส่งผ่านค่าไฟฟ้า ประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้า และการสั่งการเดินเครื่องที่ไม่มีการเลือกปฏิบัติ
2.โครงสร้างกิจการก๊าซฯ ในปัจจุบัน ปตท. ทำหน้าที่ผู้จัดหาก๊าซฯ เพียงรายเดียว โดยจัดหาก๊าซฯ จากแหล่งต่างๆ ประกอบกันขึ้นเป็น Pool Gas (Pool Gas ปตท.) ประกอบด้วยก๊าซฯ จากอ่าวไทย สาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา และ LNG แต่จากมติ กพช. ดังกล่าวข้างต้น จะส่งผลให้เกิด Pool Gas ใหม่เพิ่มขึ้น คือ Pool Gas ที่จัดหาโดย กฟผ. (Pool Gas กฟผ.) ต่อมาเมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2560 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เรื่องแนวทางการจัดหา LNG และการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า กฟผ. กรณี กฟผ. นำเข้า LNG 1.5 ล้านตันต่อปีตามมติ กพช. ดังกล่าว โดย กฟผ. ขอเสนอหลักเกณฑ์การดำเนินงานเพื่อส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ช่วงทดสอบระบบระยะที่ 1 ในส่วนที่ กฟผ. นำเข้า LNG 1.5 ล้านตันต่อปี
3. ศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าในปัจจุบันใช้หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนการผลิตไฟฟ้า หรือ Merit Order เพื่อให้ได้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยรวมที่ต่ำที่สุด โดยทุกโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซฯ (โรงไฟฟ้า กฟผ., IPP, SPP, VSPP) มีค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงใช้ก๊าซฯ ด้วยราคา Pool Price เดียวกัน และในช่วงส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ช่วงทดสอบระบบระยะที่ 1 จำเป็นที่ศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าต้องทำการเปลี่ยนแปลงหลักการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า เนื่องจากในช่วงเวลาดังกล่าวต้นทุนค่าเชื้อเพลิงก๊าซฯ ของโรงไฟฟ้าเชื้อเพลิงก๊าซฯ มาจากสองแหล่ง คือ Pool Gas กฟผ. และ Pool Gas ปตท. ซึ่งแตกต่างกัน ทำให้ไม่สามารถใช้หลักเกณฑ์สั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนการผลิต หรือ Merit Order เหมือนในปัจจุบัน ทั้งนี้ กกพ. มีอำนาจตามมาตรา 87 ในพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ในการกำกับให้ผู้รับใบอนุญาตที่มีศูนย์ควบคุมระบบโครงข่ายพลังงานมีหน้าที่ควบคุม บริหาร และกำกับดูแลให้ระบบพลังงานมีความสมดุล มั่นคง มีเสถียรภาพ ประสิทธิภาพ และความน่าเชื่อถือ
4. กกพ. ร่วมกับ กฟผ. ทำการศึกษาหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า เพื่อรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ในอนาคต โดยพบว่าศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าสามารถสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตาม 2 หลักการที่เป็นไปได้ คือ การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า หรือ Heat Rate โดยโรงไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพสูงที่สุดจะได้รับการสั่งเดินเครื่องก่อน และการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามต้นทุนการผลิตไฟฟ้ารวมต่ำที่สุด หรือ Merit Order โดยพิจารณาทั้งต้นทุนราคาเชื้อเพลิง และประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า โดยโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่ำที่สุดจะได้รับการสั่งเดินเครื่องก่อน หลักการนี้เป็นหลักการที่ศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในปัจจุบัน
5.สำนักงาน กกพ. ได้ทำการศึกษาผลกระทบของการนำเข้าเชื้อเพลิง LNG ต่อต้นทุนการผลิตไฟฟ้า ปริมาณ LNG และปริมาณ Pool Gas ที่ใช้ในระบบเพื่อผลิตไฟฟ้า รวมถึงราคา Pool Gas ที่เปลี่ยนแปลงไปสำหรับกรณีศึกษาต่างๆ โดยอ้างอิงการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามสภาพจริงในปี 2560 ดังนี้ (1) การนำเข้า LNG โดย กฟผ. เพื่อนำไปใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. กรณีมีการแบ่งเป็น 2 Pool Gas ได้แก่ Pool Gas ปตท. และ Pool Gas กฟผ. ส่งผลให้ต้นทุนเฉลี่ยราคาก๊าซฯ สำหรับการผลิตไฟฟ้าโดยรวมเพิ่มสูงขึ้น ไม่ว่าจะใช้หลักการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการ Heat Rate หรือ Merit Order เนื่องจากเชื้อเพลิง LNG มีแนวโน้มราคาแพงกว่า Pool Gas ซึ่งมีก๊าซฯ ที่มีราคาต่ำกว่า LNG ถัวเฉลี่ยอยู่ (2) การนำเข้า LNG โดย กฟผ. เพื่อนำไปใช้กับโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ส่งผลให้ต้นทุนราคาก๊าซฯ สำหรับภาคอุตสาหกรรมและ NGV ลดลง เนื่องจากราคา LNG นำเข้าโดย กฟผ. ถูกส่งผ่านไปยังภาคไฟฟ้าโดยตรง และไม่ถูกนำไปเฉลี่ยอยู่ในราคา Pool Gas นอกจากนั้น กฟผ. ทำการปันส่วน LNG นำเข้าจาก ปตท. เพื่อนำไปใช้กับโรงไฟฟ้าของตนเอง ทำให้สัดส่วนการนำเข้า LNG โดย ปตท. ใน Pool Gas ปตท. ลดลง (3) ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยใช้หลักการ Heat Rate เพิ่มขึ้น 2.1 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งเพิ่มขึ้นน้อยกว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าโดยใช้หลักการ Merit Order ที่เพิ่มขึ้น 2.4 สตางค์ต่อหน่วย และ (4) หลักการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตาม Heat Rate มีความเหมาะสมมากกว่าหลักการ Merit Order ในช่วงส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ช่วงทดสอบระบบระยะที่ 1 ที่มี 2 Pool Gas เนื่องจากเป็นหลักการที่นำ LNG ไปใช้กับโรงไฟฟ้าประสิทธิภาพดี อย่างไรก็ตาม ในระยะยาวหากตลาดก๊าซฯ ในประเทศไทยเกิดการแข่งขันอย่างสมบูรณ์ สำนักงาน กกพ. เห็นควรให้เลือกหลักการ Merit Order ในการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อให้ได้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่ต่ำที่สุด ซึ่งการศึกษาดังกล่าวสามารถสรุปเป็นต้นทุนผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นโดยเปรียบเทียบกับข้อมูลฐาน (Base case) (1.44 บาทต่อหน่วย โดยอ้างอิงการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าปี 2560 ซึ่งไม่มีการนำเข้า LNG โดย กฟผ.) ได้ใน 2 กรณี คือ กรณีที่ 1 นำเข้า LNG โดย กฟผ. และสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการ Heat Rate และกรณีที่ 2 นำเข้า LNG โดย กฟผ. และสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการ Merit Order โดยจากการศึกษาพบว่ากรณีที่ 1 และกรณีที่ 2 จะมีต้นทุนผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 2.1 สตางค์ต่อหน่วย และ 2.4 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบหลักการสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า หรือ Heat Rate เฉพาะโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง เพื่อใช้เป็นหลักการในการปฏิบัติของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าในช่วงส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 1 และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป