คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2532)
Children categories
กบง.ครั้งที่ 7/2564 (ครั้งที่ 29) วันอังคารที่ 27 กรกฎาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 7/2564 (ครั้งที่ 29)
วันอังคารที่ 27 กรกฎาคม พ.ศ. 2564
2. การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
3. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 กรอบแผนพลังงานชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแผนพลังงานทั้ง 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 กระทรวงพลังงานรับข้อเสนอแนะของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปพิจารณาดำเนินการ รวมทั้งพิจารณาความเหมาะสมและความเป็นไปได้ในการปรับปรุงแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้สามารถบูรณาการแผนด้านพลังงานต่างๆ ให้เป็นเอกภาพ และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบเป็นแผนเดียว ต่อมาเมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2564 กระทรวงพลังงานได้จัดทำกรอบแนวทางของแผนพลังงานชาติ เสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) โดยมีเป้าหมายมุ่งสู่พลังงานสะอาดลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ โดยกรอบแผนพลังงานชาติจะครอบคลุมการขับเคลื่อนด้านพลังงานทั้งด้านไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน โดยมีแนวทางดำเนินการตามนโยบาย 4D1E ได้แก่ (1) Decarbonization คือการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในภาคพลังงาน(2) Digitalization คือการนำเทคโนโลยีดิจิทัลมาใช้ในการบริหารจัดการระบบพลังงาน (3) Decentralization คือการกระจายศูนย์การผลิตพลังงานและโครงสร้างพื้นฐาน (4) Deregulation คือการปรับปรุงกฎระเบียบเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงด้านนโยบายพลังงานสมัยใหม่ และ (5) Electrification คือการเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานมาเป็นพลังงานไฟฟ้า ทั้งนี้ กบง. ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ (National Energy Plan) ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบกระทรวงพลังงานจัดทำรายละเอียดต่อไป
2. กระทรวงพลังงานได้ศึกษานโยบายพลังงานของต่างประเทศ พบว่าประเทศต่างๆทั่วโลกมีการทยอยปรับเปลี่ยนยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว (Long Term Strategy; LTS) โดยมู่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ โดยมีปัจจัยขับเคลื่อนหลักมาจากข้อตกลงปารีส (Paris Agreement) ที่เกิดขึ้นจากที่ประชุมภาคีแห่งอนุสัญญาว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงของสภาพภูมิอากาศครั้งที่ 21 (COP 21) วันที่ 12 ธันวาคม 2558 ซึ่งเป็นตราสารกฎหมายที่รับรองภายใต้กรอบอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ หรือ United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) ฉบับล่าสุด ต่อจากพิธีสารเกียวโตและข้อแก้ไขโดฮา โดยเป้าหมายของข้อตกลงปารีสในการควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส เมื่อเทียบกับยุคก่อนอุตสาหกรรม (ค.ศ. 1900) และมุ่งพยายามควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิไม่ให้เกิน 1.5 องศาเซลเซียส เมื่อเทียบกับยุคก่อนอุตสาหกรรม ส่งผลให้ประเทศต่างๆ ทั่วโลก จำเป็นต้องร่วมดำเนินมาตรการในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้เหลือศูนย์ในปี ค.ศ. 2100 สำหรับกรณีควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 2 องศาเซลเซียส และลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้เหลือศูนย์ภายในปี ค.ศ. 2070 สำหรับกรณีควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 1.5 องศาเซลเซียส ซึ่งจากปัจจัยขับเคลื่อนที่เกิดขึ้นส่งผลให้ประเทศต่างๆ ทำการทบทวนการมีส่วนร่วมที่ประเทศกำหนด (Nationally determined contributions: NDC) ที่ได้เสนอไว้แก่ UNFCCC ให้มีระดับการดำเนินการที่สอดคล้องกับแนวทางการควบคุมการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิเฉลี่ยของโลกให้ต่ำกว่า 1.5 - 2.0 องศาเซลเซียสเพิ่มมากขึ้น โดยเป้าหมายการดำเนินการของกลุ่มประเทศที่สำคัญ มีดังนี้ กลุ่มประเทศพัฒนาแล้ว (1) สหราชอาณาจักร เป้าหมาย Net Zero GHG emission ในปี ค.ศ. 2050 (2) เยอรมนี เป้าหมาย GHG Neutrality ในปี ค.ศ. 2050 (3) ญี่ปุ่น เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2050 (4) สหรัฐอเมริกา เป้าหมายประกาศนโยบาย Net Zero Emission ไม่เกินกว่า ปี ค.ศ. 2050 (5) จีน เป้าหมาย Carbon Free ภายในปี ค.ศ. 2060 (1.5oC Pathway) (6) สวีเดน เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2045 และ (7) ฟินแลนด์ เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2035 สำหรับกลุ่มประเทศกำลังพัฒนา มีดังนี้ (1) เกาหลีใต้ เป้าหมาย Carbon Neutral ในปี ค.ศ. 2050 (2) อินเดีย เป้าหมายควบคุมการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่อประชากรไม่เกินกว่าระดับประเทศพัฒนาแล้ว (3) สิงคโปร์ เป้าหมายลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกร้อยละ 36 ภายในปี ค.ศ. 2050 และ Net Zero เร็วที่สุดเท่าที่ทำได้ภายในช่วงครึ่งหลังของศตวรรษที่ 21 และ (4) อินโดนีเซีย เป้าหมาย Net Zero Emission ไม่เกินกว่าปี ค.ศ. 2070
3. ประเทศไทยมีความเสี่ยงสูงต่อการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศในระยะยาว เนื่องจากเป็นประเทศกำลังพัฒนาที่พึ่งพาการใช้พลังงานจากเชื้อเพลิงฟอสซิลเป็นหลักและมีการขยายตัวของพื้นที่เมืองอย่างรวดเร็วและต่อเนื่อง ได้เข้าร่วมในฐานะภาคีกรอบอนุสัญญา UNFCCC ตั้งแต่ปี ค.ศ. 1994 และจัดส่งข้อเสนอการมีส่วนร่วมของประเทศในการลดก๊าซเรือนกระจกและการดําเนินงานด้านการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศ (Intended Nationally Determined Contributions: INDCs) ไปยังสํานักเลขาธิการอนุสัญญาสหประชาชาติว่าด้วยการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศในปี 2558 โดยประกาศเป้าหมายการลดก๊าซเรือนกระจกที่ร้อยละ 20 จากกรณีปกติ (business-as-usual: BAU) หรือร้อยละ 25 ถ้าได้รับการสนับสนุนจากต่างประเทศ ภายในปี ค.ศ. 2030 ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้นำพันธกิจดังกล่าวมาใช้เป็นกรอบในการวางแผนนโยบายพลังงานของประเทศ โดยตั้งเป้าให้มีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 34.23 ภายในปี 2580 ซึ่ง ณ สิ้นปี 2563 อยู่ที่ร้อยละ 17.4 ปัจจุบันประเทศไทยยังไม่ได้มีการกำหนดยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกในระยะยาว ที่แสดงให้เห็นถึงความพร้อมในการปรับเปลี่ยนประเทศให้รองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านระบบเศรษฐกิจสู่ neutral-carbon economy อันจะนำไปสู่การเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันและโอกาสในการดึงดูดการลงทุนจากต่างประเทศ โดยเฉพาะในช่วงฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังวิกฤติการณ์ COVID-19 ที่ต้องเร่งสร้างความเชื่อมั่นและความมั่นใจจากนักลงทุน ดังนั้น จึงมีความจำเป็นอย่างเร่งด่วนที่จะต้องกำหนดกรอบนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่สอดคล้องกับเป้าหมายของประชาคมโลก และนำไปสู่การปฏิบัติของภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง โดยเฉพาะในภาคพลังงานที่ต้องมุ่งเน้นการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เพื่อเป็นกลไกหลักสำคัญในการขับเคลื่อนและผลักดันการแก้ไขปัญหาการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศให้เกิดผลสัมฤทธิ์ ทั้งนี้ การขับเคลื่อนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำยังมีส่วนสนับสนุนนโยบายการขับเคลื่อนทางเศรษฐกิจ ดังนี้ (1) การสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจและลดการลงทุนในสินทรัพย์ที่มีประสิทธิภาพต่ำ (2) การเพิ่มศักยภาพการแข่งขันของผู้ประกอบการของไทย (3) การเพิ่มสัดส่วนของพลังงานสะอาด เป็นการเพิ่มการลงทุนและการจ้างงานในระบบเศรษฐกิจประเทศ (4) การฟื้นฟูเศรษฐกิจหลังสถานการณ์วิกฤต COVID-19 (5) บรรเทาปัญหามลพิษ PM2.5
4. กระทรวงพลังงานได้นำกรอบแผนพลังงานชาติที่ได้รับความเห็นชอบจาก กบง. มาเป็นแนวทางในการจัดทำรายละเอียด และกำหนดแนวนโยบายภาคพลังงาน โดยมีเป้าหมายสนับสนุนให้ประเทศไทยสามารถมุ่งสู่พลังงานสะอาด และลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065 - 2070 เพื่อเสริมสร้างศักยภาพการแข่งขันและการลงทุนของผู้ประกอบการของไทยให้สามารถปรับตัวเข้าสู่การลงทุนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลก ตลอดจนการใช้ประโยชน์จากการลงทุนในนวัตกรรมสมัยใหม่เพื่อสร้างมูลค่าทางเศรษฐกิจ สอดคล้องกับยุทธศาสตร์การขับเคลื่อนนโยบายการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกของประเทศในระยะยาว ทั้งนี้จะต้องอาศัยความมือร่วมและได้รับการสนับสนุนจากกระทรวงและหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การขับเคลื่อนในภาคพลังงานเป็นไปตามแผนที่กำหนดไว้
4.1 แนวนโยบายของแผนพลังงานชาติ เพื่อขับเคลื่อนให้ภาคพลังงานสามารถบรรลุเป้าหมายการมุ่งสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ ตั้งแต่ระดับฐานรากไปจนสู่ระดับประเทศ โดยการส่งเสริมการลงทุนพลังงานสีเขียวในภาคพลังงาน ดังนี้ (1) เพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าใหม่โดยมีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ให้สอดคล้องกับแนวโน้มต้นทุนพลังงานหมุนเวียนที่ต่ำลงอย่างมาก โดยต้องพิจารณาร่วมกับต้นทุนระบบกักเก็บพลังงานระยะยาว และไม่ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวสูงขึ้น (2) ปรับเปลี่ยนการใช้พลังงานภาคขนส่งเป็นพลังงานไฟฟ้าสีเขียว ผ่านเทคโนโลยียานยนต์ไฟฟ้าตามนโยบาย 30@30 (3) ปรับเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน มากกว่าร้อยละ 30 (4) ปรับโครงสร้างกิจการพลังงานรองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านพลังงาน (Energy Transition) ตามแนวทาง 4D1E ซึ่งในช่วงการเปลี่ยนผ่านด้านพลังงานของโลก ประเทศไทยจะต้องเผชิญกับความท้าทายในการปรับโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานที่มุ่งสู่พลังงานสะอาด ให้สามารถรองรับการเปลี่ยนผ่านที่จะเกิดขึ้นจากการปรับเปลี่ยนรูปแบบการใช้พลังงานในอนาคตเพื่อความมั่นคงและยั่งยืน รวมถึงเป็นการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันทางด้านพลังงานให้ทัดเทียมกับนานาประเทศ ดังนั้น จึงจำเป็นอย่างยิ่งที่จะต้องมีการวางแผนการขับเคลื่อนทุกด้านไปพร้อมกัน
4.2 กรอบการจัดทําแผนพลังงานชาติสู่การเปลี่ยนผ่านตามแนวทาง 4D1E เพื่อให้สามารถนำไปปฏิบัติได้อย่างเป็นรูปธรรม และเกิดประสิทธิผล ดังนี้ (1) ด้านไฟฟ้า การขับเคลื่อนพลังงานด้านไฟฟ้าถือว่าเป็นปัจจัยสำคัญในการผลักดันการพัฒนาเศรษฐกิจ เทคโนโลยี และอุตสาหกรรมของประเทศไทยเพื่อรองรับปรับตัวเข้าสู่เศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลกภายใต้เป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065-2070 ซึ่งประเทศไทยจำเป็นต้องบริหารจัดการการพัฒนานโยบายและส่งเสริมเทคโนโลยีการผลิตไฟฟ้าคาร์บอนต่ำอย่างมีประสิทธิภาพ (2) ด้านก๊าซธรรมชาติ ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงสะอาดที่ปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกน้อยกว่าเชื้อเพลิงฟอสซิลชนิดอื่น เช่น ถ่านหิน น้ำมัน และเป็นเชื้อเพลิงที่สามารถจัดหาได้จากหลายแหล่งทั่วโลกในรูปก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ทำให้ประเทศต่างๆ พิจารณาเลือกใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเปลี่ยนผ่านไปสู่พลังงานของสะอาดที่ยังคงสามารถรักษาความมั่นคงของระบบที่มีปริมาณพลังงานหมุนเวียนเพิ่มสูงขึ้นได้ (3) ด้านน้ำมัน การขับเคลื่อนพลังงานด้านน้ำมันซึ่งเป็นเชื้อเพลิงพื้นฐานที่มีความสำคัญต่อการขับเคลื่อนเศรษฐกิจประเทศ และถูกใช้เป็นเชื้อเพลิงหลักในภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรม ให้ปรับตัวมุ่งสู่เศรษฐกิจคาร์บอนต่ำตามทิศทางโลกนั้น กระทรวงพลังงานจะต้องผลักดันให้เกิดการเพิ่มขีดความสามารถในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกให้ได้ตามเป้าหมายการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ.2065-2070 ซึ่งจะเป็นส่วนหนึ่งในการแก้ไขปัญหาสภาพอากาศจากภาวะฝุ่นละออง PM 2.5 (4) ด้านพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือก ในปัจจุบันหลายประเทศทั่วโลกให้ความสำคัญกับการพัฒนาพลังงานทดแทนและพลังงานทางเลือกเป็นอย่างมาก เนื่องจากมีแนวโน้มต้นทุนที่ต่ำลงอย่างมีนัยสำคัญ สามารถนำมาใช้ทดแทนเชื้อเพลิงฟอสซิลได้อย่างมีประสิทธิภาพทั้งด้านเทคนิคและราคา การส่งเสริมการลงทุนในพลังงานทดแทนจะเป็นหนึ่งในปัจจัยหลักที่ช่วยขับเคลื่อนให้เศรษฐกิจของประเทศไทยเติบโตอย่างยั่งยืน และมีศักยภาพในการแข่งขันทัดเทียมนานาประเทศ จากแนวนโยบายของแผนพลังงานชาติที่กำหนดเป้าหมายในการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าใหม่จากพลังงานหมุนเวียนเป็นไม่น้อยกว่าร้อยละ 50 ให้สอดคล้องกับแนวโน้มต้นทุนพลังงานหมุนเวียนที่ลดต่ำลงอย่างมาก โดยจะต้องพิจารณาร่วมกับต้นทุนระบบกักเก็บพลังงานระยะยาวและไม่ทำให้ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในระยะยาวสูงขึ้นนั้น เพื่อให้สอดคล้องกับการเปลี่ยนผ่านทางด้านพลังงานตามแนวทาง 4D1E (5) ด้านการอนุรักษ์พลังงานการขับเคลื่อนด้านการอนุรักษ์พลังงานและเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานเป็นแนวทางในการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่ต้องดำเนินการเป็นลำดับต้น ตามแนวทาง 4D1E ด้วยการส่งเสริมการดำเนินการผ่านเทคโนโลยีดิจิทัลและนวัตกรรมการบริหารจัดการพลังงานสมัยใหม่ โดยจะช่วยให้เกิดการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในภาพรวมของภาคพลังงานอย่างมีนัยสำคัญ และช่วยประหยัดค่าใช้จ่ายในการลงทุนก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่และการลงทุนอื่นๆ ที่ต้องมีขึ้นเพื่อรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้นในอนาคต อีกทั้งยังเป็นการกระตุ้นให้เกิดการลงทุนในธุรกิจและบริการที่เกี่ยวข้องจากทั้งภาครัฐและเอกชน เช่น บริษัทจัดการพลังงาน (Energy Service Company: ESCO) สร้างงานสร้างอาชีพให้กับหลายภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง และเป็นการเปิดโอกาสให้มีการขยายตัวทางการค้าและการลงทุนเพื่อเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันเชิงเศรษฐกิจ ซึ่งการขับเคลื่อนการอนุรักษ์พลังงานให้มีประสิทธิภาพสูงสุด จำเป็นต้องนำเทคโนโลยีสมัยใหม่มาประยุกต์ใช้ให้เกิดประโยชน์สูงสุด ทั้งในรูปแบบอุปกรณ์ เครื่องใช้ เครื่องจักร กระบวนการผลิตและระบบควบคุม โดยดำเนินการในสาขาเศรษฐกิจหลัก ได้แก่ อุตสาหกรรม ธุรกิจการค้า บ้านอยู่อาศัย เกษตรกรรม และการขนส่ง ทั้งนี้ เพื่อให้การกำหนดทิศทางการพัฒนาพลังงานของประเทศเป็นไปตามเป้าหมาย มีความมั่นคง สมดุล และมุ่งสู่เศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำอย่างยั่งยืน
4.3 การจัดทำแผนพลังงานชาติจะต้องดำเนินการเป็นลำดับขั้นตอนอย่างครบถ้วน เริ่มจากนำเสนอกรอบแผนพลังงานชาติเพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. แล้วนำเข้ากระบวนการรับฟังความคิดเห็นจากทุกภาคส่วนที่เกี่ยวข้อง ทั้งภาคประชาชน ภาคเอกชน ภาครัฐ นักวิชาการ และผู้ที่สนใจทั่วไป เพื่อนำข้อคิดเห็นดังกล่าวไปใช้ประกอบการบูรณาการจัดทำแผนย่อย 5 แผนภายใต้แผนพลังงานชาติ ได้แก่ ด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน แล้วจึงนำมาใช้ประกอบรวมกันเป็นร่างแผนพลังงานชาติ ซึ่งจะต้องมีการรับฟังความคิดเห็นอีกครั้ง ก่อนที่จะนำเสนอเพื่อขอความเห็นชอบจาก กพช. ต่อไป กระบวนการจัดทำแผนพลังงานชาติคาดว่าจะดำเนินการแล้วเสร็จภายในปี 2565 เพื่อให้ประเทศไทยสามารถขับเคลื่อนเศรษฐกิจและสังคมได้ตามทิศทางนโยบายพลังงานให้เป็นไปตามเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ.2065-2070 ได้อย่างต่อเนื่องโดยไม่หยุดชะงัก กระทรวงพลังงานเห็นควรดำเนินการระยะเร่งด่วน ดังนี้ (1) จัดทำแผนพลังงานชาติ ภายใต้กรอบนโยบายที่ทำให้ภาคพลังงานขับเคลื่อนภาคเศรษฐกิจให้สามารถรองรับแนวโน้มการเปลี่ยนผ่านสู่ระบบเศรษฐกิจ ได้ในระยะยาว ครอบคลุมการขับเคลื่อนพลังงานทั้งด้านไฟฟ้า ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเชื้อเพลิง พลังงานทดแทน และอนุรักษ์พลังงาน (2) พิจารณาเพิ่มกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาดในรูปแบบต่างๆ และปรับลดสัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากเชื้อเพลิงฟอสซิล ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 rev.1) ในช่วง 10 ปีข้างหน้า (พ.ศ. 2564 – 2573) ตามความเหมาะสม เพื่อปรับสัดส่วนการผลิตไฟฟ้า ให้มีการผูกพันเชื้อเพลิงฟอสซิลเท่าที่จำเป็นและสามารถรองรับการเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าพลังงานสะอาดได้ในระยะยาวโดยคำนึงถึงต้นทุนและความก้าวหน้าเทคโนโลยีเป็นสำคัญ ทั้งนี้ การวางแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าภายใต้นโยบายการขับเคลื่อนเศรษฐกิจคาร์บอนต่ำที่มีพลังงานหมุนเวียนซึ่งมีความผันผวนสูงกว่าเชื้อเพลิงฟอสซิลในระบบปริมาณมากนั้น จะต้องนำหลักการวางแผนเชิงความน่าจะเป็น ได้แก่ โอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) มาใช้เป็นเกณฑ์ แทนกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ซึ่งไม่สามารถวิเคราะห์ผลจากความไม่แน่นอนของพลังงานหมุนเวียน เพื่อให้การประเมินและวางแผนความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศมีความแม่นยำมากขึ้น (3) ปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าให้มีความยืดหยุ่นมีประสิทธิภาพ และครอบคลุมพื้นที่ศักยภาพของพลังงานหมุนเวียนในรูปแบบต่างๆ เพื่อรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มมากขึ้นในอนาคต และสามารถตอบสนองต่อการผลิตไฟฟ้านั้นได้อย่างทันท่วงทีโดยไม่กระทบกับความมั่นคงของประเทศ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบแผนพลังงานชาติ โดยให้นำข้อสังเกตของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ไปประกอบการจัดทำแผนพลังงานชาติ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
2. เห็นชอบมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาในประเด็นดังต่อไปนี้
2.1 มอบหมายให้ กบง. บริหารจัดการและพิจารณาทบทวนปรับปรุงแผนการเพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานสะอาด ภายใต้แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 ให้สอดคล้องกับข้อเสนอการดำเนินการระยะเร่งด่วน เพื่อเพิ่มสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้ได้ตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ในยุทธศาสตร์ระยะยาวของประเทศ
2.2 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับ 3 การไฟฟ้า เพื่อติดตามความคืบหน้าในการปรับปรุงโครงสร้างพื้นฐานระบบสายส่งและจำหน่ายไฟฟ้าของประเทศ เพื่อรองรับปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่จะเพิ่มมากขึ้นในช่วงการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบเศรษฐกิจ neutral-carbon economy ได้ในระยะยาว โดยไม่ให้มีผลกระทบต่อความมั่นคงของประเทศ
2.3 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เพื่อศึกษาและดำเนินการออกมาตรการที่ช่วยบรรเทาการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สำหรับโรงไฟฟ้าหรือโครงการที่ใช้เชื้อเพลิงถ่านหิน เช่น การปลูกป่าทดแทน การติดตั้งเครื่องการดักจับและการกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage: CCS) เป็นต้น เพื่อช่วยขับเคลื่อนให้บรรลุเป้าหมายในการลดการปลดปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์สุทธิเป็นศูนย์ (Carbon Neutrality) ภายในปี ค.ศ. 2065 - 2070 ทั้งนี้ ต้องได้รับความช่วยเหลือทางด้านนโยบายการเงินและเทคโนโลยีจากกลุ่มประเทศ G7
2.4 มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับกระทรวงอุตสาหกรรม เพื่อกำหนดแนวทางนโยบายส่งเสริมการใช้ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) แทนการใช้รถยนต์ที่ใช้เครื่องยนต์สันดาปภายในและเปลี่ยนแปลงการใช้พลังงานในภาคอุตสาหกรรมจากเชื้อเพลิงถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ
เรื่องที่ 2 การขยายกรอบความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 22 มีนาคม 2564 สำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือถึงรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รอง นรม. และ รมว.พน.) (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์) แจ้งว่า นายทองลุน สีสุลิด นายกรัฐมนตรีสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว ได้มีหนังสือถึงนายกรัฐมนตรี (นรม.) (พล.อ ประยุทธ์ จันทร์โอชา) เพื่อขอรับการสนับสนุนจากไทยในการรักษาเสถียรภาพด้านเศรษฐกิจของสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ซึ่ง นรม. ได้มีบัญชาให้ รอง นรม.และ รมว.พน. พิจารณาเรื่องดังกล่าวและเชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องประชุมหารือเพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการให้ความช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว อย่างเหมาะสมต่อไป ซึ่งต่อมาวันที่ 31 มีนาคม 2564รอง นรม. และ รมว.พน. ได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง (นายอาคม เติมพิทยาไพสิฐ) ปลัดกระทรวงพลังงาน ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ผู้แทนสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ ผู้แทนสำนักงานความร่วมมือพัฒนาเศรษฐกิจกับประเทศเพื่อนบ้าน (องค์การมหาชน) และ ผู้แทนธนาคารเพื่อการส่งออกและนำเข้าแห่งประเทศไทย ประชุมหารือเพื่อประเมินสถานการณ์และกำหนดท่าทีในการบูรณาการการช่วยเหลือแก่ สปป. ลาว อย่างเหมาะสม ตามข้อสั่งการของ นรม.
2. เมื่อวันที่ 8 เมษายน 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้แจ้งความประสงค์จะเสนอขายไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจำนวน 5 โครงการ ปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 4,200 เมกะวัตต์ โดย สปป. ลาว ได้กำหนดรายชื่อโครงการที่มีลำดับความสำคัญ 5 โครงการ ดังนี้ (1) โครงการน้ำงึม 3 (2) โครงการหลวงพระบาง (3) โครงการปากแบง (4) โครงการปากลาย และ (5) โครงการเซนาคาม อย่างไรก็ตาม เนื่องจากปริมาณไฟฟ้าของทั้ง 5 โครงการเกินกว่าข้อตกลงปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและ สปป. ลาว เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) ที่เหลืออยู่ สปป. ลาวจึงมีความประสงค์ขอให้ไทยขยายกรอบ MOU จากเดิมอีก 4,200 เมกะวัตต์ ให้ครอบคลุมปริมาณไฟฟ้าเพื่อรองรับ 5 โครงการดังกล่าว
3. เมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2564 รอง นรม. และ รมว.พน. ได้ประชุมหารือทวิภาคีร่วมกับนายดาววง พอนแก้ว รัฐมนตรีกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว โดยฝ่าย สปป. ลาว ได้ชี้แจงว่าปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวมของทั้ง 5 โครงการ เกินกว่ากรอบ MOU ระหว่างไทย-สปป. ลาว 9,000 เมกะวัตต์ที่ได้ลงนามไว้เมื่อปี 2559 ดังนั้น สปป. ลาว จึงมีความประสงค์จะขอขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เป็น 11,000 เมกะวัตต์ เพื่อให้สามารถรองรับการขายไฟฟ้าจากทั้ง 5 โครงการดังกล่าว และโครงการโรงไฟฟ้าอื่นๆ ในอนาคต ซึ่ง รอง นรม. และ รมว.พน. ได้มอบหมายให้ปลัดกระทรวงพลังงานตั้งคณะทำงานเพื่อหารือร่วมกับปลัดกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป.ลาว พิจารณาถึงปริมาณที่เหมาะสมในการขยายกรอบ MOUและพิจารณาร่าง MOU (ฉบับใหม่) ทั้งนี้จะได้นำผลการหารือเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ต่อไป
4. รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป. ลาว ได้มีความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้า ผ่านการดำเนินการซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าที่พัฒนาขึ้นใน สปป. ลาว และเชื่อมโยงผ่านระบบส่งไฟฟ้าระหว่างประเทศ โดยในปัจจุบันมีกรอบปริมาณความร่วมมือการซื้อขายไฟฟ้าจำนวน 9,000 เมกะวัตต์ และมีสถานภาพการซื้อขายไฟฟ้า ดังนี้ โครงการที่จ่ายไฟฟ้าแล้ว 5,421 เมกะวัตต์ และโครงการที่ลงนาม PPA แล้วและอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 514 เมกะวัตต์ รวมปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน 5,935 เมกะวัตต์ และคงเหลือปริมาณไฟฟ้าที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจาก สปป. ลาว ได้อีกประมาณ 3,065 เมกะวัตต์
5. นโยบายและหลักการพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อเป็นทางเลือกในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศไทย ในกรณีที่ไม่สามารถสร้างโรงไฟฟ้าเพิ่มเติมในประเทศได้และช่วยแบ่งเบาภาระการจัดหาไฟฟ้าในประเทศได้ในระยะยาวภายใต้ราคารับซื้อไฟฟ้าคงที่ตลอดระยะเวลาที่ทำการตกลงในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยราคารับซื้อไฟฟ้าจะต้องไม่สูงกว่าราคาที่ผลิตได้เองในประเทศอีกทั้งเป็นการเสริมสร้างความสัมพันธ์อันดีระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งจากการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทยของ กฟผ. พบว่าการกระจายการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศจะทำให้เกิดความเสี่ยงลดลง ส่งผลให้สัดส่วนการรับซื้อไฟฟ้าจากหลายประเทศมีปริมาณมากกว่าการรับซื้อไฟฟ้าจากเพียงประเทศเดียว โดยได้กำหนดหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ดังนี้ (1) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ สัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด(2) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 2 ประเทศ สัดส่วนไม่เกินร้อยละ 25 ของกำลังผลิตทั้งหมด (3) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 3 ประเทศ สัดส่วนไม่เกินร้อยละ 33 ของกำลังผลิตทั้งหมด (4) ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 4 ประเทศสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 38 ของกำลังผลิตทั้งหมด
6. เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2564 คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ได้พิจารณาข้อเสนอการขายไฟฟ้าและสัดส่วนปริมาณรับซื้อไฟฟ้าที่เหมาะสมกับ สปป. ลาว เพื่อนำไปประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU ตามที่ สปป. ลาว เสนอ โดยได้พิจารณาถึงเงื่อนไขตามการศึกษาความเหมาะสมของหลักเกณฑ์สัดส่วนการซื้อขายไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านของประเทศไทย ซึ่งกำหนดหากมีการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ 1 ประเทศ สัดส่วนปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าไม่ควรเกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้า และได้มีมติรับทราบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่สามารถรับซื้อเพิ่มเติมจากกรอบ MOU เดิมในปริมาณ 1,137 เมกะวัตต์ ที่ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงระบบไฟฟ้าและสอดคล้องกับปริมาณข้อเสนอขายไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ทั้งนี้ เพื่อให้การเจรจาเป็นไปอย่างราบรื่น จึงควรกำหนดการขยายกรอบ MOUให้เป็นจำนวนเต็มที่ปริมาณ 10,200 เมกะวัตต์ และเห็นควรให้นำปริมาณดังกล่าว ไปใช้ประกอบการเจรจาขยายกรอบ MOU กับ สปป. ลาว ต่อไป
7. กระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (ฝ่ายไทย) (คณะทำงานฯ) โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และมีผู้แทนหน่วยงานต่างๆ ประกอบด้วย กรมสนธิสัญญาและกฎหมาย กระทรวงการต่างประเทศ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเป็นคณะทำงาน และผู้อำนวยการกองการต่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นเลขานุการคณะทำงานฯ เพื่อหารือร่วมกับคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (ฝ่าย สปป. ลาว) ให้ได้ข้อสรุปในรายละเอียดการขยายกรอบ MOU โดยเมื่อวันที่ 2 มิถุนายน 2564 คณะทำงานฯ ได้เห็นชอบให้การตอบรับการขยายปริมาณการรับซื้อฟ้าภายใต้กรอบ MOU จากเดิม 9,000 เมกะวัตต์ เพิ่มอีก 1,137 เมกะวัตต์ รวมเป็น 10,137 เมกะวัตต์โดยปรับให้เป็นจำนวนเต็มประมาณ 10,200 เมกะวัตต์ ต่อมาเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2564 ที่ประชุมหารือทวิภาคีระหว่างคณะทำงานฯ และคณะผู้แทนฝ่าย สปป.ลาว ได้เห็นชอบให้ระบุปริมาณรับซื้อไฟฟ้าใน MOU ฉบับใหม่เป็น 10,200 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2564 คณะทำงานฯ ได้มีมติยืนยันผลักดันแนวทางการส่งเสริมการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก รวมทั้งการปรับแก้ถ้อยคำเพื่อเป็นการเปิดโอกาสให้มีการพัฒนาความร่วมมือที่เกี่ยวกับกลไกการซื้อขายคาร์บอนระหว่างไทยและ สปป.ลาว ในอนาคตด้วยเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้แจ้งขอให้ฝ่ายไทยพิจารณาเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในร่าง MOU เพิ่มเติมจากที่ได้ประชุมหารือทวิภาคีเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2564 อีก 300 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ เพื่อรองรับโครงการเซกอง 4A กำลังการผลิต 175 เมกะวัตต์และโครงการเซกอง 4B กำลังการผลิต 180 เมกะวัตต์ และเมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2564 กระทรวงพลังงานและบ่อแร่ สปป. ลาว ได้มีหนังสือขอให้พิจารณาเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าในร่าง MOU จาก 10,200เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ หรือ 11,000 เมกะวัตต์ รวมทั้งรับทราบและเห็นด้วยกับหลักการการพิจารณาโครงการของฝ่ายไทย
8. เมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2564 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบ MOU เป็น 10,500 เมกะวัตต์ โดยให้นำข้อสังเกตของคณะอนุกรรมการประสานฯ เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ประกอบการพิจารณาการขยายกรอบ MOU ดังนี้ (1) การพิจารณาขยายกรอบปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จะต้องพิจารณาผลกระทบต่อความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้าในการรับซื้อจาก 1 ประเทศ ซึ่งกำหนดสัดส่วนไม่ให้เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (2) การพิจารณาโครงการตามข้อเสนอของ สปป.ลาว ฝ่ายไทยจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการซึ่งโครงการจะต้องสอดคล้องและเป็นไปตามหลักเกณฑ์ของคณะอนุกรรมการประสานฯ รวมทั้งจะต้องคำนึงถึงผลกระทบด้านสังคม เขตแดน และสิ่งแวดล้อม (3) โครงการที่ สปป.ลาว เสนอมาส่วนใหญ่เป็นโครงการrun of river ที่ตั้งอยู่บนลำน้ำโขงสายประธาน หากเกิดปัญหาภัยแล้ง ลำน้ำโขงไม่มีน้ำ หรือประเทศจีนกักเก็บน้ำอาจส่งผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าของโครงการที่อยู่บนลำน้ำโขงทั้งหมด รวมทั้งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าประเทศไทยได้ จึงควรเสนอให้ สปป.ลาว มีแผนบริการจัดการน้ำในช่วงฤดูแล้งเพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ประเทศไทยได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และ (4) ใน MOU มีถ้อยคำและบริบทที่ก่อให้เกิดพันธกรณีภายใต้ข้อบังคับของกฎหมายระหว่างประเทศ ดังนั้น MOU ดังกล่าวจึงถือเป็นสนธิสัญญาตามกฎหมายระหว่างประเทศและหนังสือสัญญาตามมาตรา 178 ของรัฐธรรมนูญไทย ที่จะต้องได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีก่อนลงนาม
9. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่าการขยายกรอบ MOU จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ เป็นปริมาณที่สามารถดำเนินการได้ เนื่องจากไม่เกินเกณฑ์ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า 1 ประเทศ ในสัดส่วนไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังผลิตทั้งหมด ณ ปลายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 จึงไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ และการขยายกรอบ MOU เป็นการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานน้ำจาก สปป.ลาว สอดคล้องกับทิศทางด้านพลังงานโลกที่มุ่งเน้นพลังงานสะอาดลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) ของประเทศเพื่อมุ่งสู่แนวทางการขับเคลื่อนเศรษฐกิจและสังคมคาร์บอนต่ำ ทั้งนี้ โครงการที่ สปป. ลาว เสนอมาส่วนใหญ่เป็นโครงการ run of river ที่ตั้งอยู่บนลำน้ำโขงสายประธานหากเกิดปัญหาภัยแล้งลำน้ำโขงน้ำไม่เพียงพอ อาจส่งผลกระทบต่อการผลิตไฟฟ้าของโครงการที่อยู่บนลำน้ำโขงทุกโครงการ รวมทั้งอาจส่งผลกระทบต่อความมั่นด้านพลังงานไฟฟ้าประเทศไทยได้ จึงควรเสนอให้สปป. ลาว มีแผนบริการจัดการน้ำในช่วงฤดูแล้งเพื่อให้สามารถผลิตไฟฟ้าส่งให้ประเทศไทยได้ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรมอบหมายให้คณะทำงานฯ นำความเห็นดังกล่าวไปเจรจากับ สปป.ลาว เพื่อบรรจุไว้ใน MOU ต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เรื่องความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จาก 9,000 เมกะวัตต์ เป็น 10,500 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 3 โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียด รวมทั้ง มอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ดังนี้ โครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 แบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตามแนวทางที่ กบง. และ กพช. กำหนด (Regulated Market) ประกอบด้วย ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply และ Shipper ที่จัดหา LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ และกลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) โดยให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลปริมาณและคุณภาพการให้บริการ และกำหนดหลักการสำหรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ (2) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น โดยไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (3) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการกำหนดและทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. เห็นชอบการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติตามประเภทใบอนุญาตการประกอบกิจการก๊าซธรรมชาติ 4 ประเภท และการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติตามที่ กกพ. เสนอ ดังนี้ Wy = WH + S+ T โดยที่ Wy คือราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า โดย y คือ กลุ่มลูกค้า เช่น การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) Natural Gas for Vehicle (NGV) Gas Separation Plant (GSP) และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น WH คือ ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งคำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซฯ ที่ผู้รับใบอนุญาตจัดหาก๊าซและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย (มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู) ประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยที่ ปตท. เป็นผู้จัดหา (Gulf Gas ปตท.) ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา และก๊าซธรรมชาติเหลวที่จัดหาโดย ปตท. (LNG ปตท.) ซึ่งรวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซของสถานี LNG แล้ว S คือ อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติซึ่งกำหนดอัตราตามกลุ่มประเภทของลูกค้า ประกอบด้วย S1 ค่าใช้จ่ายในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ S2 ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซและการส่งก๊าซให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่างผู้ผลิตหรือผู้ค้าก๊าซ(LNG Supplier) กับ Shipper และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง Shipper กับผู้ใช้ก๊าซ รวมถึงค่าความเสี่ยงอื่นๆ T คือ อัตราค่าบริการสำหรับการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อผ่านระบบส่งก๊าซธรรมชาติประกอบด้วย อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge (Td) และอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge (Tc)
3. ข้อเสนอโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ตามที่ กกพ. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 16 มิถุนายน 2564 และวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 ที่สอดคล้องกับมติ กพช. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 มีดังนี้
3.1 โดยโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จำแนกเป็น 3 กลุ่ม ตามโครงสร้างกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ขายให้กับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาเฉลี่ยก๊าซฯ อ่าวไทย (Gulf Gas) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และ ค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (Zone 1) (2) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ Shipper ปตท. ขายในกลุ่ม Old Supply ประกอบด้วย ราคาเฉลี่ยของก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยก (รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล) ก๊าซธรรมชาติจากเมียนมา ณ ชายแดน และก๊าซ LNG (รวมค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ) (Pool Gas) ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 2-4) ทั้งนี้ สำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพอง ราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 5) (3) ราคาก๊าซธรรมชาติที่ New Shipper ขายไฟฟ้าเข้าระบบใน Regulated Market ประกอบด้วย ราคา LNG ค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบก (Zone 3) โดยการกำกับราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติในแต่ละแหล่งอยู่ภายใต้การดูแลจากภาคนโยบายตามราคาสัมปทานของผู้ผลิตแต่ละแหล่งและการเปลี่ยนแปลงดัชนีอ้างอิงในตลาดโลก สำหรับการกำกับดูแลอัตราค่าบริการค่าบริการสถานี LNG ในการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซ ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ เมื่อมีการนำเนื้อก๊าซฯ เข้ามาในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ จะอยู่ภายใต้การกำกับดูแลตามมาตรา มาตรา 64และ 65 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานฯ เพื่อกำกับดูแลสำหรับผู้ใช้พลังงานขั้นสุดท้าย(End Users) ทั้งนี้ เห็นควรเสนอให้มีการทบทวนพื้นที่ (Zone) ในการคิดค่าบริการตามการใช้ระบบท่อส่งก๊าซของผู้ซื้อก๊าซ โดยคำนวณค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติพื้นที่ 1 ที่รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด ซึ่งนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติของบริษัท ทรานส์ ไทย-มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด (TTM) นำมาคำนวณรวมในอัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ด้วย เนื่องจากก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยสามารถไหลได้ทุกทิศทางในโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล และเมื่อก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยแหล่งใดแหล่งหนึ่งหมดก็จะมีการนำก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยจากแหล่งอื่นๆ เข้ามาทดแทน ซึ่งเป็นไปตามแนวทางที่ กกพ. ได้นำเสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2561 โดยค่า Td และค่า Tc สำหรับพื้นที่ Zone 2-4 สำหรับกลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ รวมทั้ง หากมีการเปลี่ยนแปลงการแบ่งพื้นที่สำหรับการคิดอัตราค่าบริการฯ ในภายหลังให้เป็นไปตามที่ กกพ. กำหนด
3.2 โครงสร้างราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติสำหรับกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติไปยังกลุ่มลูกค้า (Wy) จำแนกตามกลุ่มลูกค้าได้ 3 กลุ่ม ดังนี้ (1) กลุ่มโรงแยกก๊าซ การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซ Wโรงแยกก๊าซ = Gulf Gas + [S1,โรงแยกก๊าซ + S2,โรงแยกก๊าซ] + [Tdzone 1 + Tczone 1] (2) กลุ่มโรงไฟฟ้า NGV และผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติ ของ Shipper ปตท. สำหรับ Old Supply (2.1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ./ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในพื้นที่ Zone 3 Wกฟผ/IPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,กฟผ/IPP + S2,กฟผ/IPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2.2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในพื้นที่ Zone 3 WSPP = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,SPP + S2,SPP] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2.3) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ที่ อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราชWขนอม = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ขนอม + S2,ขนอม] + [Tdzone 2 + Tczone 2] (2.4) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่ อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา Wจะนะ = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,จะนะ + S2,จะนะ]+ [Tdzone 4 + Tczone 4] (2.5) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่ อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่นWน้ำพอง = (WHตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน) + [S1,น้ำพอง + S2,น้ำพอง] + [Tdzone 5 + Tczone 5] (2.6) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ค้า NGV WNGV = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,NGV + S2,NGV] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (2.7) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ ผู้ค้าปลีกก๊าซธรรมชาติในพื้นที่ Zone 3 Wผู้ค้าปลีก = Pool Gas + [Ld+Lc] + [S1,ผู้ค้าปลีก + S2,ผู้ค้าปลีก] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้ กำหนดเป็นราคาเฉลี่ยของค่าบริการที่ กกพ. กำหนดตามปริมาณ LNG ส่งเข้า Pool Gas ต่อปริมาณก๊าซธรรมชาติทั้งหมดที่รวมอยู่ใน Pool Gas และส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซ โดยค่า Td และค่า Tc สำหรับกลุ่มนี้ สามารถกำหนดเป็นอัตราเดียวกันหรือแตกต่างกันได้ตามที่ กกพ. กำหนด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ (3) กลุ่มลูกค้าของ Shipper รายใหม่ สำหรับ New Supply ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ (3.1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ กฟผ./ ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) ในพื้นที่ Zone 3 Wกฟผ/IPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,กฟผ/IPP,Shipper + S2,กฟผ/IPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] (3.2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง Shipper กับ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในพื้นที่ Zone 3 WSPP,Shipper = LNGShipper + [Ld + Lc] + [S1,SPP,Shipper + S2,SPP,Shipper] + [Tdzone 3 + Tczone 3] ทั้งนี้ [Ld+Lc] สำหรับผู้ใช้ก๊าซกลุ่มนี้ เป็นไปตามอัตราค่าบริการที่ กกพ. กำหนดโดยราคานำเข้า LNGShipper (LNG Benchmark) ให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ที่ กบง. และ กพช.ให้ความเห็นชอบ ภายใต้การกำกับดูแลโดย กกพ. ทั้งนี้ สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติที่ใช้ก๊าซธรรมชาติจาก Shipper แล้ว มีความประสงค์จะใช้ Pool Gas ในบางช่วงเวลา ให้ กกพ. สามารถกำหนดราคา Premium จาก Pool Gas สำหรับผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติกลุ่มดังกล่าว เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวมของประเทศ
3.3 กรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน มีดังนี้ เห็นควรกำหนดให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่ โดยมีผลบังคับใช้ภายใน 1 ปีนับจากวันที่ กพช. มีมติ และในระหว่างการพิจารณากำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่ง (S) และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ (T) ตามโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติใหม่ เห็นควรกำหนดแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน ดังนี้ (1) กำหนดอัตราค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ (%Margin) คำนวณจากราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย(Pool Gas) ตามวิธีปัจจุบัน และให้ ปตท. Shipper เร่งทำความเข้าใจในการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติกับผู้ใช้ก๊าซฯ ให้รองรับการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติดังกล่าวแล้วเสร็จภายในกรอบระยะเวลาที่กำหนด (2) กำหนดอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ สำหรับ Shipper รายใหม่ เท่ากับ อัตราค่าผ่านท่อบนบก (Zone 3) ประกอบด้วย Td Zone 3 และ Tc Zone 3
3.4 ผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าและต้นทุนก๊าซธรรมชาติของโรงแยกก๊าซธรรมชาติจากการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 จากผลการคำนวณการประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติระหว่าง ราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ Pool Gas แบบเดิม กับ ราคาก๊าซธรรมชาติที่ใช้ Pool Gas แบบใหม่ตามโครงสร้างราคาธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ที่กำหนดให้รวมค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด (zone1) รวมถึงค่าผ่านท่อ TTM ในไว้ในราคา Pool Gas โดยเป็นค่าประมาณการที่อ้างอิงข้อมูลความต้องการใช้ก๊าซฯ (Demand) ข้อมูลปริมาณจัดหาก๊าซฯ (Supply) ราคาก๊าซธรรมชาติ เดือนมกราคม 2564 และประมาณการรายได้ของระบบท่อในทะเลของพื้นที่ Zone 2 ปัจจุบัน ไปอยู่ Zone 1 ตามสัดส่วนสินทรัพย์ของระบบท่อเส้นที่ 2 ที่อยู่ในทะเลในอัตราร้อยละ 66 โดยคิดจากอัตราผลตอบแทนเงินลงทุน (Allowed Revenue) ตามวิธีการเดิมที่ยังไม่รวมเงินลงทุนใหม่ จากนั้นนำราคาก๊าซธรรมชาติที่ได้มาเปรียบเทียบกันเพื่อหาผลกระทบที่เกิดขึ้นกับลูกค้าแต่ละรายโดยผลกระทบต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติต่อการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ สรุปได้ดังนี้ (1) เมื่อคิดค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลของ ปตท. ด้วยปริมาณที่ถูกต้อง คือ ปริมาณก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยทั้งหมด จากปัจจุบันซึ่งคำนวณจากปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยรวมก๊าซฯ พม่า และ LNG และนำค่าผ่านท่อในทะเลทั้งหมด (รวม TTM) ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นประมาณ 3.2976 บาทต่อล้านบีทียู และทำให้ต้นทุนของโรงแยกก๊าซธรรมชาติจะเพิ่มขึ้นประมาณ 95 ล้านบาทต่อเดือน (2) เมื่อนำค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเลทั้งหมดตามสัดส่วนปริมาณก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยหลังโรงแยกก๊าซธรรมชาติ มาคำนวณราคา Pool Gas จะส่งผลกระทบต่อราคาก๊าซธรรมชาติตามกลุ่มผู้ใช้ก๊าซฯ ดังนี้ ราคาก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP NGV และอุตสาหกรรมลดลงประมาณ 1.0682 บาทต่อล้านบีทียู ราคาก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าขนอม ลดลงประมาณ 1.8620 บาทต่อล้านบีทียู ราคาก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าจะนะเพิ่มขึ้นประมาณ 3.5292 บาทต่อล้านบีทียู ทั้งนี้ จะส่งผลทำให้ค่าไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศลดลงประมาณ 56 ล้านบาทต่อเดือน หรือคิดเป็นค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ลดลงประมาณ 0.39 สตางค์ต่อหน่วย
4. เมื่อวันที่ 23 กรกฎาคม 2564 คณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 (คณะอนุกรรมการฯ) ได้พิจารณาเรื่อง โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมีมติเห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 รวมทั้งกรอบระยะเวลาบังคับใช้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และแนวทางการดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่านตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะการเงินของการไฟฟ้าด้วย ต่อมาเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 และ เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2564 กบง.ได้เห็นชอบให้มีการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็ก ดังนี้ (1) สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือนมีนาคม 2564 ใช้งบประมาณรวม 8,202 ล้านบาท ซึ่งครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ)รวม 23.70 ล้านราย โดยมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาแหล่งงบประมาณจากนำเงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าซึ่งมีรายได้มากกว่าที่ควรได้รับปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ประมาณ 3,000 ล้านบาท สนับสนุนการดำเนินงาน และให้สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พิจารณาแนวทางการจัดสรรงบประมาณเพื่อสนับสนุนการดำเนินมาตรการในส่วนที่เหลือต่อไป ทั้งนี้ สศช. ได้นำเสนอ คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 รับทราบและเห็นชอบในหลักการมาตรการดังกล่าวเรียบร้อยแล้ว (2) สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ได้รับทราบมาตรการสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าของ กฟน. และ กฟภ. ตามหลักการที่ สศช. เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 โดยให้ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวภายใต้กรอบวงเงินรวมไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ตามขั้นตอนของพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหา เยียวยา และฟื้นฟูเศรษฐกิจและสังคมที่ได้รับผลกระทบจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 พ.ศ. 2563(พระราชกำหนดฯ) และเห็นชอบมาตรการช่วยเหลือสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพื่อให้ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสม และเป็นธรรม โดยให้ กฟผ. พิจารณาให้ส่วนลดกับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในวงเงินประมาณ 15.04 ล้านบาท และรับทราบมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าขั้นต่ำสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามจริง และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้อง
2. เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 คณะรัฐมนตรี ได้พิจารณามาตรการบรรเทาผลกระทบต่อประชาชน กลุ่มแรงงาน และผู้ประกอบการอันเนื่องมาจากข้อกำหนดตามความในมาตรา 9 แห่งพระราชกำหนดการบริหารราชการในสถานการณ์ฉุกเฉิน พ.ศ. 2548 ฉบับที่ 27 โดยมีมติเห็นชอบในหลักการตามที่ สศช. เสนอ เพื่อลดผลกระทบทางเศรษฐกิจและสังคมของประเทศ อันเนื่องมาจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 โดยมีมาตรการหนึ่งในการให้ความช่วยเหลือในระยะเร่งด่วน คือ มาตรการลดภาระค่าใช้จ่ายสาธารณูปโภคขั้นพื้นฐาน ได้แก่ไฟฟ้าและน้ำประปา เป็นระยะเวลา 2 เดือน คือมาตรการด้านไฟฟ้าเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 และเห็นควรให้หน่วยงานรับผิดชอบ ได้แก่ กฟน. กฟภ. การประปานครหลวง และการประปาส่วนภูมิภาค ดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว โดยขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินมาตรการภายใต้กรอบวงเงินรวมไม่เกิน 12,000 ล้านบาท ตามขั้นตอนของพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหาเศรษฐกิจและสังคมจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 เพิ่มเติม พ.ศ. 2564 ต่อไป
3. การดำเนินมาตรการเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 และมติ กบง. วันที่ 11 มกราคม 2564 ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือที่อยู่ระหว่างตรวจสอบรายงาน พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวมประมาณ 20.78 ล้านราย คิดเป็นงบประมาณรวมทั้งสิ้นประมาณ 7,297.06 ล้านบาท ซึ่งต่ำกว่ากรอบงบประมาณตามแผนที่เสนอคณะรัฐมนตรี 8,202 ล้านบาท เป็นเงินประมาณ 904.94 ล้านบาท เนื่องจากจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือจริงต่ำกว่ากรอบงบประมาณที่คาดการณ์ไว้ ทั้งนี้ การดำเนินงานตามประกาศ กกพ. วันที่ 14 ธันวาคม 2563 ซึ่งได้ยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ให้จ่ายเงินตามค่าไฟฟ้าที่ใช้จริง สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 ตั้งแต่เดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 พบว่ามีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวม 5,280 ราย จำนวนเงินที่ได้รับการยกเว้น 138.22 ล้านบาทและการดำเนินมาตรการเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ที่อยู่ระหว่างรวบรวมรายงาน พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือในเดือนพฤษภาคม 2564 รวมประมาณ 19.95 ล้านราย คิดเป็นงบประมาณ 4,031.45 ล้านบาท ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. อยู่ระหว่างรวบรวมข้อมูลเดือนมิถุนายน 2564 เพื่อนำเสนอรายงานผลการดำเนินงานต่อไป ทั้งนี้ การดำเนินงานตามประกาศ กกพ. ซึ่งได้ยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด ให้จ่ายเงินตามค่าไฟฟ้าที่ใช้จริง สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 ตั้งแต่เดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวม 3,992 ราย จำนวนเงินที่ได้รับการยกเว้น 27.63 ล้านบาท
4. เมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 กกพ. ได้พิจารณาดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 ตลอดจน ข้อมูลประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าจากการระบาดของโรค COVID-19 ที่สำนักงาน กกพ. ร่วมกับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้นำเสนอต่อกระทรวงพลังงานแล้วเห็นควรรายงาน กบง. เพื่อรับทราบและพิจารณา ดังนี้ (1) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) มาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กของ กฟน. และ กฟภ. ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ เป็นระยะเวลา 2 เดือน คือ เดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 คาดว่าจะใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 11,799.88 ล้านบาท และมาตรการยกเว้นค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) เป็นระยะเวลา 6 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 คาดว่าจะส่งผลต่อรายได้ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่ลดลงประมาณ 280.66 ล้านบาท รวมเป็นเงินทั้งสิ้นประมาณ 12,080.54 ล้านบาท มีแนวทางการดำเนินงาน เห็นควรให้ กฟน. และ กฟภ. ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามมติคณะรัฐมนตรีในวงเงินประมาณ 11,799.88 ล้านบาท และให้ กกพ. นำผลกระทบต่อรายได้ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายที่คาดว่าจะลดลงจากมาตรการยกเว้นค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) 6 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 ประมาณ 280.66 ล้านบาท ไปพิจารณาฐานะการเงินที่เกิดขึ้นจริงในปีงบประมาณ พ.ศ. 2564 ต่อไป โดย กกพ. จะกำกับดูแลให้ กฟน. และ กฟภ. ดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว (2) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่า เพื่อให้มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าจากการระบาดของโรค COVID – 19 ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 เป็นไปอย่างครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศให้ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกับมติคณะรัฐมนตรีวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 เช่นเดียวกับมาตรการการดำเนินงานในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือน มีนาคม 2564 และเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ตามมติคณะรัฐมนตรีที่ผ่านมา จึงได้จัดทำประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าจากการระบาดของโรค COVID-19 เพื่อให้ครอบคลุมลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพิ่มเติมเพื่อ ประกอบการพิจารณาของ กบง. โดยคาดว่าจะใช้วงเงินประมาณ 12.60 ล้านบาท มีแนวทางการดำเนินงาน: เห็นควรเสนอ กบง. พิจารณากำหนดมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม โดยให้ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ให้ส่วนลดค่าไฟฟ้ากับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด (3) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 3 กิจการขนาดกลาง ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ ประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง ประเภทที่ 6 องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร และประเภทที่ 7 สูบน้ำเพื่อการเกษตร กกพ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 กรกฎาคม 2564 ได้พิจารณาเห็นชอบมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามที่ใช้จริง เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 ในเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 เป็นระยะเวลา 6 เดือน เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันที่มีการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 ในระลอกเดือนกรกฎาคม 2564 ซึ่งภาครัฐได้มีข้อกำหนดให้ปิดสถานบริการบางประเภท และกำหนดระยะเวลาเปิด-ปิดสถานบริการบางประเภท เพื่อควบคุมการระบาดของโรคฯ ตามประกาศ ศบค. ตั้งแต่วันที่ 12 กรกฎาคม 2564เป็นต้นไป โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 68 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เรียบร้อยแล้ว จึงเห็นควรรายงาน กบง. รับทราบการดำเนินมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ดังกล่าว ซึ่งเมื่อวันที่25 ธันวาคม 2563 กพช. มอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ดังนั้น กกพ. จึงเห็นควรนำเสนอ กบง. เพื่อรับทราบและเห็นชอบนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน ตามมาตรา 64 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ตามข้อ 3.1 เพื่อดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการดำเนินงานตามมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในเดือนมกราคม ถึงเดือนพฤษภาคม 2564 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ
2. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน ในช่วงเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564โดยให้ กฟน. และ กฟภ. ดำเนินการขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามมติคณะรัฐมนตรี ในวงเงินประมาณ 11,799.88 ล้านบาท ต่อไป
3. เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศ ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 โดยให้ กฟผ. พิจารณาให้ส่วนลดกับลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในวงเงินประมาณ 12.60 ล้านบาท
4. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ซึ่ง กกพ. ได้ดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรีในการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3-7 โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามจริง เป็นระยะเวลา 6 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2564 และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
กบง.ครั้งที่ 6/2564 (ครั้งที่ 28) วันจันทร์ที่ 28 มิถุนายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2564 (ครั้งที่ 28)
วันจันทร์ที่ 28 มิถุนายน พ.ศ. 2564
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 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 เดือนทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามกรอบที่ กบง. กำหนด และต่อมา กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม อีก 4 ครั้ง ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มิถุนายน 2563 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 (2) เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 (3) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2563 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 และ (4) เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2564 ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2564 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2564 ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน กบน. เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ของ กบง. ต่อไป
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนมิถุนายน 2564 มีดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 472,973 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศคาดว่าลดลงเนื่องจากความต้องการใช้ในภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่งลดลง โดยปริมาณความต้องการใช้ภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 499,065 ตัน การนำเข้าคาดว่าเป็นการนำเข้าเพื่อส่งออก อยู่ที่ประมาณ 18,500 ตัน และนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศ อยู่ที่ประมาณ 11,000 ตัน โดยคาดว่าการส่งออกจากโรงกลั่น อยู่ที่ประมาณ 19,548 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้า อยู่ที่ประมาณ 6,100 ตัน ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนมิถุนายน 2564 อยู่ที่ 527.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 42.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย เมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2564 ถึงวันที่ 11 มิถุนายน 2564 อยู่ที่ 551.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 54.89 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ทั้งนี้จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 15 มิถุนายน 2564 ถึงวันที่ 28 มิถุนายน 2564 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 47.1167 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และจากอัตราแลกเปลี่ยนที่แข็งค่าขึ้น 0.1919 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวเพิ่มขึ้น 1.1272 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 17.5527 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 18.6799 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 5.5639 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 6.6911 บาทต่อกิโลกรัม เพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถังขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2563 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 20 มิถุนายน 2564 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีฐานะกองทุนสุทธิ 18,373 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 31,747 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 13,374 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 960 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,863 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 903 ล้านบาทต่อเดือน
4. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ราคา LPG Cargo ปรับตัวเพิ่มขึ้นประมาณ 61 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 488 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 549 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาน้ำมันดิบ เนื่องจากการฟื้นตัวของความต้องการใช้น้ำมันในสหรัฐฯ และยุโรป อีกทั้งยอดผู้ติดเชื้อโควิด-19 รายใหม่ลดลงอย่างมาก ทำให้ประชาชนเริ่มกลับมาดำเนินกิจกรรมต่างๆ รวมถึงการเดินทางท่องเที่ยวหลังการผ่อนคลายมาตรการจำกัดการเดินทางเนื่องจากการแพร่ระบาดของโรคโควิด-19 ในปีที่ผ่านมา ประกอบกับความกังวลเรื่องความต้องการโพรเพนเพิ่มขึ้นในภาคอุตสาหกรรมปิโตรเคมีที่อาจทำให้การผลิตของซาอุดิอาระเบียตึงตัว นอกจากนี้ ในเดือนมิถุนายน เริ่มเข้าสู่ฤดูร้อนของประเทศจีน ซึ่งจะมีการขับขี่ในช่วงเดือนกันยายนถึงเดือนตุลาคมเพิ่มขึ้น ทำให้มีความต้องการใช้บิวเทนซึ่งเป็นวัตถุดิบในการผลิต MTBE (Methyl Tertiary Butyl Ether) สำหรับแก๊สโซลีนมากขึ้น
5. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางทบทวนการกำหนดราคา LPG เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีก LPG บรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และเพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง ปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม แนวทางที่ 2 คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มหรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ ปัจจุบันรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคโควิด-19 ซึ่งส่งผลกระทบต่อภาระค่าครองชีพของประชาชน ประกอบกับสถานการณ์ราคา LPG ตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 ตามแนวทางที่ 2 เพื่อช่วยบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชน หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG หรือมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ การคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ดังกล่าว ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG ซึ่งปัจจุบันมีรายจ่ายประมาณ 903 ล้านบาทต่อเดือน คาดว่าจะสามารถรองรับการชดเชยราคา LPG ได้อีกประมาณ 1.8 เดือน ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม ถึงเดือนสิงหาคม 2564 ภายใต้กรอบวงเงินที่ กบน. กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 15,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัมและขยายระยะเวลาคงราคาขายส่งออกไปอีก 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2564 ถึงวันที่ 30 กันยายน 2564 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ของ กบง. ต่อไป
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานกระทรวงพาณิชย์ โดยกรมการค้าภายใน กระทรวงการคลัง โดยกรมศุลกากร และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอื่นในการดำเนินการป้องกันการลักลอบจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ไปยังประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อภาระของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ถ้าพบข้อสังเกต ให้ดำเนินการตามกฎหมายได้ทันที โดยไม่ต้องรอรายงานคณะกรรมการ กบง. เพื่อการแก้ไขปัญหาได้อย่างมีประสิทธิภาพ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และเมื่อวันที่ 22 มิถุนายน 2564 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป โดยมอบหมายให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) พิจารณาปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และความสามารถที่เหลือที่จะนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay และให้นำเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. เพื่อพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ในระยะที่ 2 ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.)เป็นผู้กำกับดูแล และมอบหมาย กบง. เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2564 ชธ.และ ปตท. ได้นำเสนอปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 - 2566 เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ต่อคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เพื่อทราบ
2. การพิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 – 2566 ประกอบด้วย 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 พิจารณาจากกรณี Business As Usual (BAU) ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) คาดการณ์โดย ปตท. ซึ่งในส่วนของภาคการผลิตไฟฟ้าอ้างอิงตามแผนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า (Operation Plan) ของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่มีการปรับปรุงข้อมูลล่าสุด ฉบับเดือนมีนาคม 2564 สำหรับคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติปี 2564 - 2565 และฉบับเดือนพฤศจิกายน 2563 สำหรับคาดการณ์ปี 2566 ทั้งนี้ สรุปปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 4,460 4,418 และ 4,514 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ ส่วนที่ 2 ปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 พิจารณาจากกรณี BAU ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน จากแหล่งก๊าซในประเทศทั้งแหล่งในอ่าวไทยและแหล่งบนบก การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศเมียนมา และการนำเข้า LNG ตามสัญญาระยะยาวจำนวน 4 สัญญา สรุปปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 4,271 4,163 และ 4,069 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ และส่วนที่ 3 ความสามารถในการนำเข้า LNG พิจารณาจากข้อมูลคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและการจัดหาก๊าซธรรมชาติกรณี BAU ตามสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) พบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG โดยไม่ส่งผลกระทบต่อภาระ Take or Pay เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 ปี 2564 - 2566 อยู่ที่ 1.28 1.74 และ 3.02 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ ในเดือนมกราคม ถึงเดือนกรกฎาคม 2564 ปตท. ได้นำเข้า Spot LNG แล้วจำนวน 10 ลำเรือ คิดเป็น 0.80 ล้านตัน จึงทำให้มีปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG คงเหลืออยู่ที่ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตัน ตามลำดับ
3. กระทรวงพลังงานได้เปิดประมูลให้มีการผลิตก๊าซธรรมชาติแหล่งเอราวัณ ซึ่งสัมปทานจะสิ้นสุดในวันที่ 23 เมษายน 2565 และเมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2562 ได้ให้สัญญาแบ่งปันผลิตแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 แก่บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด และบริษัท เอ็มพี จี2 (ประเทศไทย) จำกัด โดยกำหนดให้มีอัตราการผลิตที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นระยะเวลา 10 ปี ซึ่งปัจจุบันอยู่ระหว่างการเจรจาเพื่อทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติกับ ปตท. อย่างไรก็ดี จากสถานการณ์การดำเนินงานในช่วงเปลี่ยนผ่าน (Transition Period) ผู้รับสัญญาคาดการณ์ว่าการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแปลงดังกล่าวในช่วงต้นของสัญญามีความเสี่ยงที่อาจเกิดความไม่ต่อเนื่องซึ่งอาจไม่สามารถรักษาอัตราการผลิตที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นเวลาประมาณ 18 - 24 เดือน โดยจากการหารือร่วมกันระหว่าง ชธ. ปตท. และผู้รับสัญญาแปลง G1/61 เพื่อบริหารความเสี่ยงในกรณีที่อาจมีความไม่ต่อเนื่องในการผลิตก๊าซ ได้พิจารณาแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยคาดว่าอาจจำเป็นต้องนำเข้า LNG เพิ่มเติมจากกรณี BAU เพื่อรองรับความต้องการใช้ก๊าซของประเทศในช่วงปี 2565 – 2566 เป็น 2 กรณี คือ กรณีความไม่ต่อเนื่องมีระยะเวลา 18 เดือน (Delay Case) คาดว่าอาจต้องนำเข้า LNG เพิ่มเติมที่ 0.95 และ 0.54 ล้านตัน ตามลำดับ และกรณีความไม่ต่อเนื่อง มีระยะเวลา 24 เดือน (Worst Case) ต้องนำเข้าเพิ่มเติมที่ 1.38 และ 0.50 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ ความเสี่ยงที่อาจเกิดความไม่ต่อเนื่องในการผลิตก๊าซจากแปลงสำรวจหมายเลข G1/61 นั้น เป็นผลกระทบระยะสั้นในช่วงเริ่มต้นของสัญญาแบ่งปันผลผลิต ประกอบกับยังมีความไม่แน่นอนสูงทั้งด้านปริมาณการจัดหาก๊าซและระยะเวลา ดังนั้น จึงเห็นควรมอบหมายให้ ปตท. ซึ่งเป็นผู้ซื้อและอยู่ระหว่างการเจรจาเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ เป็นผู้บริหารสถานการณ์การจัดหาก๊าซในส่วนของปริมาณ LNG ที่อาจจำเป็นต้องนำเข้าเพิ่มเติมในช่วงปี 2565 - 2566
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 - 2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาทบทวน
2. รับทราบการมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้บริหารสถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติในกรณีเกิดความไม่ต่อเนื่องของปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติของแปลง G1/61 ซึ่งมีความไม่แน่นอนสูง
3. รับทราบการมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้ดำเนินการจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 คือ Regulated Market และ Partially Regulated Market สำหรับ New Demand และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าของ Shipper รวมทั้งกำกับดูแลต่อไป
กบง.ครั้งที่ 5/2564 (ครั้งที่ 27) วันศุกร์ที่ 14 พฤษภาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 5/2564 (ครั้งที่ 27)
วันศุกร์ที่ 14 พฤษภาคม พ.ศ. 2564
3. แนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศ
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2563 วันที่ 7 เมษายน 2563 และวันที่ 21 เมษายน 2563 คณะรัฐมนตรี มีมติรับทราบและเห็นชอบมาตรการช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) ในด้านไฟฟ้า โดยคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ได้ดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว และได้พิจารณาให้การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าตามขอบเขตอำนาจหน้าที่แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยเพิ่มเติมมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 3 กิจการขนาดกลาง ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ ประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง ประเภทที่ 6 องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร และประเภทที่ 7 สูบน้ำ เพื่อการเกษตร ซึ่งมีภาระที่เกิดขึ้นจากการดำเนินงานในช่วงเดือนมีนาคม ถึงเดือนตุลาคม 2563 รวมจำนวน 26,269.93 ล้านบาท โดยนำเงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าปี 2557-2563 เป็นแหล่งงบประมาณในการดำเนินงาน ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 กกพ. ได้รายงานต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) แล้ว ต่อมาเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป โดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะการเงินของการไฟฟ้าด้วย
2. เมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 คณะรัฐมนตรี ได้รับทราบและเห็นชอบในหลักการมาตรการบรรเทาผลกระทบต่อประชาชนและผู้ประกอบการธุรกิจในระยะเร่งด่วน ช่วงเดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 จากการแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกใหม่ ตามที่สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เสนอ และให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการต่อไปให้ถูกต้องตามขั้นตอนของกฎหมาย ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด ประกอบกับ มติ กบง. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 ได้เห็นชอบมาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็ก ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ลูกค้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) รวม 3 มาตรการ เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือนมีนาคม 2564 โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 8,202 ล้านบาท สรุปมาตรการได้ ดังนี้ (1) ค่าไฟฟ้าฟรี 90 หน่วยแรกทุกราย สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน (2) ส่วนลดค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน โดยให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม ซึ่งมีแนวทางการคิดค่าไฟฟ้า ดังนี้ กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนน้อยกว่าหรือเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้คิดค่าไฟฟ้าตามหน่วยการใช้ไฟฟ้าจริงประจำเดือนนั้นๆ และกรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนไม่เกิน 500 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 500 หน่วย แต่ไม่เกิน 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 50 และหากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 70 (3) ค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกทุกรายสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. พิจารณาแหล่งงบประมาณจากนำเงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าซึ่งมีรายได้มากกว่าที่ควรได้รับในปี 2563 ประมาณ 3,000 ล้านบาท สนับสนุนการดำเนินงานและให้ สศช. พิจารณาแนวทางการจัดสรรงบประมาณเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานมาตรการในส่วนที่เหลือต่อไป นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2563 กกพ. ได้ออกประกาศเพื่อยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 ตั้งแต่เดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 ร่วมด้วย
3. การดำเนินมาตรการเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 และมติ กบง. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 (ไม่รวมผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ที่อยู่ระหว่างติดตามรายงาน) พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือรวมประมาณ 20.78 ล้านราย คิดเป็นงบประมาณรวมทั้งสิ้นประมาณ 7,297.06 ล้านบาท ซึ่งต่ำกว่ากรอบงบประมาณตามแผนที่เสนอคณะรัฐมนตรี ประมาณ 904.94 ล้านบาท เนื่องจากจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือจริงต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ นอกจากนี้การดำเนินงานตามประกาศ กกพ. เมื่อวันที่ 14 ธันวาคม 2563 ซึ่งได้ยกเว้นการเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุดสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 ตั้งแต่เดือนมกราคม ถึงเดือนมีนาคม 2564 พบว่า มีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับการช่วยเหลือ 5,280 ราย จำนวนเงินที่ได้รับยกเว้น 138.22 ล้านบาท การช่วยเหลือค่าไฟฟ้าต่อผู้ใช้ไฟฟ้า 8,725.89 บาทต่อรายต่อเดือน
4. เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 คณะรัฐมนตรี ได้เห็นชอบในหลักการตามที่ สศช. นำเสนอ เรื่อง มาตรการบรรเทาผลกระทบของประชาชนและผู้ประกอบการธุรกิจจากการแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 และเห็นควรให้ กฟน. กฟภ. การประปานครหลวง และการประปาส่วนภูมิภาค ดำเนินการตามมาตรการบรรเทาภาระค่าใช้จ่ายด้านสาธารณูปโภคพื้นฐาน (ไฟฟ้าและน้ำประปา) โดยให้ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวภายใต้กรอบวงเงินรวมไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ตามขั้นตอนของพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหา เยียวยา และฟื้นฟูเศรษฐกิจและสังคม ที่ได้รับผลกระทบจากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 พ.ศ. 2563 (พระราชกำหนดฯ) โดยมีมาตรการด้านไฟฟ้า ที่ให้สิทธิค่าไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ดังนี้ (1) ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน ให้สิทธิใช้ไฟฟ้าฟรี 90 หน่วยแรก (2) ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน ให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยใช้แนวทางการคิดค่าไฟฟ้าเดียวกับมติ กบง. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2564 โดยใช้ฐานการคำนวณการใช้ส่วนลดเป็นเดือนเมษายน 2564 (3) ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ให้สิทธิใช้ไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรก
5. กกพ. ได้พิจารณาสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 และมาตรการด้านไฟฟ้าตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 ประกอบการพิจารณาแนวทางการช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์ดังกล่าว นำเสนอ กบง. ดังนี้(1) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าในพื้นที่บริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟน. และ กฟภ.) ตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 จากข้อมูลประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ารอบเดือนกุมภาพันธ์ถึงเดือนมีนาคม 2564 ที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเสนอต่อ สศช. พิจารณา โดยปรับปรุงข้อมูลเดือนฐานในการคำนวณการให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าสำหรับบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกินกว่า 150 หน่วยต่อเดือนจากเดิมเดือนธันวาคม 2563 เป็นเดือนเมษายน 2564 ทำให้มีประมาณการงบประมาณดำเนินการในเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 เป็นเงินรวมประมาณ 8,755 ล้านบาท จึงเห็นควรเสนอ กบง. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบ สำหรับบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ของผู้ใช้ไฟฟ้า กฟน. และ กฟภ. เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 โดยมีวงเงินรวมประมาณ 8,755 ล้านบาท และมอบหมายให้ กฟน. และ กฟภ. ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการตามมติคณะรัฐมนตรี โดย กกพ. จะกำกับดูแลให้ กฟน. และ กฟภ. ดำเนินงานตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวต่อไป (2) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ กกพ. ได้จัดทำประมาณการมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าให้ครอบคลุมลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ เพิ่มเติมประกอบการพิจารณาของ กบง. เพื่อให้มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าในระลอกเดือนเมษายน 2564 ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศ ให้ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกับมติคณะรัฐมนตรีวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 ได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม เช่นเดียวกับมาตรการในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ ถึงเดือนมีนาคม 2564 ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 12 มกราคม 2564 ที่ผ่านมา จึงเห็นควรเสนอ กบง. พิจารณากำหนดมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบ สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ โดยให้พิจารณาให้ส่วนลดค่าไฟฟ้ากับลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ตามหลักเกณฑ์ที่คณะรัฐมนตรีกำหนด ในวงเงินประมาณ 15.04 ล้านบาท ทั้งนี้ ส่วนลดดังกล่าวจะทำให้เงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าซึ่งมีรายได้มากกว่าที่ควรได้รับในปี 2564 มีจำนวนลดลง (3) การช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 เมื่อวันที่ 12 พฤษภาคม 2564 กกพ. ได้เห็นชอบมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุด โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามที่ใช้จริง เพื่อช่วยบรรเทาผลกระทบสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 ในเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันซึ่งภาครัฐได้มีข้อกำหนดให้ปิดสถานบริการบางประเภท และกำหนดระยะเวลาเปิด-ปิดสถานบริการบางประเภท เพื่อควบคุมการระบาดของโรค COVID-19 ตั้งแต่วันที่ 1 พฤษภาคม 2564 เป็นต้นไป โดยอาศัยอำนาจตามมาตรา 68 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ดังนั้น จึงเห็นควรรายงาน กบง. รับทราบการดำเนินมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าต่ำสุดดังกล่าว และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.). และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ตามหลักการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบเมื่อวันที่ 5 พฤษภาคม 2564 เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 ในวงเงินประมาณ 8,755 ล้านบาท โดยให้ กฟน. และ กฟภ. ขอรับสนับสนุนแหล่งเงินเพื่อดำเนินการตามมาตรการดังกล่าวตามมติคณะรัฐมนตรีต่อไป
2. เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็กทั่วประเทศ ได้รับการช่วยเหลือตามหลักการเดียวกันกับมติคณะรัฐมนตรีได้อย่างครอบคลุมทั่วประเทศ อย่างเหมาะสมและเป็นธรรม เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 โดยให้ กฟผ. พิจารณาให้ส่วนลดกับผู้ใช้ไฟฟ้ารายย่อยของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ในวงเงินประมาณ 15.04 ล้านบาท
3. รับทราบมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 ในระลอกเดือนเมษายน 2564 ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ในการยกเว้นการเรียกเก็บค่าไฟฟ้าขั้นต่ำ (Minimum Charge) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 3 กิจการขนาดกลาง ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ ประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง ประเภทที่ 6 องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร และประเภทที่ 7 สูบน้ำเพื่อการเกษตร โดยให้ผู้ใช้ไฟฟ้าจ่ายค่าไฟฟ้าตามจริง เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับค่าไฟฟ้าประจำเดือนพฤษภาคม ถึงเดือนมิถุนายน 2564 และให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 แก้ไขเพิ่มเติม พ.ศ. 2550 มาตรา 23 กำหนดให้รัฐมนตรีโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ออกกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อส่งเสริมการใช้เครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง และวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อให้ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุหรืออุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน มีสิทธิขอรับการส่งเสริมและช่วยเหลือตามมาตรา 40 แห่งพระราชบัญญัติฉบับดังกล่าว ซึ่งตั้งแต่ปี พ.ศ. 2550 จนถึงปัจจุบันกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ศึกษาและจัดทำกฎกระทรวงแล้ว จำนวน 72 ฉบับ (72 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งผลจากการศึกษาจะได้มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง (High Energy Efficiency Standards : HEPS) นำมาจัดทำเป็นกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ (Minimum Energy Efficiency Standards : MEPS) นำมาจัดทำเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (มอก.) คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน นำส่งสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ประกาศบังคับใช้ต่อไป
2. ปัจจุบันคณะรัฐมนตรีเห็นชอบและได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 38 ฉบับ(38 ผลิตภัณฑ์) ซึ่งการออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูง หรือออกกฎกระทรวงกำหนดวัสดุ อุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จะเป็นมาตรฐานอ้างอิงสำหรับผู้ผลิตและผู้จำหน่ายเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ของตนเอง ซึ่งหากเครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานเป็นไปตามกฎกระทรวงดังกล่าวจะมีสิทธิได้รับการส่งเสริมโดยใช้มาตรการการติดฉลาก กฎกระทรวงดังกล่าวจะนำมาใช้เป็นเกณฑ์มาตรฐานในการดำเนินการติดฉลากประหยัดพลังงานประสิทธิภาพสูง ซึ่งดำเนินการโดย พพ. ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ และฉลากประหยัดไฟฟ้า เบอร์ 5 ซึ่งดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ติดฉลากแล้ว 19 ผลิตภัณฑ์ ทั้งนี้ พพ. ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจความร่วมมือด้านมาตรฐานกับ สมอ. โดยมีขอบข่ายความร่วมมือด้านการกำหนดรับรองมาตรฐาน และการมาตรฐานระหว่างประเทศ รวมทั้งการส่งเสริมเผยแพร่ระบบมาตรฐาน โดยด้านการกำหนดมาตรฐาน กำหนดให้ พพ. ดำเนินการจัดทำร่าง มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงาน หรือร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ แล้วนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนดให้ต้องเป็นไปตามมาตรฐาน ซึ่งปัจจุบัน พพ. ได้ส่งร่าง มอก. ให้กับ สมอ. แล้ว จำนวน 54 ฉบับ โดย สมอ. ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว จำนวน 23 ฉบับ ในจำนวนนี้เป็นมาตรฐานบังคับ 4 ฉบับ และมาตรฐานทั่วไป 19 ฉบับ ซึ่งการดำเนินการดังกล่าวส่งผลให้มีการใช้เครื่องจักร วัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานสูงมากขึ้นและเป็นการกีดกันการใช้เครื่องจักรวัสดุและอุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพพลังงานต่ำ ทำให้มีศักยภาพการประหยัดพลังงานของประเทศมากขึ้นจากการดำเนินภารกิจดังกล่าว รวมทั้งสร้างความมั่นคงด้านพลังงาน เพื่อให้ประเทศมีพลังงานใช้อย่างยั่งยืน
3. พพ. ได้ดำเนินการจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน (ร่างกฎกระทรวงฯ) และร่าง มอก. โดยว่าจ้างที่ปรึกษา ให้ดำเนินการสำรวจข้อมูลในด้านต่างๆ เช่น จำนวน รุ่น ปริมาณการใช้พลังงาน เป็นต้น เพื่อกำหนดกลุ่มและจำนวนตัวอย่างที่ต้องสุ่มทดสอบ รวมถึงแนวทางการหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน วิธีมาตรฐานการทดสอบ และอื่นๆที่เกี่ยวข้อง แล้วจึงทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงาน ประมวลผลการทดสอบตามหลักสถิติ โดยกำหนดให้ผลิตภัณฑ์ที่สุ่มฯ ผ่านเกณฑ์ HEPS ร้อยละ 20 และกำหนดให้ตกเกณฑ์ MEPS ร้อยละ 3 โดยประมาณ ทั้งนี้แต่ละผลิตภัณฑ์มีการปรับให้เหมาะสมโดยคำนึงปัจจัยอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง เช่น จำนวนยี่ห้อที่ผ่านเกณฑ์ เป็นต้น ซึ่งการจัดทำร่างกฎกระทรวงฯ และร่าง มอก. ต้องผ่านการพิจารณาของคณะทำงานวิชาการที่มีความรู้ความชำนาญในแขนงต่างๆ ที่จำเป็นต้องใช้ในการจัดทำร่างฯ และการสัมมนารับฟังข้อคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียตลอดกระบวนการ ตามขั้นตอนดังต่อไปนี้ (1) คณะกรรมการพัฒนากฎหมาย พพ. (2) คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (3) คณะกรรมการพิจารณากลั่นกรองกฎหมาย กระทรวงพลังงาน (4) คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) (5) กพช. (6) คณะรัฐมนตรี (7) สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา (สคก.) (8) รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ลงนาม (9) สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.)ลงประกาศราชกิจจานุเบกษา โดยร่าง มอก. ที่ผ่านขั้นตอนที่ 2 คณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน แล้ว พพ. จะนำส่ง สมอ. เพื่อพิจารณากำหนด มอก. คุณลักษณะที่ต้องการด้านประสิทธิภาพพลังงานต่อไป
4. ร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ มีการกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นสูง ดังนี้ (1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดปั๊มความร้อนแบบดึงความร้อนจากอากาศถ่ายเทให้แก่น้ำที่มีประสิทธิภาพสูงพ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของปั๊มความร้อน ให้กำหนดตามขนาดกำลังความร้อนของปั๊มความร้อนที่ผู้ผลิตระบุ โดยขนาดกำลังความร้อน 4 – 36 กิโลวัตต์ความร้อน ให้กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงาน 3.0 – 4.0 (2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดฟิล์มติดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของฟิล์มติดกระจก ให้กำหนดตั้งแต่ 0.45 ถึง 0.30 (3) ร่างกฎกระทรวงกำหนดฉนวนอุตสาหกรรมเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของฉนวนอุตสาหกรรม ให้กำหนดตามชนิดความหนาแน่นและความหนาของฉนวนอุตสาหกรรมที่ผู้ผลิตระบุ ดังนี้ ชนิดที่ 1 ฉนวนใยแก้ว ความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 48 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 25 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.57 – 0.74 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ความหนาแน่นน้อยกว่าหรือเท่ากับ 24 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.91 – 1.25 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ความหนาแน่น 32 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.01 – 1.25 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 48 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร และความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.19 – 1.59 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ ชนิดที่ 2 ฉนวนใยหิน ความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 80 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 25 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 0.58 – 0.81 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ และความหนาแน่นมากกว่าหรือเท่ากับ 80 กิโลกรัมต่อลูกบาศก์เมตร ความหนา 50 มิลลิเมตร ค่าประสิทธิภาพพลังงาน 1.12 – 1.41 ตารางเมตรเคลวินต่อวัตต์ (4) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเตารังสีอินฟราเรดที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของเตารังสีอินฟราเรดให้กำหนดตั้งแต่ร้อยละ 55 ถึงร้อยละ 74 และ(5) ร่างกฎกระทรวงกำหนดพัดลมอุตสาหกรรมที่มีประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... ค่าประสิทธิภาพพลังงานของพัดลมอุตสาหกรรม ให้กำหนดตั้งแต่ FEG67 ถึง FEG90
เรื่องที่ 3 แนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) ของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) ในหลายพื้นที่ทั่วโลก ส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจของประเทศไทยและหลายประเทศ ทำให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศลดลงเมื่อเปรียบเทียบกับค่าพยากรณ์ความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 Rev.1) ส่งผลให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve margin) ของประเทศสูงขึ้น โดยเมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติรับทราบแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศจากผลกระทบการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 และได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานภายใต้คณะอนุกรรมการพยากรณ์และจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อพิจารณาจัดทำรายละเอียดแนวทางการบริหารจัดการลดระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ และเมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2563 ปลัดกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธานอนุกรรมการฯ ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะทำงานบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ (คณะทำงานฯ) เพื่อให้การดำเนินงานของแผนการจัดหาไฟฟ้าของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ มีการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม สอดคล้องกับสภาวะเศรษฐกิจของประเทศและสถานการณ์การเปลี่ยนแปลงที่เกิดขึ้น ซึ่งคณะทำงานฯ ได้มีการประชุมเพื่อรวบรวมข้อมูลและพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองทั้งสิ้น 5 ครั้ง รวมทั้งหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น สำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (สกพอ.) สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน (BOI) รวมถึงการประชุมหารือร่วมกับผู้บริหารกระทรวงพลังงาน (พน.) จึงได้ข้อเสนอแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ
2. คณะทำงานฯ ได้จัดทำร่างรายงานแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ เพื่อนำเสนอคณะอนุกรรมการฯ โดยสถานการณ์ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศไทยในปัจจุบัน ตามแผน PDP2018 Rev.1 ได้ประมาณการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ณ ปี 2562 และปี 2563 ไว้ที่ประมาณร้อยละ 35.5 และร้อยละ 30.8 ตามลำดับ ซึ่งคณะทำงานฯ พบว่า การใช้ไฟฟ้าที่ลดลงจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID-19 ส่งผลให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในปี 2563 สูงกว่าที่ประมาณการตามแผน PDP2018 Rev.1 ประมาณร้อยละ 10 และจากข้อมูลสถิติการใช้ไฟฟ้าในระบบ 3 การไฟฟ้า สรุปได้ว่า ช่วงกลางปีที่มีการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 การใช้ไฟฟ้าลดลงอย่างมีนัยสำคัญ โดยการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่มีการประกาศมาตรการห้ามบุคคลออกนอกเคหะสถานในช่วงเวลาที่กำหนด (เคอร์ฟิว) ในประเทศ ระหว่างเดือนเมษายน ถึงเดือนมิถุนายน 2563 มีปริมาณการใช้ไฟฟ้ารายเดือนปี 2563 ลดลงต่ำกว่าช่วงเวลาเดียวกันของปี 2562 แต่ภายหลังจากการยกเลิกประกาศเคอร์ฟิว ช่วงระหว่างเดือนกรกฎาคม ถึงเดือนธันวาคม 2563 ปริมาณการใช้ไฟฟ้ากลับไปอยู่ใกล้เคียงกับช่วงเวลาเดียวกันของปี 2562 โดยในเดือนกันยายน และเดือนธันวาคมของปี 2563 มีปริมาณการใช้ไฟฟ้าสูงกว่าช่วงเวลาเดียวกันของปี 2562 ซึ่งแม้จะเป็นช่วงที่มีอุณหภูมิลดลงแต่การใช้ไฟฟ้ากลับไม่ลดลง เห็นได้ว่าผลกระทบต่อการใช้ไฟฟ้าที่ลดลงจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID-19 มีผลต่อระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองที่สูงกว่าปกติประมาณร้อยละ 10 อย่างไรก็ดี จากแนวโน้มการใช้ไฟฟ้าที่จะฟื้นตัวเข้าสู่ภาวะปกติ คาดว่าจะส่งผลให้ระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองกลับมาอยู่ที่ประมาณร้อยละ 30 ตามประมาณการเดิม ดังนั้น คณะทำงานฯ ได้จัดทำประมาณการความต้องการไฟฟ้าหลังจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID-19 ในช่วงปี 2564 – 2573 ประกอบด้วย การประมาณการความต้องการไฟฟ้าในกรณีปกติ (BAU) และการประมาณการความต้องการไฟฟ้าจากโครงการ มาตรการ หรือกิจกรรมใหม่ (New Demand) ที่ยังไม่ได้ระบุไว้ในแผน PDP ได้แก่ โครงการรถไฟฟ้าความเร็วสูง ยานยนต์ไฟฟ้า (EV) เขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออก (EEC) อุตสาหกรรมปิโตรเลียมระยะที่ 4 ในพื้นที่ Southern Economic Corridor (SEC) และการพัฒนาระบบ 5G ของประเทศไทย พบว่าความต้องการไฟฟ้าจาก Demand ใหม่จะสูงไปกว่าที่คาดการณ์ในแผน PDP2018 Rev.1 โดยเฉพาะหลังปี 2572ความต้องการไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ ดังนั้น กระทรวงพลังงานจะต้องเริ่มเตรียมการจัดหาไฟฟ้าเพิ่มเติมในทุกรูปแบบ ทั้งนี้ หากไม่มีการจัดหาโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มเติมในช่วงเวลาดังกล่าวอาจส่งผลให้ประเทศมีไฟฟ้าไม่เพียงพอต่อความต้องการ รวมทั้งกระทบต่อความมั่นคงระบบไฟฟ้าของประเทศ
3. ข้อเสนอแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ สรุปได้ดังนี้
3.1 การบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในระยะสั้น มีการพิจารณา 2 ทางเลือก คือ ทางเลือกที่ 1 แยกโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ที่ไม่ได้เดินเครื่องออกจากระบบโดยจากการศึกษา Dispatching Factor ตามแผนการผลิตไฟฟ้ารายปี 2564 – 2568 ฉบับเดือนพฤศจิกายน 2563 ของ กฟผ. พบว่ามีโรงไฟฟ้า กฟผ. ที่ไม่ได้เดินเครื่องปี 2564 - 2568 จำนวน 2 โรง เนื่องจากเป็นโรงไฟฟ้าเก่า มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงและกำลังจะถูกปลดประจำการ ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าบางปะกง เครื่องที่ 3 กำลังการผลิต 576 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าบางปะกง เครื่องที่ 4 กำลังการผลิต 576 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้น 1,152 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ ยังมีโรงไฟฟ้าเก่าที่มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงและอยู่ในสภาพ Standby อีกหลายโรง เช่น โรงไฟฟ้าพระนครใต้ หมดอายุปี 2565 โรงไฟฟ้าวังน้อย หมดอายุปี 2566 และโรงไฟฟ้าน้ำพอง หมดอายุปี 2568 เป็นต้น และทางเลือกที่ 2 การบอกเลิกสัญญา (Terminate PPA) โรงไฟฟ้าเอกชนขนาดใหญ่ และปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น (Buy Out) สำหรับโรงไฟฟ้าผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP Firm - Cogen) ที่จะหมดสัญญา (เดิม) โดยจากการศึกษา Dispatching Factor ตามแผนการผลิตไฟฟ้ารายปี 2564 – 2568 ฉบับเดือนพฤศจิกายน 2563 ของ กฟผ. พบว่ามีโรงไฟฟ้าขนาดใหญ่ที่ไม่ได้เดินเครื่องปี 2564 - 2570 จำนวน 3 กลุ่มบริษัท ประกอบด้วย กลุ่มบริษัท RATCH กลุ่มบริษัท GLOW และกลุ่มบริษัท GPSC กำลังการผลิตรวม 3,534 เมกะวัตต์ ซึ่งหากบอกเลิกสัญญาในปี 2565 จะมีค่าใช้จ่ายทั้งสิ้นประมาณ 17,899 ล้านบาท คิดเป็นส่วนต่างจากกรณีจ่ายตามสัญญาปกติลดลง 11,656 ล้านบาท กระทบต่อค่า Ft ลดลง 0.81 สตางค์ต่อหน่วยโรงไฟฟ้า SPP Firm – Cogen ที่จะหมดสัญญาเดิมในปี 2565 - 2569 จำนวน 13 โครงการ กำลังการผลิตรวม 1,001 เมกะวัตต์ ซึ่งหากปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้นในปี 2565 จะมีค่าใช้จ่ายทั้งสิ้นประมาณ 36,669 ล้านบาท คิดเป็นส่วนต่างจากกรณีจ่ายตามสัญญาปกติลดลง 3,431 ล้านบาท กระทบต่อค่า Ft ลดลง 0.38 สตางค์ต่อหน่วย ทั้งนี้ คณะทำงานฯ ได้พิจารณาอย่างรอบคอบและมีความเห็นว่า เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดและไม่เป็นภาระค่าไฟฟ้าต่อภาคประชาชนควรดำเนินการตามทางเลือกที่ 1 โดยเห็นว่าโรงไฟฟ้า กฟผ. ดังกล่าวยังคงมีความสำคัญต่อระบบไฟฟ้าในการรักษาความมั่นคงระบบและรองรับกรณีเกิดสถานการณ์ฉุกเฉิน แต่ไม่ควรถูกนำมาคิดในระบบ ในขณะที่ทางเลือกที่ 2 การบอกเลิกสัญญา และปลดโรงไฟฟ้าเก่าออกจากระบบเร็วขึ้น จะมีค่าใช้จ่ายสูงถึงประมาณ 54,568 ล้านบาท จึงเสนอให้ สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และ กฟผ. ร่วมกันพิจารณาทบทวนสมมติฐานการประเมินกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และการกำหนดค่ากำลังผลิตพึ่งได้ (Dependable Capacity) ของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีไว้เพื่อรักษาความมั่นคงของระบบซึ่งไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าหรือไม่ได้ผลิตไฟฟ้าตลอดเวลา อาจพิจารณากำหนดค่า Dependable Capacity ที่แตกต่างออกไปจากโรงไฟฟ้าที่เดินเครื่องสม่ำเสมอหรือยังผลิตไฟฟ้าตลอดเวลา ทั้งนี้ จากผลดำเนินการตามทางเลือกที่ 1 จะส่งผลให้กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ในปี 2569 ลดลงเหลือประมาณร้อยละ 20 และตั้งแต่ปี 2571 เป็นต้นไปกำลังผลิตไฟฟ้าที่เชื่อถือได้ (Reliable Capacity) จะเริ่มลดลงต่ำกว่าค่าพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak Demand) ที่เพิ่มสูงขึ้น จึงจำเป็นที่จะต้องมีการจัดหาไฟฟ้าเพิ่มเติมเพื่อรองรับความต้องการที่คาดว่าจะสูงขึ้นต่อไป
3.2 การบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในระยะยาว มีข้อเสนอดังนี้ (1) ทบทวนเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) ที่เหมาะสม ทั้งในภาพรวมประเทศและแยกตามรายพื้นที่ โดยให้ สนพ. และ กฟผ. ร่วมกันพิจารณาทบทวนเกณฑ์ดังกล่าวที่เหมาะสม เนื่องจากแต่ละพื้นที่มีความต้องการระดับความมั่นคงระบบไฟฟ้าที่แตกต่างกัน โดยนำผลการศึกษาปรับปรุงเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสำหรับแผน PDP ที่ สนพ. เคยว่าจ้างสถาบันวิจัยพลังงานจุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัยเมื่อปี 2561 มาพิจารณาประกอบการจัดทำแผน PDP ซึ่งผลการศึกษาดังกล่าวได้เปรียบเทียบเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และ LOLE ของต่างประเทศ พบว่าในสาธารณรัฐเกาหลี (เกาหลีใต้) กำหนด LOLE ในระดับไม่เกิน 0.3 วันต่อปี (ประมาณ 7 ชั่วโมงต่อปี) และในหลายรัฐของสหรัฐอเมริกา กำหนด LOLE ในระดับไม่เกิน 0.1 วันต่อปี (ประมาณ 2.4 ชั่วโมงต่อปี) และได้เสนอแนะเกณฑ์ LOLE ที่เหมาะสมสำหรับประเทศไทยภายใต้สถานการณ์การผลิตและการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่มีการศึกษาในระดับไม่เกิน 0.7 วันต่อปี (ประมาณ 17 ชั่วโมงต่อปี) โดยเมื่อแปลงเป็นค่ากำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง พบว่าไม่ควรต่ำกว่าร้อยละ 32.36 อย่างไรก็ตาม จะต้องมีการนำผลการศึกษาดังกล่าวมาพิจารณาทบทวนให้สอดคล้องกับสถานการณ์การผลิตและการใช้ไฟฟ้าทั้งในปัจจุบัน และแนวโน้มในอนาคต เพื่อให้ได้เกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง และ LOLE ที่เหมาะสมกับประเทศ และ กระทรวงพลังงานควรสื่อสาร สร้างการรับรู้ สร้างความเข้าใจแก่ประชาชนและผู้มีส่วนได้ส่วนเสียเกี่ยวกับระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศที่ถูกต้อง (2) ออกแบบสัญญาในการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนให้เหมาะสมกับลักษณะของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภทและการรับซื้อไฟฟ้าจริงของระบบ โดยให้ สำนักงาน กกพ. การออกแบบสัญญาให้เหมาะสมกับการใช้งานและลักษณะของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภท (Base Load Plant, Intermediate Load Plant, Peaking Plant) และมีความยืดหยุ่นสามารถปรับเปลี่ยนสัญญาได้สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าใหม่ ซึ่งจากสถิติสั่งเดินเครื่องโรงฟ้าที่ผ่านมาโรงไฟฟ้าที่มีอายุเกินกว่า 10 ปี จะเดินเครื่องน้อยมากหรือไม่ถูกสั่งให้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าเลย เนื่องจากจะมีโรงไฟฟ้าใหม่ซึ่งมีเทคโนโลยีที่ดีกว่าและมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าต่ำกว่าเดินเครื่องแทน ทำให้ กฟผ. ต้องจ่ายค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment : AP) โดยไม่ได้ผลิตไฟฟ้า (3) ปรับปรุงกฎระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยให้สำนักงาน กกพ. ปรับปรุงกฎระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมและยืดหยุ่น สอดคล้องกับเทคโนโลยีและลักษณะการผลิตและการใช้ไฟฟ้าที่เกิดขึ้น เช่นกำหนดเงื่อนไขหรือระยะเวลาสิ้นสุดสัญญา มีข้อกำหนดจำนวนครั้งการต่ออายุสัญญา และการงดจ่ายไฟฟ้าตามสัญญา (Curtailment) เป็นต้น ส่วนที่ 3 ข้อเสนอแนะเพิ่มเติม
3.3 คณะทำงานฯ เห็นว่า กระทรวงพลังงานควรปรับปรุงข้อมูลและปรับแนวทางการจัดทำแผน PDP ใหม่ โดยให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรวบรวมและบูรณาการข้อมูลการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง เพื่อใช้ประกอบการพยากรณ์แนวโน้มการเพิ่มขึ้นของการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง นอกจากนี้ การจัดทำแผน PDP ใหม่ต้องพิจารณาการบริหารจัดการไฟฟ้ารายภาค โดยให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาจัดทำ PDP โดยคำนึงถึงประเด็น ดังนี้ (1) การวางแผนจัดหาโรงไฟฟ้าเพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้ารายภูมิภาคด้านความต้องการไฟฟ้า (Demand) ควรพิจารณาความต้องการไฟฟ้าและคุณภาพไฟฟ้าที่แตกต่างกันของแต่ละพื้นที่ และด้านการจัดหาไฟฟ้า (Supply) ควรพิจารณาเปรียบเทียบแนวทางจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมรอบด้าน อาทิ ศักยภาพแหล่งเชื้อเพลิง ระบบโครงข่ายสายส่ง ต้นทุนการผลิต และประเด็นด้านสิ่งแวดล้อม เพื่อให้ระบบไฟฟ้ามีประสิทธิภาพสูงสุด ลดภาระและลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชนทั้งประเทศ (2) กำหนดแนวทางการบริหารจัดการการใช้ไฟฟ้าในช่วง Peak ให้กระจายออกไปในช่วงอื่นๆ ของวัน เพื่อลดการจัดหาหรือสร้างโรงไฟฟ้า โดยมาตรการต่างๆ เช่น Demand Response การใช้กลไกของราคาค่าไฟฟ้าเป็นแรงจูงใจ แทนการจัดหาหรือสร้างโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับ Peak ที่คาดว่าจะสูงขึ้นทุกปี (3) พิจารณาปัจจัยด้านเทคโนโลยีที่จะเกิดขึ้นในอนาคต เช่น มีการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองมากขึ้น ซึ่งจะมีผลต่อการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า รวมถึงภาระระบบที่จะต้องเตรียมการสำรองไฟฟ้า (Backup) ในกรณีที่ Distributed Generation ของภาคเอกชนไม่สามารถผลิตไฟฟ้าได้ตามแผนและต้องดึงไฟฟ้าจากระบบหลักมาใช้แทน และกรณีการมี Energy Storage System มาใช้ในระบบด้วย (4) การวางแผนและดำเนินการพัฒนาโครงข่ายไฟฟ้า (Grid) ทั้งระบบส่งและระบบจำหน่าย ให้สามารถรองรับพลังงานทดแทนที่จะเข้ามาในระบบไฟฟ้ามากขึ้นอย่างรวดเร็วในอนาคต โดยนำเทคโนโลยี Smart Grid และ Energy Storage เข้ามาใช้ในระบบไฟฟ้า ซึ่ง กระทรวงพลังงานและการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จะต้องร่วมกันพิจารณาแผนการลงทุนและรูปแบบการลงทุนในการพัฒนาก่อสร้างโครงข่ายไฟฟ้าที่จะมีมากขึ้นในอนาคต
4. เมื่อวันที่ 29 มีนาคม 2564 คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาร่างรายงานแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ และมีความเห็นเพิ่มเติมสรุปได้ ดังนี้ (1) ควรระบุวัตถุประสงค์ในการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองให้ชัดเจน ว่าเป็นการดำเนินการเพื่อไม่ให้ค่าไฟฟ้าสูงเกินไป และการมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองมากเกินความจำเป็นเพื่อให้ระบบไฟฟ้ามีความมั่นคง จะส่งผลให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าต่อผู้ใช้ไฟฟ้า เนื่องจากในการคำนวณค่าไฟฟ้าได้นำต้นทุนต่างๆ ที่เกิดขึ้นมากำหนดไว้ในโครงสร้างค่าไฟฟ้า ไม่ว่าโรงไฟฟ้าดังกล่าวจะได้เดินเครื่องหรือไม่ก็ตาม (2) ภาครัฐควรเข้าใจถึงข้อกังวลของประชาชนต่อปัญหากำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ซึ่งหากประชาชนมีข้อกังวลว่ากำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงเกินไปจะทำให้ค่าไฟฟ้าแพง ภาครัฐจะต้องพิจารณาผลกระทบของกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองต่อค่าไฟฟ้าดังกล่าว หากพิจารณาแล้วพบว่าการที่กำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูงส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าน้อย หรือไม่ค่อยกระทบต่อค่าไฟฟ้าเลย อาจดำเนินการเพียงสื่อสารให้ประชาชนได้เกิดความเข้าใจโดยไม่จำเป็นต้องดำเนินการบริหารจัดการเพื่อลดกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (3) มีข้อสังเกตต่อการคาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าในปี 2564 ของคณะทำงานฯ ซึ่งได้สรุปว่าในปี 2564 ความต้องการไฟฟ้ามีแนวโน้มจะเพิ่มขึ้นกลับไปอยู่ในระดับที่ใกล้เคียงกับระดับเดิมที่เคยประมาณการไว้ในแผน PDP2018 Rev.1 โดยมีความเห็นว่าการใช้ไฟฟ้าในปี 2564 อาจยังไม่สามารถกลับไปอยู่ในระดับที่เคยประมาณการไว้ได้ โดยอาจกลับไปอยู่ในระดับเดิมได้ตั้งแต่ปี 2565 หรือ 2566 เป็นต้นไป นอกจากนี้ได้มีข้อสังเกตต่อประเด็นการคาดการณ์ความต้องการไฟฟ้าระยะยาวในปี 2564 - 2573 ที่คณะทำงานฯ ได้ประเมินความต้องการไฟฟ้าจาก New Demand ที่คาดว่าจะเกิดขึ้น โดยมีความเห็นว่าแผน PDP และ GDP ได้มีการประเมินไว้ในระดับหนึ่งแล้ว ดังนั้นในการประมาณการความต้องการไฟฟ้าจาก New Demand ควรต้องพิจารณาว่ามีความเป็นไปได้มากน้อยเพียงใดที่จะมีการเติบโตได้ตามที่คาดการณ์ไว้ หรือสามารถเกิดขึ้นได้จริงในอีก 10 ปีข้างหน้าหรือไม่ (4) มีข้อสังเกตเกี่ยวกับแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองในระยะสั้น กรณีการแยกโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่ไม่ได้เดินเครื่องออกจากระบบ โดยมีความเห็นว่ายังไม่มีความชัดเจนว่าเมื่อนำโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ออกจากระบบแล้ว จะไม่นำโรงไฟฟ้าดังกล่าวมาคำนวณไว้ในต้นทุนค่าไฟฟ้า โดยควรเปรียบเทียบให้เห็นถึงต้นทุนค่าไฟฟ้าที่เกิดขึ้นจากการดำเนินการตามแนวทางดังกล่าว ซึ่งควรจะทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าในภาพรวมของประเทศลดลงด้วย ทั้งนี้ หากการนำโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ออกจากระบบแต่ไม่ทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าลดลงจะเป็นการดำเนินการที่เหมาะสมหรือไม่ เนื่องจากการมีโรงไฟฟ้าอยู่ในระบบย่อมทำให้ระบบไฟฟ้ามีความมั่นคงมากกว่า และ (5) ควรมีการทบทวนการกำหนดนิยามกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง รวมถึงค่าตัวประกอบกำลังผลิตไฟฟ้าพึ่งได้ (Dependable Factor) ของประเทศไทยให้ชัดเจน เหมาะสม และสอดคล้องกับสถานการณ์ในปัจจุบัน
มติของที่ประชุม
•รับทราบร่างรายงานแนวทางการบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ
•มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการตามข้อเสนอแนะของคณะทำงานบริหารจัดการกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศ ดังนี้
- มอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ร่วมกันพิจารณาทบทวน สมมติฐานการกำหนดค่ากำลังผลิตพึ่งได้ (Dependable Capacity) ของโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีไว้เพื่อรักษาความมั่นคงของระบบ ซึ่งไม่ได้เดินเครื่องผลิตไฟฟ้าหรือไม่ได้ผลิตไฟฟ้าตลอดเวลา
- มอบหมายให้ สนพ. และ กฟผ. ร่วมกันพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์กำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง (Reserve Margin) และโอกาสเกิดไฟฟ้าดับ (LOLE) ที่เหมาะสม ทั้งในภาพรวมทั้งประเทศและแยกตามรายพื้นที่
- กระทรวงพลังงานควรมีการสื่อสาร สร้างการรับรู้ สร้างความเข้าใจ แก่ประชาชนและผู้มีส่วนได้ส่วนเสียเกี่ยวกับระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศที่ถูกต้อง
- มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. พิจารณาออกแบบสัญญาในการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนให้เหมาะสมกับลักษณะของโรงไฟฟ้าแต่ละประเภทและการรับซื้อไฟฟ้าจริงของระบบ
- มอบหมายให้ สำนักงาน กกพ. พิจารณาปรับปรุงกฎระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนให้มีความเหมาะสมและยืดหยุ่น สอดคล้องกับเทคโนโลยีและลักษณะการผลิตและการใช้ไฟฟ้าที่เกิดขึ้น
- มอบหมายให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรวบรวมและบูรณาการข้อมูลการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง เพื่อใช้ประกอบการพยากรณ์แนวโน้มการเพิ่มขึ้นของการผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เอง
- มอบหมายให้ สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ฉบับใหม่ โดยคำนึงถึงประเด็นต่างๆ ได้แก่ (1) การวางแผนจัดหาโรงไฟฟ้าเพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้ารายภูมิภาค (2) การกำหนดแนวทางการบริหารจัดการการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่มีความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak) ให้กระจายออกไปในช่วงอื่นๆ ของวัน เพื่อลดการจัดหาหรือสร้างโรงไฟฟ้า (3) ในการวางแผนจะต้องพิจารณาถึงปัจจัยด้านเทคโนโลยีที่จะเกิดขึ้นในอนาคต (4) การวางแผนและดำเนินการพัฒนาโครงข่ายไฟฟ้าให้สามารถรองรับพลังงานทดแทนที่จะเข้ามาในระบบไฟฟ้ามากขึ้นอย่างรวดเร็วในอนาคต โดย สนพ. สำนักงาน กกพ. และการไฟฟ้าทั้งสามแห่ง ร่วมกันพิจารณาแผนการลงทุนและรูปแบบการลงทุนในการพัฒนาก่อสร้างโครงข่ายไฟฟ้าที่จะมีมากขึ้นในอนาคต
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
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
กบง.ครั้งที่ 3/2564 (ครั้งที่ 25) วันศุกร์ที่ 12 มีนาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2564 (ครั้งที่ 25)
วันศุกร์ที่ 12 มีนาคม พ.ศ. 2564
1. นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่อง นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานมีนโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยเพื่อใช้เป็นกรอบแนวทางในการกำกับดูแลและกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน ซึ่งจะมีการทบทวนและปรับปรุงทุก 5 ปี เพื่อให้นโยบายมีความสอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไปทั้งสภาพเศรษฐกิจ สังคม และเทคโนโลยี รวมทั้งแผนพัฒนาพลังงานด้านไฟฟ้าของประเทศ โดยนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาและมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการต่อไปและเมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 กพช. ได้มีมติรับทราบแนวทางการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะดำเนินการจัดทำร่างนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จ และนำเสนอ กพช. พิจารณาภายในไตรมาสที่ 1 ของปี 2564 และมอบให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2564 ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อไป ทั้งนี้ ในช่วงเปลี่ยนผ่านนโยบายดังกล่าว กกพ. จะยังคงใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าไปพลางก่อน ซึ่งปัจจุบัน สนพ. ได้ศึกษาและจัดทำนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 แล้วเสร็จ โดยได้มีการจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็น รวมทั้งประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องแล้ว
2. นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568
2.1 วัตถุประสงค์ มีดังนี้ (1) เพื่อให้การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อทั้งผู้รับใบอนุญาตและผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม (2) เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสามารถรองรับการเปลี่ยนแปลงบริบทของอุตสาหกรรมไฟฟ้า อันเกิดจากนโยบายและยุทธศาสตร์ของประเทศ รวมถึงการเปลี่ยนแปลงทาง เศรษฐกิจ สังคม สิ่งแวดล้อม และเทคโนโลยี ที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในอนาคต (3) เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้ามีความเกื้อหนุนต่อการรักษาประสิทธิภาพ เสถียรภาพ และความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศโดยรวม (4) เพื่อให้การกำกับดูแลการส่งผ่านต้นทุนค่าไฟฟ้าในการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าเป็นไปอย่างโปร่งใสและมีประสิทธิภาพ (5) เพื่อให้การดำเนินนโยบายของภาครัฐผ่านกลไกการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปอย่างครอบคลุม เป็นธรรม และมีประสิทธิภาพ
2.2 หลักการทั่วไป มีดังนี้ (1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภท ต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform tariff) ยกเว้นในกรณีดังต่อไปนี้ กรณีที่เป็นการตกลงซื้อขายไฟฟ้าระหว่างกัน โดยไม่อยู่ภายใต้การควบคุมของศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ กรณีที่เป็นการซื้อขายไฟฟ้าบนพื้นที่เกาะ กรณีที่เป็นการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างประเทศ กรณีที่เป็นกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีความต้องการคุณภาพหรือบริการด้านไฟฟ้าที่แตกต่างจากปกติ หรือ กรณีอื่นๆ โดยให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อให้ความเห็นชอบ (2) อัตราค่าไฟฟ้า ต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซึ่งคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแยกออกจากกัน (3) อัตราค่าไฟฟ้า ต้องคำนึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับที่เรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกี่ยวข้องอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม (4) การกำกับดูแลผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าให้ดำเนินงานอย่างมีประสิทธิภาพ ควรประยุกต์ใช้แนวทางการกำกับดูแลด้วยแรงจูงใจ (Incentive regulation) โดยอาศัยการเทียบเคียงมาตรฐาน (Benchmark) ที่ครอบคลุมและเหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน ควบคู่กับการเทียบเคียงกับผลการดำเนินงานในอดีต (5) ให้มีกลไกในการติดตามการลงทุนของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าและการเรียกคืนเงินค่าไฟฟ้าที่เรียกเก็บไปเกิน (Claw back mechanism) สำหรับการลงทุนที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็น หรือ การลงทุนที่ไม่มีประสิทธิภาพ โดยให้สามารถนำเงินดังกล่าวไปคืนให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าได้ตามความเหมาะสม (6) ให้มีกลไกการชดเชยรายได้ผ่านกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อดูแลภาระต้นทุนของระบบจำหน่าย และการจำหน่ายไฟฟ้าที่แตกต่างกันภายใต้อัตราเดียวกันทั่วประเทศ (Uniform Tariff)
2.3 ครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง มีดังนี้ (1) ที่มาของอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ให้คิดจากรายได้ที่พึงได้รับของกิจการผลิต กิจการระบบส่งไฟฟ้า และกิจการศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้า (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามระดับแรงดันไฟฟ้าและช่วงเวลา (3) อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งสำหรับขายให้กับการไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคต้องเป็นโครงสร้างเดียวกัน
2.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก มีดังนี้ (1) ที่มาของอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ให้คิดจากต้นทุนในการซื้อไฟฟ้า รวมกับรายได้ที่พึงได้รับของกิจการระบบจำหน่ายไฟฟ้า และกิจการจำหน่ายไฟฟ้า (2) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามแรงดันไฟฟ้า ช่วงเวลาการใช้ และลักษณะการใช้ไฟฟ้าที่แตกต่างกันของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละกลุ่ม (3) อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ควรส่งสัญญาณให้ผู้ใช้ไฟฟ้า มีการปรับพฤติกรรมการใช้ไฟฟ้าให้สอดคล้องกับประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าโดยรวม โดยประยุกต์ใช้แนวคิดตามหลักความร่วมมือในการตอบสนองด้านโหลด (Demand response) (4) ให้มีการดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยโดยเฉพาะบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย
2.5 องค์ประกอบเพิ่มเติมในอัตราค่าไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ให้มีองค์ประกอบค่าใช้จ่ายเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ หรือ PE อันหมายถึง ต้นทุนส่วนเพิ่มที่แตกต่างไปจากการดำเนินกิจการอย่างมีประสิทธิภาพตามปกติของผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ซึ่งใช้เพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ และต้องกระจายภาระดังกล่าวไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างเหมาะสม ครอบคลุม และเป็นธรรม โดยทบทวนเป็นวงรอบทุก 4 เดือน (2) ให้มีองค์ประกอบค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Automatic adjustment mechanism) หรือ ค่า Ft ซึ่งคิดจากค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่แตกต่างไปจากค่าที่ใช้ในการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าฐาน โดยทบทวนเป็นวงรอบทุก 4 เดือน
2.6 การศึกษาและเตรียมการเพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงอุตสาหกรรมไฟฟ้า มีดังนี้ (1) ให้มีการศึกษาและดำเนินการประกาศใช้อัตราค่าใช้บริการระบบส่งและระบบจำหน่าย (Wheeling charge) ภายในปี 2568 (2) ให้มีการพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้าเพื่อเป็นทางเลือกให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าตามความเหมาะสมและสอดคล้องกับสถานการณ์ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เห็นสมควร อาทิ อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเติมเงิน (Pre-paid) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ให้ความร่วมมือในการเพิ่มประสิทธิภาพของระบบไฟฟ้าแบบชั่วคราว (Temporary demand response programs) (3) ให้ใช้แนวทางการสนับสนุนแบบมุ่งเป้า (Targeted subsidy) ในการดูแลช่วยเหลือผู้ด้อยโอกาสซึ่งมีลักษณะเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย (4) ให้มีการจัดเตรียมข้อมูลเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและการพัฒนาอุตสาหกรรมไฟฟ้า เพื่อบูรณาการเข้ากับฐานระบบข้อมูลของศูนย์สารสนเทศพลังงานแห่งชาติ (5) ให้มีการวางยุทธศาสตร์เชิงรุกในการให้ความรู้ความเข้าใจเกี่ยวกับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าและประชาชน (6) ให้บูรณาการความร่วมมือในการศึกษาเกี่ยวกับแนวทางในการพัฒนานโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในอนาคต
3. กรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ประชุมหารือร่วมกับสำนักงาน กกพ. เมื่อวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2564 เพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของนโยบาย มีดังนี้ (1) การปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า โดยให้สะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซึ่งคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแยกออกจากกัน และคำนึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับที่เรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกี่ยวข้องอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม ควรไม่เป็นการเพิ่มภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้าเมื่อเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าภายใต้บริบทเดิม (2) สำหรับโครงสร้างอัตราขายปลีก ได้กำหนดให้มีการอุดหนุนอัตราค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยโดยเฉพาะบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย โดยให้มีการพิจารณาคุณสมบัติผู้ที่สมควรได้รับการช่วยเหลือบนพื้นฐานระบบบูรณาการฐานข้อมูลสวัสดิการสังคม (e-Social Welfare) แทนปริมาณการใช้ไฟฟ้าเพียงอย่างเดียว และควรกำหนดให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่นๆ ให้ใกล้เคียงกับต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) มากที่สุด
4. เมื่อวันที่ 10 กุมภาพันธ์ 2564 คณะกรรมาธิการการพลังงานวุฒิสภา (คณะกรรมาธิการฯ)ได้ส่งรายงานการพิจารณาศึกษา เรื่อง แนวทางการปรับปรุงและจัดทำนโยบายอัตราค่าไฟฟ้า ให้กระทรวงพลังงานเพื่อเป็นแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่ามีความสอดคล้องกับนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ที่นำเสนอ และในส่วนการลดปัญหาการลงทุนที่ซ้ำซ้อนของรัฐวิสาหกิจไฟฟ้า โดยให้กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งเท่ากันทุกระดับแรงดันในแนวทางการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งนั้น อาจส่งผลทำให้อัตราค่าไฟฟ้าไม่สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง ซึ่งจะไม่สอดคล้องกับวัตถุประสงค์ของนโยบายที่ต้องการให้มีอัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนในการให้บริการของกิจการไฟฟ้า เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมแก่ทุกภาคส่วน ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างการจัดตั้งคณะกรรมการคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้าภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อกำกับดูแลแผนการลงทุนของรัฐวิสาหกิจไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ไม่ให้เกิดความซ้ำซ้อนและเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพตามแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ดังนั้น จึงเห็นควรให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ควรสะท้อนความแตกต่างของต้นทุนตามระดับแรงดันไฟฟ้า และช่วงเวลาต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 24) วันอังคารที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2564 (ครั้งที่ 24)
วันอังคารที่ 9 มีนาคม พ.ศ. 2564 เวลา 15.00 น.
2. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
3. การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1)
4. แนวทางการบริหารจัดการการส่งออก LNG ภายใต้โครงการ LNG HUB
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2562 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติรับทราบหลักการนโยบายมอบของขวัญปีใหม่ 2563 ให้กับกลุ่มผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 14.6 ล้านราย โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม 50 บาทต่อคนต่อเดือน (150 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน) เป็นระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2563 ถึง 31 มีนาคม 2563 แทนการให้การช่วยเหลือเดิมที่ 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน โดยคาดว่าจะมีผู้ได้รับส่วนลดประมาณ 2 - 5 ล้านคน ตามที่กรมบัญชีกลางคาดการณ์จากจำนวนผู้มาใช้สิทธิ์ในโครงการให้ความช่วยเหลือผ่านบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน ซึ่งต้องใช้งบประมาณจำนวน 250 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งมาจากการขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคม จำนวน 240 ล้านบาทต่อเดือน และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บริจาคเข้ากองทุนประชารัฐสวัสดิการฯ จำนวน 10 ล้านบาทต่อเดือน เป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยในช่วงระยะเวลาดังกล่าวให้ยกเลิกสิทธิ์การช่วยเหลือเดิม คือ ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม จำนวน 45 บาทต่อคนต่อ 3 เดือน และการให้ความช่วยเหลือของ ปตท. แก่กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหาร ที่ให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน เป็นการชั่วคราว
2. กระทรวงการคลังไม่สามารถนำข้อเสนอของกระทรวงพลังงานเข้าสู่ที่ประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการเพื่อเศรษฐกิจฐานรากและสังคมได้ ทำให้นโยบายมอบของขวัญปีใหม่ดังกล่าวได้เลื่อนกำหนดการมาเป็นระยะ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 17 ธันวาคม 2562 วันที่ 21 มกราคม 2563 และวันที่ 17 กันยายน 2563 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงประธานคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ เพื่อขอสนับสนุนงบประมาณการดำเนินนโยบายการมอบของขวัญปีใหม่กระทรวงพลังงาน โดยให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มให้กับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 50 บาทต่อคนต่อเดือน ระยะเวลา 3 เดือน และกำหนดระยะเวลาการดำเนินนโยบายดังกล่าวตามที่เลื่อนกำหนดการมาเป็นระยะ ต่อมาเมื่อวันที่ 9 ตุลาคม 2563 สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง สำนักนโยบายและยุทธศาสตร์ สำนักงานปลัดกระทรวงการคลัง กรมบัญชีกลาง และกรมธุรกิจพลังงาน ได้ประชุมหารือร่วมกันเพื่อพิจารณาแนวทางการดำเนินนโยบายการให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มแก่ผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ โดยกระทรวงการคลังขอทราบความชัดเจนการยกเลิกการให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มของ ปตท. แก่กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอยอาหารที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน รวมทั้งรายละเอียดข้อเสนอการปรับปรุงวงเงินส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มให้กับกลุ่มผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐของกระทรวงพลังงาน เพื่อประกอบการนำเสนอคณะอนุกรรมการนโยบายการจัดการประชารัฐสวัสดิการ คณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ และคณะรัฐมนตรี พิจารณาให้ความเห็นชอบตามลำดับ และแจ้งว่ากระทรวงการคลังอยู่ระหว่างการพิจารณาดำเนินโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ เพื่อให้มีข้อมูลผู้มีรายได้น้อยที่เป็นปัจจุบันเพิ่มความแม่นยำในการระบุตัวผู้มีรายได้น้อย และจะมีการพิจารณาทบทวนการจัดสรรสวัสดิการที่เหมาะสมให้แก่ผู้มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐต่อไป
3. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2563 กรมธุรกิจพลังงานได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เพื่อขอความเห็นชอบยกเลิกนโยบายการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มให้กับผู้มีรายได้น้อยที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 50 บาทต่อคนต่อเดือน เป็นระยะเวลา 3 เดือน เนื่องจากกระทรวงการคลังยังไม่ได้นำข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน เข้าสู่ที่ประชุมคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ ประกอบกับกระทรวงการคลังอยู่ระหว่างการพิจารณาดำเนินโครงการลงทะเบียนเพื่อสวัสดิการแห่งรัฐ และทบทวนการจัดสรรสวัสดิการที่เหมาะสมใหม่ อีกทั้งการเพิ่มการให้ส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้มเป็น 50 บาทต่อคนต่อเดือน เป็นระยะเวลา 3 เดือน อาจไม่มากพอที่จะช่วยลดค่าครองชีพ และสร้างความสับสนแก่ผู้ใช้สิทธิ์ได้ โดย รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้เห็นชอบให้ยกเลิกนโยบายดังกล่าวตามที่กรมธุรกิจพลังงานเสนอ และเมื่อวันที่ 19 มกราคม 2564 กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือถึงประธานคณะกรรมการประชารัฐสวัสดิการฯ เพื่อขอยกเลิกนโยบายการช่วยเหลือดังกล่าวของกระทรวงพลังงาน ด้วยแล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 . แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้รับทราบหลักการและแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ 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 และ 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 ด้วยการผสมกับก๊าซของ 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 – 2572 ตามที่คณะอนุกรรมการบริหารจัดการการจัดหา ราคา และความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ นำเสนอ โดยปรับปรุงแนวทางจากมติ กพช. เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2560 เพียงบางส่วน และได้มีมติให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้มีผู้ทรงคุณวุฒิเข้ามาช่วยพิจารณา ซึ่งรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในฐานะประธาน กบง. ได้ลงนามในคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการฯ ดังกล่าวเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2563
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) ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งประกอบด้วย ก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากแหล่งในประเทศทั้งหมด ได้แก่ แหล่งก๊าซธรรมชาติในพื้นที่อ่าวไทยทั้งหมด (รวมถึงก๊าซธรรมชาติที่จัดหาจากพื้นที่พัฒนาร่วม ไทย-มาเลเซีย : JDA) และแหล่งก๊าซธรรมชาติบนบก ที่เชื่อมต่อกับโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ 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) เพื่อช่วยให้ค่าไฟฟ้ามีราคาลดลงจากต้นทุนก๊าซธรรมชาติที่เป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้ามีราคาในภาพรวมลดลง อย่างไรก็ตามเพื่อให้สามารถบริหารการจัดหา LNG Spot Flexible ได้อย่างมีประสิทธิภาพ เหมาะสม และได้ประโยชน์อย่างแท้จริง ต้องพิจารณาสถานการณ์ Demand-Supply ก๊าซธรรมชาติในประเทศ รวมทั้งต้องบริหาร Old Gas ให้มีการนำเข้า LNG Spot Flexible ได้อย่างมีประสิทธิภาพ เนื่องจากหากนำเข้ามาในเวลาที่ไม่เหมาะสม อาจกระทบต่อเงื่อนไขผูกพัน (Obligation) ของสัญญา Old Gas ที่มีอยู่จนเกิดค่าปรับที่มากเกินกว่าราคาก๊าซธรรมชาติในภาพรวมที่สามารถลดราคาลงได้ โดยมอบหมายให้ ปตท. เป็นผู้เปิดให้มีการประมูลการจัดหา LNG Spot Flexible ภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและเงื่อนไข และ (3) ให้ Shipper ที่มีความสนใจในการประกอบธุรกิจจัดหาก๊าซธรรมชาติ สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมทั้งรูปแบบ Spot LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคผลิตไฟฟ้าหรือภาคอุตสาหกรรม โดยกรณีผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบ เช่น ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) Replacement ส่วนที่ขายเข้าระบบ หรือผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) รายใหม่ ให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลภายใต้แนวทางที่ กพช. กำหนด ส่วนกรณีผลิตไฟฟ้าขายลูกค้าตรงหรือใช้ในภาคอุตสาหกรรม ให้ กกพ. ทำหน้าที่กำกับดูแลปริมาณและคุณภาพการให้บริการ ส่วนที่ 2 ธุรกิจกลางน้ำ ประกอบด้วย ธุรกิจ LNG Receiving Terminal ที่มีหน้าที่ในการรับเรือขนส่ง LNG ที่จะนำเข้า LNG มาใช้ในประเทศ และทำหน้าที่แปรสภาพ LNG จากของเหลวเป็นก๊าซ ธุรกิจขนส่งก๊าซธรรมชาติผ่านทางโครงข่ายระบบส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ (ท่อส่งก๊าซธรรมชาติสายประธาน) และการดำเนินการควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติ และแยกก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในอ่าวไทย 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) เป็นนิติบุคคลที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ 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) การควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติและแยกก๊าซธรรมชาติจากแหล่งผลิตในอ่าวไทยที่ต้องกำจัดสิ่งปนเปื้อนออกก่อนนำไปใช้ ซึ่งปัจจุบันการดำเนินการส่วนนี้เป็นหน้าที่ของ ปตท. จะยังคงมอบหมายให้ ปตท.ทำหน้าที่ดังกล่าวต่อไป โดยจะกำหนดให้ก๊าซธรรมชาติที่ผ่านการควบคุมคุณภาพและแยกก๊าซธรรมชาติแล้วเป็นส่วนหนึ่งของ Old Supply และส่วนที่ 3 ธุรกิจปลายน้ำ คือ การขายก๊าซธรรมชาติแก่ผู้ใช้ก๊าซ ให้แยกเป็น 2 รูปแบบ คือการขายก๊าซธรรมชาติจาก Old Supply ในรูปแบบ Pool Gas และการขายก๊าซธรรมชาติโดย Shipperที่นำเข้า LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าหรือโรงงานอุตสาหกรรม ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. กำกับการดำเนินงานเพื่อให้ประเทศได้รับประโยชน์อย่างแท้จริง โดยผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติสามารถเลือกซื้อก๊าซได้ทั้งจาก Pool Gas หรือ Shipper
4.2 การกำหนดผู้ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลางในการพิจารณาการดำเนินงานให้เป็นไปตามรูปแบบการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เห็นควรให้ กกพ. ทำหน้าที่เป็นหน่วยงานกลางดังกล่าว ตามวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 7 ข้อ 3 ส่งเสริมการแข่งขันในกิจการพลังงาน และป้องกันการใช้อํานาจในทางมิชอบในการประกอบกิจการพลังงาน และมาตรา 11 ข้อ 1 ซึ่งให้ กกพ. มีอำนาจหน้าที่กํากับดูแลการประกอบกิจการพลังงานเพื่อให้เป็นไปตามวัตถุประสงค์ของพระราชบัญญัตินี้ภายใต้กรอบนโยบายของรัฐ
4.3 การกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อและขายก๊าซเก่า/ใหม่ (Old/New Supply-Demand)พิจารณาจากการจัดหาและการใช้ก๊าซธรรมชาติให้สอดคล้องกับแผนบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2561 – 2580 (Gas Plan 2018) ดังนี้ (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. และกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติพิจารณา 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 มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติรวบรวมข้อมูล ตรวจสอบ และแจ้งให้ กกพ. ทราบ
4.5 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ และการกำหนดราคา LNG นำเข้าที่ผ่านมามีมติ กพช. ที่เกี่ยวข้อง ดังนี้ เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ที่ให้ ปตท. ดำเนินการจัดหา LNG ด้วยสัญญาระยะยาว และให้นำสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวเสนอต่อ กพช. และคณะรัฐมนตรี เพื่อให้ความเห็นหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติ 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. ทราบเป็นระยะ ต่อมาเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 กพช. ได้เห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ซึ่งขณะนั้นมี ปตท. เป็น Shipper เพียงรายเดียว โดยจำแนกสูตรราคาซื้อขายก๊าซธรรมชาติตามกลุ่มผู้ใช้ก๊าซ และเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้เห็นชอบการทบทวนการกำหนดนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการก๊าซธรรมชาติ โดยเปลี่ยนแปลงวิธีการคำนวณอัตราค่าบริการ จากเดิมที่ใช้วิธีการคำนวณอัตราผลตอบแทนตลอดอายุโครงการ (Discount Cash Flow) เป็นวิธีคำนวณอัตราผลตอบแทนตามรอบกำกับ (Building Block) และมีการเปลี่ยนตัวแปรในโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ จากเดิมที่ใช้ตัวแปร P ซึ่งหมายถึงราคาก๊าซธรรมชาติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เป็นตัวแปร Wy ซึ่งหมายถึงราคาขายส่งก๊าซธรรมชาติ และกำหนดตัวแปร Pool Gas เป็น WH ซึ่งหมายถึงราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ย ซึ่งได้รวมค่าบริการเก็บรักษาและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติจากของเหลวเป็นก๊าซที่มีอยู่ในระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติไว้แล้ว
4.5.1 การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้สำหรับเป็นราคาซื้อขายก๊าซให้ลูกค้าประเภทต่างๆ ตามมติ กพช. ข้อ 4.5 กำหนดสำหรับ ปตท. ซึ่งเป็น Shipper เพียงรายเดียวในขณะนั้น โดยกรณีที่จะมี Shipper รายใหม่นำเข้า LNG เพื่อขายให้ลูกค้าของตนเองจำเป็นต้องมีการกำหนดสูตรราคาก๊าซธรรมชาติแก่ Shipper รายใหม่ด้วย โดยกำหนดหลักการสำหรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ดังนี้ (1) ราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติ (2) อัตราค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซธรรมชาติจาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติบนบกเท่านั้น โดยไม่รวมค่าผ่านท่อก๊าซธรรมชาติในทะเล (3) มอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการกำหนดและทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
4.5.2 คณะอนุกรรมการฯ เห็นสมควรเสนอให้ยกเลิกหลักเกณฑ์การจัดหา LNG ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 โดยมีเหตุผลดังนี้ (1) เดิมน้ำมันเตา 2%S ถูกใช้เป็นทางเลือกในการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าพลังความร้อนเพื่อทดแทนกรณีไม่สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ ประกอบกับ สนพ. มีประกาศเผยแพร่ราคาน้ำมันเตา 2%S ดังนั้นราคาน้ำมันเตา 2%S จึงถูกใช้เป็นราคาคู่เทียบในการขออนุมัติเพื่อนำเข้า Spot LNG แต่เนื่องจากข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมในปัจจุบันทำให้โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนส่วนใหญ่ต้องใช้น้ำมันเตา 0.5%S หรือน้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิงสำรองทดแทนกรณีไม่สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติได้ (2) ปัจจุบัน ปตท. เป็นผู้ดำเนินการจัดหา Spot LNG เพื่อรองรับความต้องการของประเทศเพียงรายเดียว โดยการเปิดรับข้อเสนอกับคู่ค้าที่ขึ้นทะเบียนกับ ปตท. ซึ่งที่ผ่านมาราคา Spot LNG เป็นการเจรจา โดยเทียบเคียงกับราคาอ้างอิงของประเทศญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ (Japan-Korea Marker: JKM) ด้วยเงื่อนไขการส่งมอบที่สถานีปลายทาง (Delivery Ex-Ship: DES) ที่ PTTLNG Terminal มาบตาพุด จังหวัดระยอง ทั้งนี้ เมื่อนำข้อมูลราคา Spot LNG นำเข้าเปรียบเทียบกับราคาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งต่างๆ อาทิ ราคา JKM ราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทย (Gulf Gas) ราคา Pool Gas และราคาน้ำมันเตา 2%S พบว่าราคา Spot LNG นำเข้าจะมีความใกล้เคียงได้กับราคา JKM มากที่สุด ในการนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้เสนอหลักเกณฑ์การจัดหา LNG สำหรับทุก Shipper ดังนี้ (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. เป็นผู้ดำเนินการประมูลจัดหา Spot Flexible ภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและเงื่อนไข และ 3) การจัดหาด้วยสัญญา Spot และ/หรือสัญญาระยะสั้น ราคา Spot LNG ต้องไม่เกินราคา 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 และ (2) การจัดหา LNG สำหรับ Partially Regulated Market ให้ Shipper สามารถจัดหาและนำเข้า LNG ทั้งในรูปแบบสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง หรือระยะยาว รวมถึงจัดหา Spot LNG ได้ ภายใต้การกำกับดูแลด้านปริมาณและคุณภาพการให้บริการของ กกพ.
4.6 ปัจจุบันศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าใช้หลักเกณฑ์การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการต้นทุนการผลิตไฟฟ้า (Merit Order) เพื่อให้ได้ต้นทุนโดยรวมที่ต่ำที่สุด โดยทุกโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ ทั้งโรงไฟฟ้า กฟผ. IPP SPP และ VSPP มีค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติด้วยราคา Pool Price เดียวกัน จึงสามารถพิจารณาลำดับต้นทุนการผลิตเทียบเคียงจากค่า Heat rate หรือประสิทธิภาพได้ อย่างไรก็ดี การดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยให้ Shipper จัดหา LNG สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ที่ขายเข้าระบบ จะทำให้ต้นทุนค่าเชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติมีหลายราคา ส่งผลให้การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าด้วยวิธี Merit Order ไม่สะท้อนถึงประสิทธิภาพของโรงไฟฟ้า ดังนั้น การสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามหลักการประสิทธิภาพ (Heat Rate) ของโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติ โดยสั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าที่ใช้ LNG ที่มีประสิทธิภาพดีที่สุดก่อนจะมีความเหมาะสมกว่า โดยเห็นควรมอบหมายให้ กกพ. ซึ่งมีอำนาจตามมาตรา 87 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ในการกำกับให้ผู้รับใบอนุญาตที่มีศูนย์ควบคุมระบบโครงข่ายพลังงาน มีหน้าที่ควบคุม บริหาร และกำกับดูแลให้ระบบพลังงานมีความสมดุล มั่นคง มีเสถียรภาพ ประสิทธิภาพ และความน่าเชื่อถือ เป็นผู้กำหนดหลักเกณฑ์การสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าเพื่อรองรับโครงสร้างการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และนำเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป
4.7 คณะอนุกรรมการฯ เห็นสมควรมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาทบทวนความเหมาะสม ของ TPA Regime และ TPA Code ของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ปี 2564 โดยปัจจุบัน กกพ. อยู่ระหว่างดำเนินการทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code รวมถึง TSO framework และ TSO Code ซึ่ง ปตท. ในฐานะ TSO อยู่ระหว่างการจัดทำ TSO Code โดยมีกำหนดแล้วเสร็จและส่งให้ กกพ. พิจารณาภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2564 และ กกพ. จะนำความเห็นจาก Shipper ทุกราย รวมถึงผลจากการทดสอบนำเข้า LNG แบบ Spot ของ กฟผ. มาพิจารณาเพื่อปรับปรุงให้สอดคล้องกับนโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 โดยมีประเด็นในการปรับปรุง ดังนี้ (1) TPA Regime ปรับปรุงวิธีการจัดสรรความสามารถการให้บริการของสถานี LNG ปรับปรุงหลักการ Inter Shipper Agreement ปรับปรุงเงื่อนไข UIOLI และปรับปรุงสิทธิการจอง LNG Terminal (Grandfather Basis) (2) TPA Code สำหรับสถานี LNG ปรับปรุงความเหมาะสมของการขอใช้สถานี LNG ในรูปแบบสัญญา Non-Firm (UIOLI) ปรับปรุงความเหมาะสมและการบริหารจัดการ LNG ระหว่าง Shipper ภายใต้ Inter Shipper Agreement และหลักการ Borrowing/Lending และปรับปรุงเงื่อนไขการจัดสรรความสามารถของการเปิด Open Season ของ สถานี LNG (3) TPA Code และ TSO Code สำหรับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ปรับปรุงการทำ Daily Adjustment ของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ปรับปรุงกรอบความไม่สมดุลทางบวกและทางลบ (Imbalance) ปรับปรุงความเหมาะสมของรูปแบบสัญญา Non-Firm ระยะสั้น (1 เดือน) และทบทวนเงื่อนไขให้ Shipper ทำประกันภัยบุคคลที่ 3 และ (4) ประเด็นอื่นๆ อาทิ ทบทวนความเหมาะสมของอัตราค่าบริการสำหรับสัญญา Firm และ Non-Firm และสัญญาระยะสั้น ระยะกลาง และระยะยาว รวมทั้งปรับปรุงความสอดคล้องของ TPA Code และ TSO Code สำหรับระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติและสถานี LNG
4.8 การพิจารณากลไก เงื่อนไข และแนวทางอื่นๆ ที่เกี่ยวข้องกับการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 อาทิ การพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการคุณภาพก๊าซธรรมชาติ มอบหมายให้ ปตท. ในฐานะ TSO เสนอวันที่มีการปรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติ (Changeover Day: C-Day) ต่อ กกพ. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบภายในไตรมาส 2 ปี 2564 และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับให้เกิดความเป็นธรรม เนื่องจากเมื่อมีการนำเข้า LNG มาใช้ในประเทศมากขึ้นจะทำให้คุณภาพก๊าซธรรมชาติในประเทศเปลี่ยนแปลงไป ดังนั้น ปตท. ต้องเร่งประกาศ C-Day ภายใต้การอนุมัติของ กกพ. เพื่อให้ ปตท. และ Shipper รายอื่นแจ้งให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติปรับปรุงเครื่องจักรและอุปกรณ์รองรับคุณภาพก๊าซธรรมชาติใหม่ตามแผนที่กำหนดไว้ในเดือนมิถุนายน 2566 ในส่วนของการติดตามการดำเนินงานตามข้อเสนอแนวทางส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการฯ ติดตามความก้าวหน้า ปัญหา อุปสรรค และรายงานผลการดำเนินงานต่อ กบง. ทราบเป็นระยะต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 . การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (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 - 2560 ได้ดังนี้ ส่วนที่ 1 โครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย (1) การปรับปรุงแท่นผลิต อุปกรณ์ และระบบท่อ เพื่อรองรับการส่งก๊าซให้แก่โรงไฟฟ้าขนอมใหม่ (2) ระบบท่อส่งก๊าซในทะเล เชื่อมแหล่งอุบล (3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซ (Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซวังน้อย - แก่งคอย (4) ระบบท่อส่งก๊าซบนบกเส้นที่ 5 จากระยอง ไปยังระบบท่อส่งก๊าซไทรน้อย - โรงไฟฟ้าพระนครเหนือ และพระนครใต้ (5) ระบบท่อส่งก๊าซบนบก จากสถานีควบคุมความดันก๊าซราชบุรี - วังน้อย ที่ 6 (RA#6) ไปยังจังหวัดราชบุรี (6) สถานีเพิ่มความดันก๊าซบนระบบท่อส่งก๊าซราชบุรี – วังน้อย และ (7) สถานีเพิ่มความดันก๊าซกลางทาง บนระบบท่อส่งก๊าซบนบกเส้นที่ 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 - 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 - 2560 รวม 3 โครงการ ประกอบด้วย (1) FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ดำเนินการโดย กฟผ. วงเงินลงทุน 24,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2567 (2) สถานีเพิ่มความดันก๊าซกลางทาง บนระบบท่อส่งบนบกเส้นที่ 5 ดำเนินการโดย ปตท. วงเงินลงทุน 6,500 ล้านบาท กำหนดแล้วเสร็จปี 2570 และ(3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซบนระบบท่อส่งราชบุรี-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 - 2570 จะอยู่ที่ระดับ 11 - 13 MTPA ขณะที่ LNG Receiving Terminal ของ ปตท. รวมกับท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ระยะที่ 3 ที่จะสร้างขึ้นในพื้นที่ตอนกลางของประเทศ มีศักยภาพรองรับการนำเข้า LNG ได้ถึง 24 - 34.8 MTPA ทั้งนี้ ปตท. ได้ประเมินทางเลือกในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในพื้นที่เขตนครหลวง โดยเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายในการลงทุน (CAPEX) และค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน (OPEX) และเห็นว่าโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) ในพื้นที่เขตนครหลวง มีค่าใช้จ่ายน้อยกว่าโครงการพัฒนาสถานีเพิ่มความดันก๊าซที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีตามแผน PDP2015 ไว้แล้ว ดังนี้ (1) FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 MTPA ของ กฟผ. CAPEX 24,000 ล้านบาท OPEX 824 ล้านบาทต่อปี (2) สถานีเพิ่มความดันก๊าซกลางทาง บนระบบท่อส่งบนบกเส้นที่ 5 ของ ปตท. CAPEX 6,500 ล้านบาท และ (3) สถานีเพิ่มความดันก๊าซบนระบบท่อส่งราชบุรี-วังน้อย CAPEX 5,500 ล้านบาท โดย OPEX ของโครงการ (2) และโครงการ (3) รวม 609 ล้านบาทต่อปี ในขณะที่โครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ ของ ปตท. CAPEX 11,000 ล้านบาท OPEX 9 ล้านบาทต่อปี
4. เมื่อวันที่ 9 กุมภาพันธ์ 2564 ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมหารือร่วมกับกระทรวงพลังงาน และเห็นว่าศักยภาพโครงสร้างพื้นฐานก๊าซตามแผนปี 2558 - 2560 ในพื้นที่เขตนครหลวงมีความเสี่ยงสูงในการรองรับความต้องการใช้ก๊าซของโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) โดยที่ประชุมได้สรุปการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในเขตนครหลวงใหม่ เพื่อให้การลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุด รวมถึงไม่สร้างภาระแก่ประชาชน ดังนี้ (1) ปตท. จะดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ แทนโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซกลางทาง บนระบบท่อส่งบนบกเส้นที่ 5 และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซบนระบบท่อส่งราชบุรี-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. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นดังนี้ (1) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซในพื้นที่เขตนครหลวงดังกล่าว เป็นการจัดทำโครงการให้รองรับความต้องการใช้และการจัดหาก๊าซที่เปลี่ยนแปลงไปจากแผน PDP2015 และการจัดตั้งโรงไฟฟ้าหลักเพื่อรักษาความมั่นคงของระบบไฟฟ้าแต่ละภูมิภาคตามแผน PDP 2018 (Rev.1) รวมทั้งเพื่อลดการพึ่งพากำลังการผลิตไฟฟ้าจากภูมิภาคอื่น (2) โครงการระบบท่อส่งก๊าซฯ มีค่าใช้จ่ายน้อยกว่าโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ มีความน่าเชื่อถือของท่อสูงถึงร้อยละ 99 และมีศักยภาพเพียงพอรองรับโรงไฟฟ้าในเขตนครหลวงและภาคกลางตลอดแผน PDP2018 (Rev.1) โดยส่งผ่านท่อก๊าซเส้นอื่นที่เชื่อมต่อเป็นโครงข่ายชั่วคราวในกรณีเกิดเหตุฉุกเฉิน (3) การพัฒนาโครงการตามที่เสนอได้มีการประชุมหารือร่วมกันระหว่าง กระทรวงพลังงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. หลายครั้ง โดยยึดหลักประสิทธิภาพ ประสิทธิผล โอกาส ผลกระทบ และผลที่คาดว่าจะได้รับ รวมทั้งคำนึงถึงการใช้ทรัพยากรร่วมกันให้เกิดประโยชน์สูงสุดโดยไม่ส่งผลกระทบต่อความปลอดภัยในการส่งก๊าซ และ (4) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) จะต้องผ่าน กกพ. ให้ความเห็นตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 11 (5) เสนอความเห็นต่อแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า แผนการลงทุนในกิจการไฟฟ้า แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ และแผนการขยายระบบโครงข่ายพลังงานเพื่อนำเสนอรัฐมนตรีตามมาตรา 9 (3) และมาตรา 79 ผู้รับใบอนุญาตที่มีระบบโครงข่ายพลังงานซึ่งเป็นหน่วยงานของรัฐตามที่คณะกรรมการกำหนด จัดทำแผนการขยายระบบโครงข่ายพลังงานเสนอต่อรัฐมนตรีเพื่อขอความเห็นชอบจากคณะรัฐมนตรีในการพิจารณาแผนการขยายระบบโครงข่ายพลังงานตามวรรคสอง ให้ กกพ. ให้ความเห็นประกอบด้วย ในการนี้หากแผนดังกล่าวมีผลกระทบต่อส่วนได้เสียสำคัญของประชาชนให้ กกพ. จัดให้มีกระบวนการรับฟังความคิดเห็นตามมาตรา 26 ด้วย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้การไฟฟ้าฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) ตามมติ คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 เป็นร่วมลงทุนกับ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 MTPA
2. เห็นชอบให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP2018 (Rev.1)) และยกเลิกสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ (Compressor) บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติราชบุรี - วังน้อย และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซธรรมชาติ (Compressor) กลางทาง บนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกเส้นที่ 5
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เพื่อขอความเห็น เรื่อง โครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ และเสนอ คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อประกอบการพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 4. แนวทางการบริหารจัดการการส่งออก LNG ภายใต้โครงการ LNG HUB
สรุปสาระสำคัญ
1. การพัฒนาประเทศไทยให้เป็นศูนย์กลางการค้าขาย LNG ของภูมิภาค (Regional LNG Hub) ได้ถูกบรรจุเป็นแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน ซึ่งสอดคล้องกับยุทธศาสตร์ชาติ พ.ศ. 2561 - 2580 ด้านการสร้างความสามารถในการแข่งขัน เพื่อเสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานซึ่งเป็นส่วนสำคัญในการขับเคลื่อนเศรษฐกิจของประเทศ ทั้งนี้ ปัจจุบันบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) มีสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาวจำนวน 4 สัญญา ปริมาณรวม 5.2 ล้านตันต่อปี (MTPA) โดยเมื่อวันที่ 25 มกราคม 2563 ปตท. ร่วมกับบริษัท พีทีที แอลเอ็นจี จำกัด (PTTLNG) ได้ทดสอบระบบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) ต่อมาเมื่อวันที่ 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) อย่างไรก็ตาม ปตท. ยังไม่เคยดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เชิงพาณิชย์
2. ช่วงปลายปี 2563 ถึงต้นปี 2564 ราคา Asian Spot LNG มีแนวโน้มปรับตัวสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ เนื่องจากสภาพอากาศที่หนาวกว่าปกติในประเทศญี่ปุ่น 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 2564 โดยสามารถส่งออก LNG ในเดือนมกราคม 2564 ได้จำนวน 1 เที่ยวเรือ (ประมาณ 60,000 ตัน) และยังมีปริมาณสำรอง LNG เพียงพอต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ ทั้งนี้ เนื่องจากเป็นการส่งออก LNG จากสัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรี ดังนั้น เมื่อวันที่ 22 มกราคม 2564 ปตท. จึงได้ส่งหนังสือรายงานแผนการส่งออก LNG (Reloading) และวันที่ 29 มกราคม 2564 ได้ส่งหนังสือรายงานผลดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เพื่อทดสอบ LNG Hub เชิงพาณิชย์ ถึงปลัดกระทรวงพลังงาน และประธานกรรมการกำกับกิจการพลังงาน โดยสำเนาเรียนอธิบดีกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ และผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน โดยรายงานผลการส่งออก 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) ประมาณการต้นทุน ซึ่งประกอบด้วยต้นทุนเนื้อ LNG ค่าบริการ Reloading LNG Service ค่าภาษีผ่านท่าเทียบเรือ Corporate Tax และค่าใช้จ่ายอื่นที่เกี่ยวข้อง 8.7 เหรียญสหรัฐฯ ต่อ MMBtu และ (5) ประมาณการกำไรขั้นต้นหลังหักภาษี 580 ล้านบาท
3. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) มีดังนี้ (1) หลักเกณฑ์ด้านปริมาณให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออก LNG ได้ โดยต้องไม่กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติของประเทศ (ปริมาณสำรอง LNG หลังจากการสูบถ่ายอย่างน้อย 1 ถัง) และ (2) หลักเกณฑ์ด้านราคา กรณีที่ ปตท. ส่งออก LNG (Reloading) ภายใต้สัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ปตท. จะนำส่งรายได้ระหว่างราคาขาย LNG จริง กับราคา Pool LNG เฉลี่ยรายเดือน หลังหักค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องให้กับภาครัฐ ดังนี้
รายได้นำส่งภาครัฐ = (ราคาขาย LNG จริง – ราคา Pool LNG – ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง*) × ปริมาณ LNG
*ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง คือ ค่าจ้างเรือ ค่าขนส่ง ค่า Reloading Service ค่าใช้จ่ายอื่นๆที่เกี่ยวข้อง กับการ Reloading ค่าดำเนินการของ ปตท. (1% ของราคาต้นทุน LNG รวมค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง) และ Corporate Tax เป็นต้น
โดย ปตท. ต้องขาย LNG ในช่วงที่ราคา Spot ต้องสูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาว และหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง ทั้งนี้ กรณีที่ ปตท. มีการนำเข้า LNG ในเชิงพาณิชย์เพื่อดำเนินกิจกรรม LNG Hub ให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) ได้ โดยต้องชำระค่าบริการใช้ LNG Terminal ตามอัตราภายใต้การกำกับของ กกพ. เพื่อขับเคลื่อนประเทศไทยสู่การเป็น LNG Hub เต็มรูปแบบ
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า การดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) สอดคล้องกับแผนปฏิรูปประเทศด้านพลังงานในการพัฒนาประเทศไทยเป็น Regional LNG Hub ภายใต้โครงการ ERC Sandbox โดยเป็นการบริหารจัดการ LNG ภายในประเทศจากการขาย LNG ในช่วงที่ราคา Spot สูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาว และหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง ทำให้ภาครัฐได้รับภาษีที่เกี่ยวข้องกับการส่งออกเพิ่มขึ้น อีกทั้ง LNG Receiving Terminal ได้รับค่าบริการ Reloading ซึ่งเป็นประโยชน์กับผู้ใช้ Terminal ในอนาคต ทั้งนี้ ภาครัฐควรนำผลตอบแทนจากการส่งออกมาใช้เพื่อประโยชน์ต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติในประเทศ โดยการดำเนินการต้องพิจารณาระดับปริมาณสำรอง LNG คงเหลือ เพื่อไม่ให้กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซในประเทศ และต้นทุนราคาก๊าซภายในประเทศ (Pool Gas)
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
โดย ปตท. ต้องขาย LNG ในช่วงที่ราคา Spot ต้องสูงกว่าราคาจากสัญญาระยะยาวและหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง
3. มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
กบง.ครั้งที่ 1/2564 (ครั้งที่ 23) วันจันทร์ที่ 11 มกราคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2564 (ครั้งที่ 23)
วันจันทร์ที่ 11 มกราคม พ.ศ. 2564 เวลา 16.00 น.
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบมาตรการช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) ด้านไฟฟ้าที่กระทรวงมหาดไทยเสนอ 3 มาตรการ คือ ลดค่าไฟฟ้าร้อยละ 3 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท 3 เดือน (เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563) ขยายระยะเวลาการชำระค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการเฉพาะอย่างโดยไม่คิดดอกเบี้ย ไม่เกิน 6 เดือน ในรอบการใช้ไฟฟ้าเดือนเมษายนถึงเดือนพฤษภาคม 2563 และคืนเงินประกันการใช้ไฟฟ้า ให้ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1 บ้านอยู่อาศัย และประเภทที่ 2 กิจการขนาดเล็ก และเมื่อวันที่ 7 เมษายน 2563 เห็นชอบมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าฯ ที่กระทรวงมหาดไทยเสนอ ประกอบด้วย มาตรการค่าไฟฟ้าฟรี สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ จาก 50 หน่วยต่อเดือน เป็น 90 หน่วยต่อเดือน (เดือนเมษายนถึงมิถุนายน 2563) และขยายระยะเวลาการชำระค่าไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ ไม่เกิน 6 เดือน ในใบแจ้งค่าไฟฟ้าประจำเดือนเมษายน ถึงมิถุนายน 2563 ต่อมาเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบแนวทางการดำเนินการมาตรการช่วยเหลือฯ ที่กระทรวงพลังงานเสนอ ได้แก่ ช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน ให้ใช้ไฟฟ้าฟรี เป็นเวลา 3 เดือน (เดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563) และผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย ที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน โดยใช้หน่วยการใช้ไฟฟ้าเดือนกุมภาพันธ์ 2563 เป็นฐานในการอ้างอิง รอบการใช้ไฟฟ้าเดือนมีนาคมถึงพฤษภาคม 2563
2. ในปี 2563 คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับนโยบายตามมติคณะรัฐมนตรี มาดำเนินการ และได้เพิ่มเติมมาตรการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 ถึง 7 (ประเภทที่ 3 กิจการขนาดกลาง ประเภทที่ 4 กิจการขนาดใหญ่ ประเภทที่ 5 กิจการเฉพาะอย่าง ประเภทที่ 6 องค์กรไม่แสวงหากำไร และประเภทที่ 7 สูบน้ำเพื่อการเกษตร) โดยมีภาระงบประมาณการดำเนินงานตามมาตรการ ในช่วงเดือนมีนาคมถึงตุลาคม 2563 เป็นเงิน 26,269.93 ล้านบาท ซึ่ง กกพ. ได้พิจารณานำเงินสำหรับใช้ในการรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าซึ่งเรียกคืนจากการไฟฟ้าในกรณีที่มีรายได้มากกว่าที่ควรจะได้รับในปี 2557-2562 (เงินเรียกคืนฐานะการเงินของการไฟฟ้า) มาใช้เป็นแหล่งงบประมาณในการดำเนินงาน เป็นเงินจำนวน 24,636.81 ล้านบาท ปัจจุบันมีภาระคงค้างส่วนเกินเป็นเงิน จำนวน 1,633.12 ล้านบาท ซึ่งได้ให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) รับภาระดังกล่าวไว้พลางก่อน ต่อมา เมื่อวันที่ 25 ธันวาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรัปบระชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 และมอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะการเงินของการไฟฟ้าด้วย
3. จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) รอบที่ 2 เพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบ กกพ. จึงมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. วิเคราะห์แนวทาง การดำเนินงาน “มาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาด ของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) รอบ 2” ภายใต้แนวคิดสนับสนุน household sector ที่เป็น last unit consumption ในงบประมาณที่จำกัด โดยกรอบแนวคิด ดังนี้ (1) ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ซึ่งส่วนหนึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส และได้รับผลกระทบมาก จึงจำเป็นต้องกำหนดนโยบายเพื่อบรรเทาความเดือดร้อนของผู้ใช้ไฟฟ้าดังกล่าว ที่อาจเข้าข่ายที่จะไม่ได้รับการชดเชยจากมาตรการอื่นของภาครัฐ (2) มาตรการช่วยเหลือเพิ่มเติมให้ดำเนินการได้เท่าที่จำเป็น และสอดคล้องกับภาระที่เพิ่มขึ้นสำหรับประชาชนที่ต้องทำงานที่บ้าน (Work from home) หรือผู้ที่ไม่อาจหางานหรือรายได้ที่เพิ่มขึ้นในช่วงเวลาดังกล่าว โดยไม่สร้างแรงจูงใจ ให้มีการใช้ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากราคาไฟฟ้าที่ลดลง (3) คำนึงถึงระดับผลกระทบต่อภาระค่าใช้จ่ายในภาคไฟฟ้า ต่อการดำเนินงานตามมาตรการ โดยไม่สร้างผลกระทบอย่างรุนแรงต่อฐานะการเงินของการไฟฟ้าและการรักษาเสถียรภาพด้านไฟฟ้าของประเทศ
4. สำนักงาน กกพ. ได้ศึกษามาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรค COVID – 19 รอบที่ 2 ในรูปแบบเดียวกับปี 2563 พบว่า จะมีภาระด้านงบประมาณสูงเนื่องจากมีจำนวนผู้ใช้ไฟฟ้าที่สูงขึ้น รวมทั้งมีความซ้ำซ้อนของแต่ละมาตรการ และอาจจูงใจ ให้เกิดการใช้ไฟฟ้าที่มากเกินความจำเป็นได้ โดยงบประมาณที่ใช้ดำเนินการสำหรับระยะเวลา 1 เดือน จำนวน 8,178.54 ล้านบาท และสำหรับระยะเวลา 2 เดือน จำนวน 16,357.07 ล้านบาท ในการนี้ สำนักงาน กกพ. จึงศึกษาแนวทางการกำหนดมาตรการช่วยเหลือประชาชนผู้ได้รับผลกระทบดังกล่าว โดยมีข้อเสนอ ดังนี้ 4.1 มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ ที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน (ประเภทที่ 1.1 ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ประเภทที่ 1.1.1 ของ กฟภ. ลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และประเภท 10 ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบฯ) แบ่งเป็น 2 กรณี คือ กรณีช่วยเหลือเฉพาะพื้นที่ควบคุมสูงสุด 28 จังหวัด (3 จังหวัดในพื้นที่ กฟน. และ 25 จังหวัดในพื้นที่ กฟภ.) และกรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ พบว่ามีการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ย 80 หน่วยต่อรายต่อเดือน ทั้งนี้ หากคำนึงถึงผลกระทบ ที่ประชาชนต้องทำงานที่บ้าน จึงเห็นควรเสนอแนวทางช่วยเหลือ ดังนี้ (1) ช่วยเหลือค่าไฟฟรีสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้า ที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยกรณีช่วยเหลือ 28 จังหวัด จำนวน 1.47 ล้านราย ใช้งบประมาณ 229.85 ล้านบาทต่อเดือน กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 7.30 ล้านราย คิดเป็นร้อยละ 72 ของผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มนี้ใช้งบประมาณ 963.01 ล้านบาทต่อเดือน หรือ (2) ช่วยเหลือค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับ 90 หน่วยแรกของผู้ใช้ไฟฟ้าทุกราย กรณีช่วยเหลือ 28 จังหวัด จำนวน 2.32 ล้านราย ใช้งบประมาณ 460.56 ล้านบาทต่อเดือน กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 10.13 ล้านราย ใช้งบประมาณ 1,824.99 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ การดำเนินงานดังกล่าวให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม 4.2 มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน (ประเภทที่ 1.2 - 1.3 ของ กฟน. ประเภท 1.1.2 - 1.2 ของ กฟภ. ลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และประเภท 11 ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบฯ) หากช่วยเหลือรูปแบบเดียวกับปี 2563 ซึ่งให้ส่วนลดค่าไฟฟ้าสำหรับการใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 800 หน่วย 801 - 3,000 หน่วย และมากกว่า 3,000 หน่วย กับผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ จะใช้งบประมาณ 3,248.55 ล้านบาท แต่จากศึกษาพบว่ากลุ่มนี้มีการใช้ไฟฟ้าเฉลี่ยอยู่ในระดับ 400 หน่วยต่อรายต่อเดือน หากคำนึงถึงผลกระทบที่ประชาชนต้องทำงานที่บ้าน จึงเสนอแนวทางการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับหน่วย การใช้ไฟฟ้าส่วนที่เกินจากบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 โดยปรับปรุงช่วงการใช้ไฟฟ้าใหม่เป็นไม่เกิน 500 หน่วย 501 - 1,000 หน่วย และมากกว่า 1,000 หน่วย โดยมีแนวทางการคิดค่าไฟฟ้า ดังนี้ (1) กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนน้อยกว่าหรือเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้คิด ค่าไฟฟ้าตามหน่วยการใช้ไฟฟ้าจริงประจำเดือนนั้นๆ (2) กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนไม่เกิน 500 หน่วย ให้คิด ค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 แต่หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 500 หน่วย แต่ไม่เกิน 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้า ที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 50 และหากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตรา ร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 70 โดยการดำเนินงานตามข้อ (2) ให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม ทั้งนี้ มาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าดังกล่าว แบ่งเป็น 2 กรณี คือ กรณีช่วยเหลือเฉพาะพื้นที่ควบคุมสูงสุด 28 จังหวัด จำนวน 6.90 ล้านราย ใช้งบประมาณ 1,230.11 ล้านบาทต่อเดือน และกรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 11.83 ล้านราย ใช้งบประมาณ 1,876 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งน้อยกว่าการช่วยเหลือในรูปแบบเดียวกับ ปี 2563 4.3. สำนักงาน กกพ. ได้พิจารณาภาระของงบประมาณโดยประเมินฐานะการเงินของ การไฟฟ้าปี 2563 (เบื้องต้น) ภายในการกำกับการปรับลดระดับผลตอบแทนทางการเงินของการไฟฟ้า (Return on Invested Capital: ROIC) ให้สอดคล้องกับต้นทุนเงินทุนในปัจจุบัน พบว่า ROIC สามารถปรับลดลงได้ ร้อยละ 10 จากหลักเกณฑ์ที่กำหนดปี 2558 - 2562 ซึ่งเมื่อหักภาระผูกพันที่ต้องส่งคืนเงินจากมาตรการช่วยเหลือของปี 2563 ให้ กฟภ. และภาระตามมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3 -7 ต่อเนื่อง โดยขยายเวลาการยกเว้นการเรียกเก็บอัตราค่าไฟฟ้าต่ำสุด (Minimum Charge) ออกไปจนถึงเดือนมีนาคม 2564 คาดว่าจะมีประมาณการเงินเรียกคืนฐานะการเงินประจำปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ประมาณ 3,000 ล้านบาท สำหรับใช้บริหารจัดการค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจากมาตรการช่วยเหลือที่กำหนด สำนักงาน กกพ. จึงเห็นควรเสนอมาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรค COVID – 19 รอบ 2 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยทั่วประเทศ ตามแนวทางข้อ 4.1 และข้อ 4.2 ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้า จำนวน 21.96 ล้านราย (ร้อยละ 90 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ) เป็นระยะเวลา 1 เดือน โดยดำเนินการในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2564 เพื่อให้การไฟฟ้ามีเวลาเตรียมการปรับปรุงระบบสารสนเทศเพื่อการคิดค่าไฟฟ้า และสื่อสารกับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยสรุปข้อเสนอมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยได้ ดังนี้ แนวทางที่ 1 (มาตรการข้อ 4.1 (1) และข้อ 4.2) โดยหากช่วยเหลือเฉพาะ 28 จังหวัด จำนวน 8.37 ล้านราย ระยะเวลา 1 เดือน ใช้งบประมาณ 1,459.95 ล้านบาท ระยะเวลา 2 เดือน ใช้งบประมาณ 2,919.91 ล้านบาท กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 19.14 ล้านราย ระยะเวลา 1 เดือน ใช้งบประมาณ 2,839.02 ล้านบาท ระยะเวลา 2 เดือน ใช้งบประมาณ 5,678.03 ล้านบาท และแนวทางที่ 2 (มาตรการข้อ 4.1 (2) และข้อ 4.2) หากช่วยเหลือเฉพาะ 28 จังหวัด จำนวน 9.22 ล้านราย ระยะเวลา 1 เดือน ใช้งบประมาณ 1,690.67 ล้านบาท ระยะเวลา 2 เดือน ใช้งบประมาณ 3,381.34 ล้านบาท กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 21.96 ล้านราย ระยะเวลา 1 เดือน ใช้งบประมาณ 3,700.99 ล้านบาท ระยะเวลา 2 เดือน ใช้งบประมาณ 7,401.98 ล้านบาท โดยเสนอให้นำเงินสำหรับใช้รักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าซึ่งเรียกคืนจากการไฟฟ้าในกรณีที่มีรายได้มากกว่า ที่ควรจะได้รับในปี 2563 จำนวนประมาณ 3,000 ล้านบาท เป็นแหล่งงบประมาณในการดำเนินงาน และขอ การสนับสนุนงบประมาณเพิ่มเติมจากภาครัฐเพื่อให้เพียงพอต่อการดำเนินมาตรการดังกล่าว โดยหากกำหนดนโยบายช่วยเหลือมากกว่า 1 เดือน จำเป็นต้องพิจารณาแหล่งงบประมาณอื่นในการดำเนินงานร่วมด้วย 4.4 เมื่อวันที่ 8 มกราคม 2564 สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) ได้ประชุมร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และได้มีความเห็นให้กำหนดมาตรการช่วยเหลือเพิ่มเติมสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก ซึ่งส่วนหนึ่งมีลักษณะเป็นการอยู่อาศัยร่วมกับการประกอบธุรกิจรายเล็ก โดยใช้แนวทางการให้ค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับกิจการขนาดเล็ก 50 หน่วยแรกทุกราย ไม่รวมส่วนราชการ และรัฐวิสาหกิจ เนื่องจากเป็นการช่วยเหลือตามภาระที่จำเป็นต่อการดำรงชีพของผู้ใช้ไฟฟ้า ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้เสนอมาตรการช่วยเหลือเพิ่มเติมสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการ และรัฐวิสาหกิจ) กรณีช่วยเหลือค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกทุกราย โดยหากช่วยเหลือเฉพาะพื้นที่ควบคุมสูงสุด 28 จังหวัด จำนวน 0.82 ล้านราย ใช้งบประมาณ 193.54 ล้านบาทต่อเดือน และหากช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 1.74 ล้านราย ใช้งบประมาณ 366.52 ล้านบาทต่อเดือน ซึ่งหากประมาณการรวมการช่วยเหลือกลุ่มลูกค้าตรงของ กฟผ. และกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัตหีบฯ กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จะใช้งบประมาณเพิ่มขึ้นจาก 366.52 ล้านบาทต่อเดือน เป็นประมาณ 400 ล้านบาทต่อเดือน ทั้งนี้ สรุปข้อเสนอมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย โดยพิจารณาเลือกแนวทางที่ 2 (มาตรการข้อ 4.1 (2) และข้อ 4.2) ร่วมกับมาตรการช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) โดยช่วยเหลือค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกทุกราย กรณีช่วยเหลือทั่วประเทศ จำนวน 23.70 ล้านราย จะใช้งบประมาณทั้งสิ้นประมาณ 4,101 ล้านบาทต่อเดือน แต่หากพิจารณาช่วยเหลือเป็นระยะเวลา 2 เดือน จะใช้งบประมาณรวม 8,202 ล้านบาท ซึ่งอาจกระทบฐานะการเงินของการไฟฟ้าอย่างมาก จึงเห็นควรมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเสนอขอรับ การจัดสรรแหล่งงบประมาณเพิ่มเติมเพื่อสนับสนุนงบประมาณในการดำเนินงานต่อไป
5. สำนักงาน กกพ. เห็นสมควรเสนอ กบง. เพื่อพิจารณามาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การระบาดของโรค COVID – 19 รอบที่ 2 ดังนี้ (1) พิจารณากำหนดนโยบายหลักเกณฑ์กำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 รอบที่ 2 ตามข้อเสนอของ กกพ. ในข้อ 4.3 ในวงเงินประมาณการ 3,701 ล้านบาทต่อเดือน โดยการสนับสนุน 1 เดือน จะไม่กระทบฐานะการเงินการไฟฟ้า แต่อาจกระทบการรักษาเสถียรภาพค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตรา ค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ในกรณีที่เศรษฐกิจผันผวนเกินค่าที่ประมาณการในรอบเดือนมกราคมถึงเดือนเมษายน 2564 (2) พิจารณามาตรการเพิ่มเติมเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวม ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ซึ่งมีลักษณะเป็นการอยู่อาศัยร่วมกับการประกอบธุรกิจรายเล็ก โดยสนับสนุน ค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกของการใช้ไฟฟ้าตามจำนวนเครื่องวัด ในวงเงินประมาณการ 400 ล้านบาทต่อเดือน ตามข้อเสนอของที่ประชุมเมื่อวันที่ 8 มกราคม 2564 ในข้อ 4.4 และ (3) หากเห็นชอบการดำเนินงานตามข้อ (1) และ (2) จะใช้งบประมาณทั้งสิ้นประมาณ 4,101 ล้านบาทต่อเดือน จึงเห็นควรมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องนำเสนอขอรับการจัดสรรงบประมาณจากกระทรวงการคลังเพิ่มเติมจากข้อ (1) เพื่อสนับสนุนการดำเนินงานตามนโยบายที่ กบง. ให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการด้านไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็ก ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าจำนวนรวม 23.70 ล้านราย คิดเป็นร้อยละ 97 ของผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศ รวม 3 มาตรการ เป็นระยะเวลา 2 เดือน สำหรับบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนกุมภาพันธ์ – มีนาคม 2564 โดยใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 8,202 ล้านบาท ดังนี้
1.1 มาตรการที่ 1 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ติดตั้งมิเตอร์ไม่เกิน 5 แอมป์ ที่ใช้ไฟฟ้า ไม่เกิน 150 หน่วยต่อเดือน ประกอบด้วย ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1.1 ของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ประเภทที่ 1.1.1 ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ลูกค้ารายย่อยของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และประเภท 10 ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการสัมปทานกองทัพเรือ (กิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) จำนวน 10.13 ล้านราย โดยให้ได้รับค่าไฟฟ้าฟรี 90 หน่วยแรกทุกราย ใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 3,649.98 ล้านบาท (1,824.99 ล้านบาทต่อเดือน) ทั้งนี้ การดำเนินงานดังกล่าวให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม
1.2 มาตรการที่ 2 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่ใช้ไฟฟ้าเกิน 150 หน่วยต่อเดือน ประกอบด้วย ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทที่ 1.2-1.3 ของ กฟน. ประเภท 1.1.2 -1.2 ของ กฟภ. ลูกค้ารายย่อยของ กฟผ. และประเภท 11 ของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ) จำนวน 11.83 ล้านราย โดยได้รับส่วนลดค่าไฟฟ้าในส่วนของหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจากบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ใช้งบประมาณรวมทั้งสิ้น 3,752 ล้านบาท (1,876 ล้านบาทต่อเดือน) ทั้งนี้ การดำเนินงานดังกล่าวให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยมีแนวทางการคิดค่าไฟฟ้า ดังนี้
(1) กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนน้อยกว่าหรือเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามบิล ค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้คิดค่าไฟฟ้าตามหน่วยการใช้ไฟฟ้าจริงประจำเดือนนั้นๆ
(2) กรณีการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าตามบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ให้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าก่อนการคำนวณภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยมีแนวทางในการคิดค่าไฟฟ้า ดังนี้
(2.1) หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนไม่เกิน 500 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563
(2.2) หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 500 หน่วย แต่ไม่เกิน 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 50
(2.3) หากการใช้ไฟฟ้าประจำเดือนมากกว่า 1,000 หน่วย ให้คิดค่าไฟฟ้าเท่ากับหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 100 บวกด้วยหน่วยการใช้ไฟฟ้าที่มากกว่าหน่วยการใช้ไฟฟ้าของบิลค่าไฟฟ้าประจำเดือนธันวาคม 2563 ในอัตราร้อยละ 70
1.3 มาตรการที่ 3 สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทกิจการขนาดเล็ก (ไม่รวมส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ) ของ กฟน. กฟภ. ลูกค้าตรงของ กฟผ. และผู้ใช้ไฟฟ้าของกิจการไฟฟ้าสวัสดิการฯ ที่มีลักษณะเป็นการอยู่อาศัยร่วมกับการประกอบธุรกิจรายเล็ก โดยให้ค่าไฟฟ้าฟรี 50 หน่วยแรกทุกราย ใช้งบประมาณ รวมทั้งสิ้น 800 ล้านบาท (400 ล้านบาทต่อเดือน)
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาแหล่งงบประมาณจากนำเงินเรียกคืนฐานะการเงินจากการไฟฟ้าซึ่งมีรายได้มากกว่าที่ควรได้รับในปีงบประมาณ พ.ศ. 2563 ประมาณ 3,000 ล้านบาท สนับสนุนการดำเนินงาน และให้สำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติพิจารณาแนวทางการจัดสรรงบประมาณเพื่อสนับสนุนการดำเนินงานมาตรการในส่วนที่เหลือต่อไป
กบง.ครั้งที่ 8/2563 (ครั้งที่ 22) วันจันทร์ที่ 21 ธันวาคม พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 8/2563 (ครั้งที่ 22)
วันจันทร์ที่ 21 ธันวาคม พ.ศ. 2563 เวลา 14.00 น.
2. การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
3. ผลการพิจารณาแผนการดำเนินการของผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm
4. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
5. แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
สรุปสาระสำคัญ
เมื่อวันที่ 10 กันยายน 2563 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) มีหนังสือขอความอนุเคราะห์ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน 100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และเมื่อวันที่ 29 กันยายน 2563 ปตท. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน แจ้งผลการขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ต่อมาเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2563 ธพ. มีหนังสือขอความอนุเคราะห์ ปตท. ขยายระยะเวลาการช่วยเหลือส่วนลดค่าซื้อก๊าซหุงต้ม กลุ่มร้านค้า หาบเร่ แผงลอย ที่มีบัตรสวัสดิการแห่งรัฐ จำนวน100 บาทต่อคนต่อเดือน ต่อไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 . การให้ความช่วยเหลือราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ
สรุปสาระสำคัญ
1. จากการเกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อ COVID-19 และราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในตลาดโลกมีแนวโน้มปรับตัวลดลง ซึ่งส่งผลกระทบต่อปริมาณการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) เมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติให้ลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV รถโดยสารสาธารณะลง 3 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 13.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 10.62 บาทต่อกิโลกรัมเป็นระยะเวลา 3 เดือน (1 เมษายน 2563 ถึง 30 มิถุนายน 2563) และขอความร่วมมือ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ช่วยเหลือส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ เพื่อคงราคาขายปลีกที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 กบง. มีมติขยายเวลาช่วยเหลือต่อไปอีก 1 เดือน ถึงวันที่ 31 กรกฎาคม 2563 ซึ่งคณะกรรมการ ปตท. เห็นว่าเศรษฐกิจของประเทศไทยยังฟื้นตัวได้ไม่เต็มที่ จึงขยายเวลาบรรเทาความเดือดร้อนให้ผู้ประกอบการรถโดยสารสาธารณะที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัมถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563
2. เมื่อวันที่ 11 พฤศจิกายน 2563 กบง. มีมติเห็นชอบให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะในเขต กทม./ปริมณฑล และในต่างจังหวัด ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ยกเว้นในกรณีที่ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ต่ำกว่า 13.62 บาทต่อกิโลกรัม ให้ปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV ตามราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถทั่วไป โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสาน ปตท. ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม สำหรับรถแท็กซี่ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 ตามข้อร้องเรียนของสมาคมการค้าเครือข่ายแท็กซี่ไทย ต่อมาเมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2563 ปตท. มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน แจ้งว่าจากการคาดการณ์ราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในปี 2564 - 2565 อยู่ในช่วง 13 - 14 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งการช่วยเหลือโดยการให้ส่วนลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัม เป็นราคาที่ต่ำกว่าต้นทุนและไม่สะท้อนถึงการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ เพื่อให้เกิดความยั่งยืนในระยะยาว และหลีกเลี่ยงการบิดเบือนราคาพลังงาน ปตท. จึงเห็นควรสิ้นสุดมาตรการการให้ส่วนลดราคาขายปลีกก๊าซ NGV สำหรับรถโดยสารสาธารณะ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 . ผลการพิจารณาแผนการดำเนินการของผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบการขยายกำหนดวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (SCOD) ตามข้อเสนอคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โครงการ SPP Hybrid Firm ออกไป 1 ปี จากเดิมภายในปี 2564 เป็นภายในปี 2565 และมอบหมาย กกพ. ให้แจ้งผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm ให้จัดทำรายงานแผนการดำเนินการโครงการ และจัดส่งให้ กกพ. ภายในวันที่ 30 ตุลาคม 2563 เพื่อพิจารณา และนำผลการพิจารณาดังกล่าว มารายงานต่อ กบง. เพื่อทราบต่อไป ต่อมาผู้ได้รับการคัดเลือกโครงการ SPP Hybrid Firm (กลุ่มเยียวยา) จำนวน 14 โครงการ ได้จัดส่งแผนการดำเนินโครงการ (Implementation Plan) มายังสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) ประกอบด้วย (1) แผนลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 ถึง 31 ธันวาคม 2564 (2) แผน SCOD ไม่เกิน 31 ธันวาคม 2565 ตามกรอบระยะเวลา ที่ กบง. พิจารณาขยายวัน SCOD (3) ระยะเวลาพัฒนาโครงการ ตั้งแต่วันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ถึงวัน SCOD 12 – 25 เดือน (4) สรุปแผนงานก่อสร้างโรงไฟฟ้าประเภทพลังความร้อน (เชื้อเพลิงชีวมวล และก๊าซชีวภาพ) ประมาณ 11 ถึง 19 เดือน และโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ ประมาณ 11 - 15 เดือน
2.เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2563 กกพ. พิจารณาแผนการดำเนินโครงการแล้ว มีความเห็นว่า โครงการ SPP Hybrid มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแบบ Firm ควรกำหนดระยะเวลาดำเนินการที่แน่นอน เนื่องจากอาจส่งผลกระทบต่อการคิดอัตราค่าบริการที่ต้องเรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า ความมั่นคง ในการจัดหาไฟฟ้า และการวางแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ จึงพิจารณาขยายวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามหลักการ ดังนี้ (1) ขยายวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เป็นระยะเวลา 1 ปี (จากเดิมภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2562 เป็นภายในวันที่ 13 ธันวาคม 2563) เพื่อให้สอดคล้องกับระยะเวลาการขยายกำหนดวัน SCOD ตามมติ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 ที่ได้เห็นชอบการขยายกำหนดวัน SCOD ออกไป 1 ปี จากกำหนดเดิมภายในปี 2564 เป็นภายในปี 2565 (2) ขยายระยะเวลาโครงการเพิ่มเติมจากข้อ (1) ตามแนวทางที่ กกพ. เคยมีมติขยายระยะเวลาดำเนินโครงการให้แก่โครงการอื่นๆ เนื่องจากสถานการณ์ การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนาสายพันธุ์ใหม่ 2019 (COVID-19) ซึ่งทำให้มีการประกาศสถานการณ์ฉุกเฉินและการกำหนดมาตรการบังคับกับภาครัฐและภาคเอกชน (ตั้งแต่วันที่ 26 มีนาคม 2563 ถึงวันที่ 30 มิถุนายน 2563) จำนวน 97 วัน เป็นภายในวันที่ 20 มีนาคม 2564 แต่เนื่องจากวันดังกล่าวตรงกับวันหยุดทำการ (วันเสาร์) จึงให้ขยายวันลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นภายในวันที่ 22 มีนาคม 2564 ซึ่งเป็นวันที่เริ่มทำการใหม่ต่อจากวันที่หยุดทำการ โดยผู้ได้รับการคัดเลือกฯ จะต้องได้รับอนุมัติรายงานด้านสิ่งแวดล้อมก่อนลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และให้ขยายวัน SCOD เป็นภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2564 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 ทั้งนี้ สำนักงาน กกพ. ได้แจ้งมติ กกพ. ดังกล่าวไปยังการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย และผู้ได้รับคัดเลือกฯ ทั้ง 14 โครงการเรียบร้อยแล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 . การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบ ให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชนจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 24 มีนาคม 2563 และเห็นชอบให้คณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการปรับลดราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตามมติ กบง. ต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ถึงวันที่ 30 กันยายน 2563 และเมื่อวันที่ 21 กันยายน 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบ ให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 และมอบหมาย ให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน กบน. เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ต่อไป
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG สำหรับแผนในเดือนธันวาคม 2563 มีดังนี้ (1) การผลิต คาดว่าปริมาณ การผลิตภายในประเทศมีเพียงพอต่อความต้องการใช้ โดยอยู่ที่ประมาณ 440,330 ตัน (2) ความต้องการใช้ คาดว่าความต้องการใช้ภายในประเทศลดลง โดยอยู่ที่ประมาณ 450,192 ตัน เนื่องจากความต้องการใช้ ในภาคปิโตรเคมีลดลง (3) การนำเข้า คาดว่าเป็นการนำเข้าเพื่อส่งออก อยู่ที่ประมาณ 14,500 ตัน และนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศ อยู่ที่ประมาณ 33,000 ตัน (4) การส่งออก คาดว่าการส่งออกจากโรงกลั่นอยู่ที่ประมาณ 15,800 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้าอยู่ที่ประมาณ 14,200 ตัน ทั้งนี้ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนธันวาคม 2563 อยู่ที่ 455.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 20.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ยเดือนธันวาคม 2563 อยู่ที่ 429 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลง จากเดือนก่อน 11.00 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จากราคาก๊าซ LPG Cargo (เฉลี่ย 2 สัปดาห์) ปรับตัวลดลง และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้น ส่งผลให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 15 – 28 ธันวาคม 2563 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.4841 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และอัตราแลกเปลี่ยนที่แข็งค่าขึ้น 0.0932 บาท ต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG ปรับตัวเพิ่มขึ้น 0.4841 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 15.7080 บาทต่อกิโลกรัม (517.3464 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน) กองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มการจ่ายเงินชดเชย จาก 3.2351 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 3.7192 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาจำหน่ายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถัง (ก๊าซหุงต้ม) ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 18 พฤษภาคม 2563 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ รักษาเสถียรภาพ ราคาก๊าซ LPG โดยในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วน ของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 13 ธันวาคม 2563 มีฐานะกองทุนสุทธิ 28,139 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 36,959 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 8,820 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 493 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 1,135 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 643 ล้านบาทต่อเดือน
4. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) มีมติเห็นชอบ แผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ตามที่ กบน. เสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการ กพช. นำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาต่อไป ต่อมา เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบมติ กพช. ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 9 พฤศจิกายน 2563 และวันที่ 16 พฤศจิกายน 2563 สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) มีหนังสือถึง สนพ. ขอให้พิจารณา หาแนวทางการกำหนดนโยบาย ให้สอดคล้องกับแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เนื่องจาก สกนช. มีความกังวลว่าการกำหนดนโยบายในการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ที่ 18.87 บาทต่อกิโลกรัม หรือ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2563 อาจมีผลกระทบ ต่อการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ไปชดเชยตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ตามมติ กบง. ที่กำหนดราคาขายปลีก ก๊าซ LPG ไว้ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม นั้น หากข้อเท็จจริงมีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกในประเทศสูงขึ้นไม่ถึง 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม (โดยอยู่ในช่วง 318 ถึง 362 บาทต่อถัง15 กิโลกรัม) จะทำให้เกิดสภาวะ ที่ไม่เข้าหลักเกณฑ์วิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิง ตามหลักเกณฑ์การบริหารกองทุนน้ำมันฯ ข้อ 2 สถานการณ์ที่ 1 ข้อ 2) ข “มีเหตุการณ์ที่ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศปรับตัวสูงขึ้น อยู่ในระดับที่เกินกว่าราคาที่เหมาะสมสำหรับถัง 15 กิโลกรัม มากกว่า 363 บาท” และจะไม่สามารถ ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ได้
5. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรเทาผลกระทบต่อค่าครองชีพของประชาชน และลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG เป็น 2 แนวทาง ดังนี้ (1) ทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นเดือนละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG อยู่ที่ประมาณ 363 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และสอดคล้องกับแผนรองรับวิกฤตการณ์ด้านน้ำมันเชื้อเพลิงและแผนยุทธศาสตร์กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และ (2) ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 3 เดือน (วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564) หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอ ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ออกไปอีก 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564 ตามแนวทางที่ 2 เพื่อบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชน หลังจากนั้นทยอยปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG โดยการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ ในส่วนของบัญชี LPG คาดว่าจะสามารถรองรับภาระการชดเชยราคาก๊าซ LPG ตามกรอบวงเงินที่ กบน.กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 10,000 ล้านบาท ได้อีกประมาณ 2 เดือน (ตั้งแต่เดือนมกราคม 2564 ถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2564)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายให้ราคาขายปลีก อยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2564
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับแนวทางการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ต่อไป
3. รับทราบแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG 3 ครั้ง โดยปรับขึ้นไตรมาสละ 0.9346 บาทต่อกิโลกรัม ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม เพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG ตามที่ฝ่ายเลขานุการเสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาอีกครั้ง
เรื่องที่ 5 . แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
สรุปสาระสำคัญ
1. โครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ที่ติดตั้งบนหลังคาสำหรับภาคประชาชนประเภทบ้านอยู่อาศัย (โครงการโซลาร์ภาคประชาชน) มีวัตถุประสงค์เชิงนโยบายเน้นการผลิตไฟฟ้าใช้เองในภาคครัวเรือนเป็นหลักและสามารถขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ เพื่อช่วยลดค่าใช้จ่ายและเพิ่มรายได้ให้แก่ภาคประชาชน สำหรับโครงการโซลาร์ภาคประชาชนตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน แบ่งเป็น 2 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 1 การรับซื้อไฟฟ้าจากภาคครัวเรือนที่ติดแผงโซลาร์บนหลังคาเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าใช้เองเป็นหลัก และขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ และระยะที่ 2 การซื้อขายไฟฟ้าระหว่างผู้ใช้ไฟฟ้า (Peer to Peer) โดยผ่านระบบสำหรับการซื้อขายไฟฟ้า
2. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 คณะกรรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเห็นชอบกรอบแนวคิดในการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ระยะที่ 1 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ดังนี้ (1) กลุ่มเป้าหมายเป็นภาคครัวเรือน (ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านที่อยู่อาศัย ติดตั้งน้อยกว่า 10 kVA หรือกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 kWp) สามารถติดแผงโซลาร์บนหลังคาเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าใช้เองเป็นหลักและขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ (2) ปริมาณรับซื้อไม่เกิน 100 MWp โดยแบ่งพื้นที่ เป็นการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) 30 MW (เมกะวัตต์) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) 70 MW ในปี 2562 (3) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราไม่เกิน 1.68 บาท/kWh ซึ่งเป็นอัตราต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost: SRMC) ตามข้อมูลของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (4) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป
3. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 กพช. มีมติเห็นชอบแผน PDP 2018 และมอบหมายให้ กบง. และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาแนวทางดำเนินโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 MWระยะเวลา 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ ต่อมาในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และในการประชุมคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 - 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) โดยปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในปี 2563 ลงเหลือ 47 MW และปี 2564 – 2567 เหลือปีละ 50 MW
4. เมื่อวันที่ 24 มีนาคม 2562 กพช. มีมติเห็นชอบแผน PDP 2018 และมอบหมายให้ กบง. และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาแนวทางดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 MW ระยะเวลา 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติ ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 ครม. มีมติเห็นชอบ มติ กพช. เมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 โดยให้แผน PDP2018 Rev.1 ปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานแสงอาทิตย์ลงในปี 2563 เหลือ 47 MW และปี 2564 – 2567 เหลือปีละ 50 MW โดยมีเป้าหมายสะสมในปี 2563 จำนวน 50 MW และปี 2564 จำนวน 100 MW เนื่องจากการดำเนินการที่ผ่านในช่วงปี 2562 ยังต่ำกว่าเป้าหมายมาก และสถานภาพปัจจุบันมีจำนวนที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2563 ประมาณ 2.2 MW คิดเป็นร้อยละ 4.4 ของเป้าหมาย 50 MW กระทรวงพลังงานจึงได้มอบหมาย ให้สำนักงาน กกพ. และ กกพ. พิจารณาปรับปรุงแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ แบบติดตั้งบนหลังคา โดยให้ขยายผลไปยังกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการใหม่) และกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบของทุกกลุ่มไม่เกินต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยระยะสั้น (SRMC) เดิม โดยมีแนวทางการวิเคราะห์ และสมมติฐาน ดังนี้ (1) แนวทางการวิเคราะห์ โดย เพิ่มกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล ทั้งนี้ ในกลุ่มบ้าน อยู่อาศัยให้ปรับเพิ่มอัตรารับซื้อให้ผลตอบแทนดีขึ้น และกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบของทุกกลุ่มไม่เกินต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยระยะสั้น (SRMC) (2) สมมติฐานการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้า เป้าหมายกำลังผลิตสะสม 100 MW ในปี 2564 แบ่งเป็น 2 ส่วน ดังนี้ โซลาร์ภาคประชาชน และกลุ่มบ้านอยู่อาศัย ปริมาณรับซื้อไฟฟ้า 50 MW โดยปรับเพิ่มอัตรารับซื้อให้ระยะเวลาคืนทุนภายใน 8 - 9 ปี และโครงการใหม่แบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้ กลุ่มโรงเรียน ปริมาณรับซื้อไฟฟ้า 25 MW ปรับอัตรารับซื้อให้ระยะเวลาคืนทุนใกล้เคียงบ้านอยู่อาศัย และกลุ่มโรงพยาบาล ปริมาณรับซื้อไฟฟ้า 25 MW ปรับลดอัตรารับซื้อเพื่อให้ค่าเฉลี่ยเท่ากับ SRMC (3) ผลการวิเคราะห์อัตรารับซื้อไฟฟ้า โดยกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล อยู่ในอัตราที่เท่ากันคือ 1.00 บาท/kWh กลุ่มบ้านอยู่อาศัยจะอยู่ที่อัตรา 2.20 บาท/kWh ระยะเวลาคืนทุนกลุ่มโรงเรียนอยู่ที่ 8.86 ปี กลุ่มโรงพยาบาลอยู่ที่ 6.96 ปี และบ้านอยู่อาศัยอยู่ที่ 8.94 ปี และมีประมาณการค่ารับซื้อไฟฟ้ากลุ่มโรงเรียน อยู่ที่ 336.7 ล้านบาท กลุ่มโรงพยาบาลอยู่ที่ 336.7 ล้านบาท และบ้านอยู่อาศัยอยู่ที่ 1,481.6 ล้านบาท รวมประมาณการค่ารับซื้อไฟฟ้าของทั้ง 3 กลุ่ม เป็นจำนวน 2,155.1 ล้านบาท
5. กกพ. เห็นสมควรเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา โดยขยายการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชนไปยังกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการใหม่) กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบของทุกกลุ่มไม่เกินต้นทุนค่าไฟฟ้าเฉลี่ยระยะสั้น (SRMC) เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายของแผน PDP2018 Rev.1 ดังนี้ (1) กลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการใหม่) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบในอัตรา 1.00 บาท/kWh มีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 kWp แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และ (2) โครงการโซลาร์ภาคประชาชน (โครงการเดิม) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบในอัตรา 2.20 บาท/kWh ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ เห็นควรให้ กบง. พิจารณาโครงการโซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จะได้รับอัตรา 2.20 บาท/kWh ด้วยหรือไม่
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ดังนี้
1.1 กลุ่มบ้านอยู่อาศัย (โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาท/kWh มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาท/kWh โดยให้อัตรามีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564
1.2 กลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 1.00 บาท/kWh มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp แบ่งเป็นกลุ่มโรงเรียน 25 MWp และกลุ่มโรงพยาบาล 25 MWp โดยมีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 kWp แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. ในกรณีการลงทุนโดยภาครัฐในส่วนของกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานรับไปหารือกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณาปรับปรุงกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาสามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม
ทั้งนี้ ให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
กพช. ครั้งที่ 152 วันศุกร์ที่ 25 ธันวาคม พ.ศ. 2563
มติการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2563 (ครั้งที่ 152)
วันศุกร์ที่ 25 ธันวาคม พ.ศ. 2563 เวลา 13.30 น.
1. แนวทางการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568
2. แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
3. แนวทางการกำหนดมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับประชาชน
ผู้มาประชุม
นายกรัฐมนตรีพลังงาน ประธานกรรมการ
(พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 แนวทางการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2559 – 2563 ต่อมาเมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 กพช. ได้เห็นชอบหลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ที่ กพช. ได้มีมติไว้เมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2558 สำหรับใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2561 – 2563
2. กระทรวงพลังงานมีการทบทวนนโยบายการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยทุก 5 ปี เพื่อให้สอดคล้องกับสภาพเศรษฐกิจ สังคม และเทคโนโลยีที่เปลี่ยนแปลงไป รวมทั้งสอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานด้านไฟฟ้าของประเทศ โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) อยู่ระหว่างการจัดทำร่างนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 ทั้งนี้ จากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) ส่งผลให้แผนรับฟังความคิดเห็นของผู้มีส่วนได้ส่วนเสียได้เลื่อนมาเริ่มดำเนินการเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2563 และกระทบต่อการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 – 2568 ทำไม่สามารถประกาศใช้ได้ทันภายในวันที่ 1 มกราคม 2564 อย่างไรก็ตาม สนพ. คาดว่าจะจัดทำร่างนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จ และนำเสนอ กพช. พิจารณาภายในไตรมาสที่ 1 ของปี 2564 และมอบให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2564 – 2568 ให้แล้วเสร็จภายในปี 2564 ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ต่อไป ทั้งนี้ ช่วงเปลี่ยนผ่านนโยบายดังกล่าว กกพ. จะยังคงใช้หลักเกณฑ์ตามนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2558 ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 ธันวาคม 2562 เพื่อใช้กำกับอัตราค่าไฟฟ้าไปพลางก่อน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2561 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเห็นชอบกรอบแนวคิดในการดำเนินโครงการโซลาร์ภาคประชาชน ระยะที่ 1 ตามที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เสนอ ดังนี้ (1) กลุ่มเป้าหมายเป็นภาคครัวเรือน (ผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านที่อยู่อาศัย ติดตั้งน้อยกว่า 10 kVA หรือกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 kWp) สามารถติดแผงโซลาร์บนหลังคาเพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าใช้เองเป็นหลักและขายไฟฟ้าส่วนที่เหลือจากการใช้เข้าสู่ระบบได้ (2) ปริมาณรับซื้อไม่เกิน 100 MWp โดยแบ่งพื้นที่เป็นการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) 30 เมกะวัตต์ (MW) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) 70 MW ในปี 2562 (3) ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินในอัตราไม่เกิน 1.68 บาท/kWh ซึ่งเป็นอัตราต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (Short Run Marginal Cost: SRMC) ตามข้อมูลของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ (4) ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี โดยให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 24 มกราคม 2562 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 (PDP 2018) และมอบหมายให้ กบง. และ กกพ. ร่วมกันพิจารณาแนวทางดำเนินโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน ปีละ 100 MW ระยะเวลา 10 ปี ตั้งแต่ปี 2562 เป็นต้นไป ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มีนาคม 2563 และคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2563 ได้เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า ของประเทศไทย พ.ศ. 2561-2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) โดยปรับลดเป้าหมายการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในปี 2563 เหลือ 47 MW (เป้าหมายสะสมจำนวน 50 MW) และปี 2564 – 2567 เหลือปีละ 50 MW โดย ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2563 มีจำนวนไฟฟ้าที่จ่ายเข้าระบบแล้วประมาณ 2.2 MW คิดเป็นร้อยละ 4.4 ของเป้าหมาย 50 MW
3. เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2563 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา ตามที่ กกพ. ได้เสนอปรับปรุงให้ขยายผลไปยังกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการนำร่อง) และกำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าเข้าระบบของทุกกลุ่มไม่เกินอัตราต้นทุนการผลิตไฟฟ้าหน่วยสุดท้ายระยะสั้น (SRMC) เดิม ดังนี้ (1) เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคา เพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายแผน PDP 2018 Rev.1 ได้แก่ 1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย (โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาท/kWh เป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาท/kWh โดยให้อัตรามีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564 และ 2) กลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบในอัตรา 1.00 บาท/kWh เป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp แบ่งเป็นกลุ่มโรงเรียน 25 MWp และกลุ่มโรงพยาบาล 25 MWp โดยมีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 kWp แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป และ (2) ในกรณีการลงทุนโดยภาครัฐในส่วนของกลุ่มโรงเรียนและโรงพยาบาล มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานรับไปหารือกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณาปรับปรุงกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาสามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม ทั้งนี้ มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาเพื่อให้เป็นไปตามเป้าหมายแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 ฉบับปรับปรุงครั้งที่ 1 (PDP 2018 Rev.1) ดังนี้
(1) กลุ่มบ้านอยู่อาศัย (โครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชน) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาท/kWh มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี และโครงการพลังงานแสงอาทิตย์โซลาร์ภาคประชาชนที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือได้เริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว ให้ใช้ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 2.20 บาท/kWh โดยให้อัตรามีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2564
(2) กลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร (โครงการนำร่อง) ปี 2564 ราคารับซื้อไฟฟ้าส่วนเกินที่จำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ในอัตรา 1.00 บาท/kWh มีเป้าหมายการรับซื้อ 50 MWp แบ่งเป็นกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา 20 MWp กลุ่มโรงพยาบาล 20 MWp และกลุ่มสูบน้ำเพื่อการเกษตร 10 MWp โดยมีกำลังผลิตติดตั้งมากกว่า 10 kWp แต่น้อยกว่า 200 kWp ระยะเวลารับซื้อ 10 ปี
ทั้งนี้ มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
2. ในกรณีการลงทุนโดยภาครัฐในส่วนของกลุ่มโรงเรียน สถานศึกษา โรงพยาบาล และสูบน้ำเพื่อการเกษตร มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานรับไปหารือกับกระทรวงการคลังและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง พิจารณาปรับปรุงกฎหมาย และกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์แบบติดตั้งบนหลังคาสามารถดำเนินการได้อย่างเป็นรูปธรรม
เรื่องที่ 3 แนวทางการกำหนดมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับประชาชน
สรุปสาระสำคัญ
1. การกำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตแต่ละประเภทของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ต้องอยู่ภายใต้นโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงานที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ให้ความเห็นชอบ ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 64 ซึ่งกำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานโดยความเห็นชอบของ กพช. กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน อย่างไรก็ตาม ปัจจุบันมีการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID - 19) ระลอกใหม่ ซึ่งอาจทำให้ไม่สามารถดำเนินการประชุม กพช. เพื่อพิจารณามาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากการแพร่ระบาดของโรคดังกล่าวเพื่อให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ได้
2. กระทรวงพลังงานจึงเสนอแนวทางการกำหนดมาตรการช่วยเหลือค่าไฟฟ้าสำหรับประชาชน โดยเห็นควรมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากการแพร่ระบาดของโรค COVID – 19
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการของผู้รับใบอนุญาตสำหรับมาตรการช่วยเหลือด้านพลังงานไฟฟ้าสำหรับประชาชนที่ได้รับผลกระทบจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรค COVID – 19 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในทางปฏิบัติต่อไป ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงผลกระทบต่อหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและฐานะการเงินของการไฟฟ้าด้วย