![Super User](http://www.gravatar.com/avatar/8f29cc35bfcee5e137109c704783b4c7?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
Super User
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงชีวภาพ 10 - 16 มกราคม 2565
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 3 - 9 มกราคม 2565
แผนขับเคลื่อนสมาร์ทกริด
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคาประกวดราคาจ้างโครงการประชาสัมพันธ์เทคโนโลยีพลังงาน ด้วยวิธีประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์ (e-bidding)
ประกาศผู้ชนะการเสนอราคา จ้างซ่อมรถยนต์ส่วนกลาง หมายเลขทะเบียน ชศ9860 ของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน จำนวน 1 งาน โดยวิธีเฉพาะเจาะจง
ราคาน้ำมันเฉลี่ยในอาเซียน
กบง.ครั้งที่ 16/2564 (ครั้งที่ 38) วันพฤหัสบดีที่ 30 ธันวาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 16/2564 (ครั้งที่ 38)
วันพฤหัสบดีที่ 30 ธันวาคม พ.ศ. 2564
แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 แนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในปัจจุบันปรับตัวเพิ่มขึ้นในระดับสูง เนื่องจากปริมาณสำรองก๊าซธรรมชาติในทวีปยุโรปที่เหลือเพียงร้อยละ 57 และประเทศรัสเซียต้องการสำรองก๊าซธรรมชาติเพื่อใช้ในประเทศเพิ่มขึ้นเนื่องจากสภาพอากาศที่หนาวเย็น จึงลดการส่งออกก๊าซธรรมชาติทางท่อมายังยุโรป ประกอบกับแรงกดดันทางการเมืองระหว่างประเทศรัฐเซียกับประเทศยูเครน ส่งผลให้สหภาพยุโรป และสหรัฐอเมริกาอาจมีมติคว่ำบาตรท่อส่งก๊าซธรรมชาติ Nord Stream 2 ซึ่งสร้างจากประเทศรัฐเซียไปยังประเทศเยอรมัน ปัจจัยดังกล่าวเป็นปัจจัยสำคัญที่ทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติในยุโรปปรับเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ และส่งผลให้ราคา Asian Spot LNG ปรับตัวสูงขึ้นตามอย่างต่อเนื่อง ทั้งนี้ จากประมาณการณ์แนวโน้มราคา LNG พบว่าตลาดมีแนวโน้มตึงตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากประเทศต่างๆ มีแนวโน้มจัดการการแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ได้ดีขึ้นส่งผลให้มีการเติบโตทางเศรษฐกิจ รวมทั้งประเทศผู้ซื้อรายใหญ่โดยเฉพาะประเทศจีนมีนโยบายอนุรักษ์สิ่งแวดล้อมโดยส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติและ LNG ทดแทนการใช้ถ่านหิน ทำให้มีความต้องการใช้ LNG สูงขึ้น ในขณะที่ตลาดมีอุปทานจากโครงการผลิต LNG จำกัด เนื่องจากมีการลงทุนก่อสร้างโครงการผลิตใหม่ลดลง จึงคาดว่าราคา LNG จะมีแนวโน้มสูงขึ้นจนถึงปี 2568 หรือปี 2569 ด้านแนวโน้มราคาน้ำมันดิบยังคงทรงตัวในระดับสูงเนื่องจากความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นในช่วงฤดูหนาว โดยหลายประเทศในยุโรปเปลี่ยนมาใช้น้ำมันเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าแทนก๊าซธรรมชาติซึ่งมีราคาสูง ประกอบกับอุปทานน้ำมันดิบมีแนวโน้มตึงตัวต่อเนื่อง หลังกลุ่มโอเปคและพันธมิตร (โอเปคพลัส) ปรับเพิ่มกำลังการผลิตน้ำมันดิบน้อยกว่าข้อตกลงเนื่องจากหลายประเทศไม่สามารถผลิตได้ตามเป้าหมาย อย่างไรก็ดี ความต้องการใช้น้ำมันยังคงได้รับแรงกดดันจากมาตรการจำกัดการเดินทางจากการแพร่ระบาดของโรค COVID-19 สายพันธุ์โอมิครอนที่แพร่ระบาดอย่างรวดเร็วในหลายประเทศ ด้านสถานการณ์การผลิตก๊าซธรรมชาติในประเทศไทย ของแหล่งเอราวัณช่วงเปลี่ยนผ่านพบว่า บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (PTTEP ED) ผู้รับสัญญาสัมปทานคาดการณ์ว่าระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ณ สิ้นอายุสัมปทาน (Exit Rate) อาจอยู่ที่ประมาณ 425 ถึง 500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน โดยกรณีที่ผู้รับสัญญาสามารถดำเนินการติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมได้หลังจากวันที่ 24 เมษายน 2565 เป็นต้นไป จะทำให้ไม่สามารถผลิตก๊าซธรรมชาติที่ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เป็นระยะเวลาประมาณ 24 เดือน
2. กระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการ ดังนี้ (1) เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 ถึงปี 2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านต้นต่อปี ตามลำดับ โดยในการประชุมผู้บริหารระดับสูงกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 17 สิงหาคม 2564 รองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้มอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) เร่งทบทวนและจัดทำแผนการบริหารจัดการการจัดหาแหล่งก๊าซธรรมชาติกลุ่มเอราวัณ (แปลง G1/61) ต่อมาเมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2564 บริษัท เชฟรอนประเทศไทยสำรวจและผลิต จำกัด (เชฟรอนประเทศไทย) และ PTTEP ED ได้ลงนามข้อตกลงการเข้าพื้นที่ระยะที่ 2 (Site Access Agreement 2: SAA2) ข้อตกลงการเข้าพื้นที่เพื่อดำเนินกิจกรรมการรื้อถอนสิ่งติดตั้ง (Asset Retirement Access Agreement: ARAA) และข้อตกลงการถ่ายโอนการดำเนินงาน (Operations Transfer Agreement: OTA) โดยการเจรจาลงนามในข้อตกลงดังกล่าวที่ล่าช้าส่งผลให้ปัจจุบันผู้รับสัญญายังไม่ได้ดำเนินการเข้าพื้นที่เพื่อติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุม จึงคาดว่าจะส่งผลให้ความสามารถในการผลิตก๊าซธรรมชาติแปลง G1/61 ช่วงต้นสัญญาแบ่งปันผลผลิตต่ำกว่า 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2564 ชธ. และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้เสนอการทบทวนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในปี 2565 ถึงปี 2567 ต่อ กบง. พิจารณา โดย กบง. ได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปีดังกล่าวที่ 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG และกำกับดูแลต่อไป และเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2564 ปลัดกระทรวงพลังงาน ได้ประชุมหารือกับ ชธ. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) สํานักงานคณะกรรมการกํากับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ ปตท. เพื่อติดตามความคืบหน้าการดำเนินการตามข้อสั่งการของรองนายกรัฐมนตรีและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานในการพิจารณาแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติในช่วงเปลี่ยนผ่าน
3. กระทรวงพลังงานได้เสนอแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เพื่อให้การผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ แปลง G1/61 ช่วงเปลี่ยนผ่านมีความต่อเนื่อง ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ ดังนี้ แนวทางที่ 1 จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซที่มีศักยภาพ ได้แก่ (1) แหล่งอาทิตย์ ปริมาณ 63 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2567 โดยได้เสนอคณะกรรมการปิโตรเลียมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 (2) แปลง B8/32 ปริมาณ 16 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนพฤษภาคม 2568 โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามในการกำหนดราคาก๊าซเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2564 (3) พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) แปลง B-17&C-19 และแปลง B-17-01 ปริมาณ 33 MMSCFD ระยะเวลาเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2572 และแปลง A-18 ปริมาณ 50 MMSCFD ระยะเวลาปี 2565 โดยอยู่ระหว่างการเจรจากับผู้ขายเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ แนวทางที่ 2 การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 ซึ่งคาดว่าจะสามารถผลิตไฟฟ้าได้ 2,197 ล้านหน่วยต่อปี ลดปริมาณการใช้ LNG จากการนำเข้า Spot LNG ในปี 2565 ประมาณ 0.282 ล้านตันต่อปี แนวทางที่ 3 รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล ซึ่งปัจจุบันกลุ่ม SPP ชีวมวล มีกำลังผลิตเหลือ 455 เมกะวัตต์ แบ่งเป็นประเภทสัญญา Firm 20 ราย จำนวน 151 เมกะวัตต์ และประเภทสัญญา Non-Firm 20 ราย จำนวน 305 เมกะวัตต์ คาดว่าจะผลิตไฟฟ้าได้ประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี (PF ร้อยละ 50) ทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 0.225 ล้านตันต่อปี อย่างไรก็ตาม ในการผลิตจริงอาจไม่สามารถดำเนินการได้ทั้งหมดเนื่องจากขึ้นอยู่กับปริมาณเชื้อเพลิงที่ผันแปรตามฤดูกาล และศักยภาพระบบส่งไฟฟ้าที่มีข้อจำกัด โดยควรมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม แนวทางที่ 4 เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า คาดว่าจะทดแทนการนำเข้า Spot LNG ประมาณ 1.59 ล้านตันต่อปี ทั้งนี้ มาตรการดังกล่าวขึ้นอยู่กับ Generation Mix หรือศักยภาพของระบบส่งที่รองรับและความเพียงพอของการจัดหาเชื้อเพลิงตามฤดูกาล และแนวทางที่ 5 รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) เช่น เร่งรัดการจ่ายไฟฟ้าโครงการโรงไฟฟ้าน้ำงึม 3 ซึ่งมีกำหนดเงื่อนไขการเกิดการซื้อขายไฟฟ้าก่อนกำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Unit Operation Period) กลางปี 2566
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยเบื้องต้นเห็นชอบแนวทางตามข้อ 2 และข้อ 3 นอกจากนั้นอาจเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม
2. เห็นชอบการเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ หน่วยที่ 8 ไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 และมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป
3. เห็นชอบรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล โดยมอบหมายให้ กกพ. ไปดำเนินการต่อไป
4. เห็นชอบให้เสนอคณะกรรมนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และมอบหมายคณะกรรมการ นโยบายบริหารพลังงาน (กบง.) พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ให้มีผลในทางปฏิบัติต่อไป
5. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 เสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 15/2564 (ครั้งที่ 37) วันพฤหัสบดีที่ 23 ธันวาคม พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 15/2564 (ครั้งที่ 37)
วันพฤหัสบดีที่ 23 ธันวาคม พ.ศ. 2564
1. การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
2. ข้อเสนอการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7
4. สถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณ และการทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565
5. แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 กันยายน 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม และขยายระยะเวลาคงราคาขายส่งออกไปอีก 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณา และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซ LPG ของ กบง. (2) มอบหมายให้สำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) ประสานสำนักงานสภาพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) เพื่อขอรับการสนับสนุนให้ใช้จ่ายจากเงินกู้ตามพระราชกำหนดให้อำนาจกระทรวงการคลังกู้เงินเพื่อแก้ไขปัญหาเศรษฐกิจและสังคม จากการระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 เพิ่มเติม พ.ศ. 2564 ตามขั้นตอนของระเบียบที่เกี่ยวข้อง สำหรับชดเชยราคาขายปลีก LPG ระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 โดย สกนช. ได้ดำเนินการ ขอรับการสนับสนุนงบประมาณโครงการการช่วยเหลือราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ภาคครัวเรือน ระยะเวลา 3 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2564 ถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2564 ซึ่ง สศช. อยู่ระหว่างการพิจารณาสนับสนุนงบประมาณดังกล่าว
2. สถานการณ์ก๊าซ LPG ในเดือนธันวาคม 2564 มีดังนี้ ปริมาณการผลิตภายในประเทศอยู่ที่ประมาณ 475,780 ตัน ความต้องการใช้ภายในประเทศคาดว่าลดลงเล็กน้อย เนื่องจากความต้องการในภาค ปิโตรเคมีลดลง โดยอยู่ที่ประมาณ 491,830 ตัน การนำเข้าคาดว่าเป็นการนำเข้ามาเพื่อจำหน่ายในประเทศประมาณ 40,000 ตัน การส่งออกคาดว่าส่งออกจากโรงกลั่นประมาณ 16,795 ตัน และการส่งออกจากการนำเข้าประมาณ 11,200 ตัน ทั้งนี้ ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลก (CP) เดือนธันวาคม 2564 อยู่ที่ 772.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 77.50 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย เมื่อวันที่ 1 ธันวาคม 2564 ถึงวันที่ 13 ธันวาคม 2564 อยู่ที่ 663.94 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน 142.48 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ทั้งนี้ จากราคาก๊าซ LPG Cargo เฉลี่ย 2 สัปดาห์ และค่าใช้จ่ายนำเข้า (X) ที่ปรับตัวลดลง ทำให้ราคานำเข้าก๊าซ LPG ที่ใช้คำนวณราคา ณ โรงกลั่น ช่วงวันที่ 14 ธันวาคม 2564 ถึงวันที่ 27 ธันวาคม 2564 ปรับตัวลดลง 93.4889 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน และจากอัตราแลกเปลี่ยนที่อ่อนค่าลง 0.7490 บาทต่อเหรียญสหรัฐฯ ส่งผลให้ราคา ณ โรงกลั่น ที่อ้างอิงราคานำเข้าซึ่งเป็นราคาซื้อตั้งต้นของก๊าซ LPG (Import Parity) ปรับตัวลดลง 2.5412 บาทต่อกิโลกรัม จากเดิม 27.6227 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 25.0815 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงปรับลดการจ่ายเงินชดเชยจาก 15.6339 บาทต่อกิโลกรัม เป็น 13.0927 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG บรรจุถัง ขนาด 15 กิโลกรัม อยู่ที่ 318 บาท
3. เมื่อวันที่ 29 พฤศจิกายน 2564 กบน. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาเสถียรภาพราคาก๊าซ LPG โดยให้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชีก๊าซ LPG ติดลบได้ไม่เกิน 23,000 ล้านบาท ทั้งนี้ ให้โอนเงินในส่วนของบัญชีของน้ำมันสำเร็จรูปไปใช้ในบัญชีกลุ่มก๊าซ LPG และให้โอนคืนบัญชีน้ำมันสำเร็จรูปในภายหลัง โดย ณ วันที่ 12 ธันวาคม 2564 กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะกองทุนสุทธิ ติดลบ 1,633 ล้านบาท แยกเป็นบัญชีน้ำมัน 20,198 ล้านบาท บัญชีก๊าซ LPG ติดลบ 21,831 ล้านบาท ทั้งนี้ ในส่วนการผลิตและจัดหา (กองทุนน้ำมันฯ #1) มีรายรับ 2,088 ล้านบาทต่อเดือน และในส่วนการจำหน่ายภาคเชื้อเพลิง (กองทุนน้ำมันฯ #2) มีรายจ่าย 3,775 ล้านบาทต่อเดือน ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนบัญชี LPG มีรายจ่าย 1,687 ล้านบาทต่อเดือน
4. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนพฤศจิกายน 2564 ถึงเดือนธันวาคม 2564 ราคา LPG Cargo ปรับลดลงประมาณ 164 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน จาก 847 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เป็น 683 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน เนื่องจากกลุ่มประเทศโอเปคและพันธมิตร (โอเปคพลัส) ได้ยืนยันแผนการปรับเพิ่มการผลิตน้ำมันดิบ ทำให้ปริมาณคงคลังของ Saudi Aramco อยู่ในระดับสูงขึ้น อีกทั้ง สหรัฐอเมริกา และจีน มีการนำน้ำมันดิบจากคลังสำรองปิโตรเลียมทางยุทธศาสตร์ออกมาใช้จึงส่งผลให้ราคาบิวเทนปรับตัวลดลง ประกอบกับสภาพอากาศในฤดูหนาวของสหรัฐอเมริกาและญี่ปุ่นไม่หนาวเย็นตามที่คาดการณ์ไว้ นอกจากนี้ ปริมาณก๊าซ LPG คงคลังของประเทศญี่ปุ่น เกาหลีใต้ ไต้หวัน และจีน มีปริมาณเพียงพอสำหรับใช้ในฤดูหนาว รวมทั้งประเทศอินเดียมีการนำเข้าก๊าซ LPG ลดลง ในขณะที่มีการผลิตปริมาณสูง
5. ปัจจุบัน สศช. อยู่ระหว่างการพิจารณางบประมาณสนับสนุนโครงการการช่วยเหลือราคาก๊าซ LPG ภาคครัวเรือน และรัฐบาลยังคงเฝ้าระวังสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ดังนั้น เพื่อบรรเทาภาระค่าครองชีพของประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดดังกล่าว ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอเสนอให้คงราคาขายปลีก LPG ออกไปอีก 1 เดือน ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มกราคม 2565 และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อ กบง. พิจารณาอีกครั้ง ทั้งนี้ การคงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG ซึ่งปัจจุบันมีรายจ่ายประมาณ 1,687 ล้านบาทต่อเดือน คาดว่าจะใช้ได้อีกประมาณ 0.7 เดือน ถึงเดือนมกราคม 2565 อย่างไรก็ดี กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในส่วนของบัญชี LPG อาจจะไม่สามารถรองรับภาระการชดเชยราคา LPG ตามกรอบวงเงินที่ กบน. กำหนดให้ใช้ได้ไม่เกิน 23,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้
1.1 ให้คงราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ซึ่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มที่ 14.3758 บาทต่อกิโลกรัม โดยมีกรอบเป้าหมายเพื่อให้ราคาขายปลีก LPG อยู่ที่ประมาณ 318 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม โดยขยายระยะเวลาต่อไปอีก 1 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 - 31 มกราคม 2565
1.2 มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามสถานการณ์ราคา LPG แล้วนำเสนอแนวทางการปรับขึ้นราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น LPG ต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาอีกครั้ง
2. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.)เพื่อพิจารณาบริหารจัดการเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้สอดคล้องกับการทบทวนการกำหนดราคา LPG ต่อไป
เรื่องที่ 2 ข้อเสนอการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 พฤศจิกายน 2564 กลุ่มผีเสื้อกระพือปีก ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน โดยขอให้กระทรวงพลังงานจัดการประชุมคณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม เพื่อเร่งแก้ปัญหาให้ประชาชนต่อมา เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2564 คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรมได้จัดประชุมคณะทำงานย่อย เพื่อพิจารณาข้อเสนอของภาคประชาชน ดังนี้ (1) ให้เผยแพร่ข้อมูลราคาน้ำมันอ้างอิงตลาดสิงคโปร์ (2) ให้แสดงโครงสร้างราคาน้ำมันเชื้อเพลิงทุกชนิดที่มีจำหน่ายในประเทศ และขอข้อมูลอัตราภาษี อัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และอัตราเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเชื้อเพลิงเกรดพรีเมียม (3) เสนอปรับค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงเฉลี่ยจากเดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 1.35 บาทต่อลิตร โดยตัดค่าขนส่งน้ำมันทางท่อกรุงเทพฯ ถึงศรีราชา 0.15 บาทต่อลิตร และตัดค่าลงทุนสถานีบริการ 0.49 บาทต่อลิตร ถึง 0.50 บาทต่อลิตร (4) กำหนดสัดส่วนค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 และผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันในอัตรา 1 : 2 และ (5) กำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงประกาศปรับราคาน้ำมันขายปลีกทุกวันจันทร์ โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังใน 1 สัปดาห์ของวันทำการซื้อขายน้ำมันสำเร็จรูปตลาดภูมิภาคเอเชีย โดยมีข้อเสนอการปรับค่าการตลาดรายชนิดน้ำมันจากมติ กบง. เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2563 เป็นตามข้อเสนอของภาคประชาชน ดังนี้ (1) เบนซิน 95 เดิม 2.45 บาทต่อลิตร เป็น 1.80 บาทต่อลิตร (2) แก๊สโซฮอล 91E10 เดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็น 1.30 บาทต่อลิตร (3) แก๊สโซฮอล 95E10 เดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็น 1.35 บาทต่อลิตร (4) แก๊สโซฮอล 95E20 เดิม 2.15 บาทต่อลิตร เป็น 1.50 บาทต่อลิตร (5) แก๊สโซฮอล 95E85 เดิม 3.65 บาทต่อลิตร เป็น 3.00 บาทต่อลิตร (6) ดีเซลหมุนเร็ว บี7 เดิม 1.65 บาทต่อลิตร เป็น 1.00 บาทต่อลิตร (7) ดีเซลหมุนเร็ว บี10 เดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็น 1.35 บาทต่อลิตร และ (8) ดีเซลหมุนเร็ว บี20 เดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็น 1.30 บาทต่อลิตร
2. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรมได้จัดประชุมคณะทำงานเทคนิค เพื่อพิจารณารายละเอียดข้อเสนอค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงของภาคประชาชน โดยมีข้อสรุป ดังนี้ (1) ไม่สามารถเผยแพร่ข้อมูลราคาน้ำมันอ้างอิงตลาดสิงคโปร์ (MOPS) ได้ เนื่องจากข้อมูลราคาน้ำมันอ้างอิงตลาดสิงคโปร์ที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ซื้อข้อมูลจากบริษัท Platts มีลิขสิทธิ์ และมีข้อบังคับตามกฎหมาย (2) ไม่เผยแพร่ข้อมูลโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันแก๊สโซฮอล เกรดพรีเมียม บนเว็บไซต์ สนพ. เนื่องจากน้ำมันเกรดพรีเมียมถือเป็นน้ำมันทางเลือก โดยมีอัตราภาษีและกองทุนต่าง ๆ เท่ากับน้ำมันเกรดธรรมดา (3) ข้อเสนอการปรับค่าการตลาดเฉลี่ยจากเดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 1.35 บาทต่อลิตร โดยตัดค่าขนส่งน้ำมันทางท่อกรุงเทพฯ ถึงศรีราชา 0.15 บาทต่อลิตร และตัดค่าลงทุนสถานีบริการ 0.49 บาทต่อลิตร ถึง 0.50 บาทต่อลิตร การกำหนดสัดส่วนค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 และผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันในอัตรา 1 : 2 และกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงประกาศปรับราคาน้ำมันขายปลีกทุกวันจันทร์ โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังใน 1 สัปดาห์ของวันทำการซื้อขายน้ำมันสำเร็จรูปตลาดภูมิภาคเอเชีย ที่ประชุมมอบหมายให้ สนพ. รับไปหารือกับผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงและผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันต่อไป
3. เมื่อวันที่ 2 ธันวาคม 2564 สนพ. ได้ประชุมหารือกับผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง และวันที่ 3 ธันวาคม 2564 ได้ประชุมหารือกับผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน โดยทั้ง 2 กลุ่มมีความเห็นต่อข้อเสนอของภาคประชาชน ดังนี้ ข้อเสนอที่ 1 การปรับค่าการตลาดเฉลี่ยจากเดิม 2.00 บาทต่อลิตร เป็นเฉลี่ย 1.35 บาทต่อลิตร โดยตัดค่าขนส่งน้ำมันทางท่อกรุงเทพฯ ถึงศรีราชา 0.15 บาทต่อลิตร และตัดค่าลงทุนสถานีบริการ 0.49 บาทต่อลิตร ถึง 0.50 บาทต่อลิตร ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงมีความเห็นว่า (1) ค่าการตลาดปัจจุบันในระดับ 2.00 บาทต่อลิตร เป็นค่าการตลาดที่ไม่สูงมากและอยู่ในระดับที่เหมาะสมที่ผู้ค้าสามารถประกอบธุรกิจต่อไปได้ เนื่องจากมีต้นทุนค่าใช้จ่ายเพิ่มสูงขึ้นเรื่อยมา (2) ค่าขนส่งน้ำมันทางท่อ กรุงเทพฯ ถึงศรีราชา เป็นค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริงที่ผู้ค้าต้องจ่ายให้กับบริษัทขนส่งน้ำมันทางท่อ จึงไม่สามารถตัดออกได้ และ (3) ค่าลงทุนสถานีบริการเป็นค่าใช้จ่ายจริง โดยปัจจุบันการลงทุนสถานีบริการน้ำมันมีหลายรูปแบบ ซึ่งรูปแบบที่ผู้ค้าน้ำมันเป็นผู้ลงทุน ไม่สามารถตัดออกได้ ด้านผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันมีความเห็นว่า (1) ปัจจุบันผู้ประกอบการได้ค่าการตลาดที่ระดับ 1.10 บาทต่อลิตร ซึ่งเป็นค่าการตลาดที่ไม่สูงมาก (2) ผู้ประกอบการมีค่าลงทุนสถานีบริการน้ำมันขนาดใหญ่ กลาง เล็ก เฉลี่ยอยู่ที่ 35 ล้านบาทต่อสถานี จึงไม่สามารถตัดออกได้ และ (3) ควรมีการศึกษาเรื่องค่าการตลาดน้ำมันที่เหมาะสม ข้อเสนอที่ 2 การกำหนดสัดส่วนค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงตามมาตรา 7 และผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันในอัตรา 1 : 2 ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงมีความเห็นว่า (1) ผู้ค้าน้ำมันแต่ละรายมีโครงสร้างของตัวแทนจำหน่ายน้ำมัน และมีต้นทุนในการประกอบธุรกิจที่แตกต่างกัน จึงไม่สามารถกำหนดอัตราส่วนตามที่กำหนดได้ (2) ปัจจุบันผู้ค้าน้ำมันได้ให้ค่าการตลาดแก่ตัวแทนจำหน่ายน้ำมันในอัตราเหมาะสมที่สามารถประกอบธุรกิจสถานีบริการได้ ด้านผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันมีความเห็นว่า (1) หากกำหนดค่าการตลาดที่ระดับ 1.35 บาทต่อลิตร และกำหนดส่วนแบ่งค่าการตลาดตามข้อเสนอของภาคประชาชน ผู้ประกอบการจะได้รับค่าการตลาดที่ 0.90 บาทต่อลิตร ซึ่งไม่เพียงพอต่อค่าใช้จ่าย ข้อเสนอที่ 3 การกำหนดให้ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงประกาศปรับราคาน้ำมันขายปลีกทุกวันจันทร์ โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังใน 1 สัปดาห์ของวันทำการซื้อขายน้ำมันสำเร็จรูปตลาดภูมิภาคเอเชีย ผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงมีความเห็นว่า ราคาน้ำมันตลาดโลกปัจจุบันมีความผันผวนมาก ประกอบกับน้ำมันเชื้อเพลิงที่จำหน่ายในประเทศมิได้เป็นสินค้าควบคุมราคา ดังนั้น การกำหนดให้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันสัปดาห์ละ 1 ครั้ง จะทำให้ผู้ค้าน้ำมันไม่สามารถสะท้อนต้นทุนน้ำมันที่แท้จริง ด้านผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันมีความเห็นว่า เป็นข้อเสนอที่สามารถนำมาปฏิบัติได้ แต่อาจเกิดการไม่ยอมรับหากมีกรณีที่ต้องปรับขึ้นราคาน้ำมันเฉลี่ย 2 บาทต่อลิตรต่อสัปดาห์ ในคราวเดียว ทั้งนี้ ทั้งผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิงและผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมันมีความเห็นตรงกันว่า(1) กรณีที่ต้นทุนน้ำมันตลาดโลกสูงกว่าราคาขายปลีกหน้าสถานีบริการ หรือกรณีที่ราคาน้ำมันเฉลี่ยปรับลดลง 2 บาทต่อลิตรต่อสัปดาห์ อาจทำให้เกิดปัญหาผู้ค้าน้ำมันไม่ส่งน้ำมันไปจำหน่ายที่สถานีบริการเนื่องจากภาวะขาดทุน (2) อาจทำให้เกิดภาวะขาดแคลนน้ำมันจำหน่ายที่สถานีบริการ และส่งผลกระทบโดยตรงต่อผู้บริโภค (3) เห็นว่าการประกาศปรับราคาน้ำมันขายปลีกในปัจจุบันมีความเหมาะสมแล้ว ต่อมา เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564 คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรมได้จัดการประชุมคณะทำงานย่อย โดยที่ประชุมได้รับทราบผลการประชุมของคณะทำงานเทคนิค เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 และผลการประชุมหารือกับผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง และผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน ทั้งนี้ ผู้แทนภาคประชาชนมีความเห็นว่าน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นสินค้าควมคุมตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 จึงขอให้กระทรวงพลังงานกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 ไม่ให้เกิน 1.85 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563 และค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ให้เกิน 1.40 บาทต่อลิตร ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ซึ่งกระทรวงพลังงานได้รับข้อเสนอการกำกับดูแลค่าการตลาดดังกล่าวเพื่อนำเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป
4. ฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ปัจจุบันการค้าน้ำมันเชื้อเพลิงของไทยเป็นกลไกตลาดเสรี โดยกระทรวงพลังงานทำหน้าที่ติดตามราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงให้เหมาะสมตามหลักเกณฑ์โครงสร้างราคาขายปลีกและค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงที่เหมาะสม ทั้งนี้ การติดตามค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงใช้หลักการพิจารณาค่าการตลาดเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของทุกผลิตภัณฑ์ ซึ่งค่าการตลาดเฉลี่ยตามมติ กบง. อยู่ที่ 2.00 บาทต่อลิตร โดยมีกรอบบวกหรือลบ 0.40 บาทต่อลิตร (อยู่ระหว่าง 1.60 บาทต่อลิตร ถึง 2.40 บาทต่อลิตร) ดังนั้น หากจะดำเนินการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 ไม่ให้เกิน 1.85 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ให้เกิน 1.40 บาทต่อลิตร โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2565 ถึงวันที่ 31 มีนาคม 2565 ตามข้อเสนอของภาคประชาชน สามารถดำเนินการได้ 3 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 กบง. ประกาศราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ทุกสัปดาห์ โดยอาศัยอำนาจตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 15/2562 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้กระทรวงพาณิชย์ดำเนินการควบคุมราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ตามพระราชบัญญัติว่าด้วยราคาสินค้าและบริการ พ.ศ. 2542 อย่างไรก็ดี การดำเนินการดังกล่าวจะทำให้กระทรวงพลังงานกลับไปควบคุมราคาขายปลีกของน้ำมันทั้ง 2 ชนิด ซึ่งอาจขัดกับหลักการค้าเสรี แนวทางที่ 2 ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงบริหารจัดการให้ค่าการตลาดของน้ำมันทั้ง 2 ชนิด ไม่เกินค่าที่กำหนด และแนวทางที่ 3 ขอความร่วมมือผู้ค้าน้ำมันปรับเพิ่มหรือลดราคาขายปลีก ให้ค่าการตลาดของน้ำมันทั้ง 2 ชนิดไม่เกินค่าที่กำหนด
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการประชุมหารือของคณะทำงานย่อย ภายใต้คณะทำงานเพื่อพลังงานที่เป็นธรรม เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2564
2. รับทราบข้อเสนอของฝ่ายเลขานุการฯ ในการดำเนินการตามข้อเสนอของภาคประชาชนที่เสนอให้มีแนวทางการกำกับดูแลค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล 95E10 ไม่ให้เกิน 1.85 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ให้เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ประสานกรมการค้าภายใน กระทรวงพาณิชย์ สำนักงานคณะกรรมการคุ้มครองผู้บริโภค (สคบ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง หารือแนวทางการกำกับดูแลการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของผู้ประกอบการสถานีบริการน้ำมัน เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมกับทุกภาคส่วน รวมทั้งศึกษาแนวทางอื่นเพิ่มเติมในการกำกับดูแลค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิง และเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) พิจารณากำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) (Regulated Market) และนำเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. ก่อนประกาศเป็นหลักเกณฑ์ให้ผู้ประกอบการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) นำไปใช้ในการจัดหาต่อไป และหลังจากที่การเจรจาสัญญามีข้อยุติให้นำสัญญาซื้อขาย LNG เสนอต่อ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการ
2. สนพ. และสำนักงาน กกพ. ได้ร่วมกันจัดจ้างมหาวิทยาลัยเชียงใหม่ศึกษาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark โดยศึกษาวิธีการกำหนดราคา LNG และสูตรในสัญญาระยะยาวของต่างประเทศ โดยเฉพาะประเทศในภูมิภาคเอเชียพบว่า ปัจจุบันมีการใช้สูตรราคา LNG หลากหลายรูปแบบ ได้แก่ รูปแบบอ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil-linked) รูปแบบอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (Gas-linked) รูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ (Hybrid oil gas linked) และอื่น ๆ โดยมีสมการกำหนดราคา LNG ทั้งแบบเส้นตรง (Linear formula) ซึ่งมีข้อเสีย คือ ผู้ซื้อก๊าซจะค่อนข้างได้เปรียบ เนื่องจากหากราคาน้ำมันต่ำราคาก๊าซก็จะต่ำตามไปด้วย ในขณะที่หากราคาน้ำมันสูงขึ้นราคาก๊าซจะขึ้นในอัตราที่ต่ำกว่าเมื่อเทียบค่าความร้อนที่เท่ากัน และสมการแบบ S-Curve (S-Curve formula) ซึ่งคิดค้นขึ้นเพื่อความเป็นธรรมแก่ทั้งฝ่ายผู้ซื้อและผู้ขาย LNG มากขึ้น ทั้งนี้ การกำหนดราคานำเข้า LNG ของประเทศไทยปัจจุบันดำเนินการโดยบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) โดยรูปแบบสัญญาระยะยาวกำหนดให้เป็นสัดส่วนอ้างอิงกับดัชนีแบบถ่วงน้ำหนักระหว่างราคานำเข้านํ้ามันดิบเฉลี่ยของประเทศญี่ปุ่นในแต่ละเดือน (Japan Crude Cocktail: JCC) และราคาเนื้อก๊าซที่ส่งผ่านท่อก๊าซในตลาดภูมิภาคอเมริกาเหนือที่ยังไม่ได้รวมค่าเปลี่ยนสถานะก๊าซเป็นของเหลวและค่าขนส่ง (Henry Hub: HH) โดยแต่ละสัญญามีรูปแบบการกำหนดราคาแตกต่างกัน ขึ้นอยู่กับการเจรจารายละเอียดสัญญากับแต่ละบริษัท ซึ่งมีทั้งรูปแบบ Oil-linked และ Hybrid ทั้งนี้ เมื่อเปรียบเทียบราคารายเดือนของ JCC และ HH ย้อนหลัง พบว่า สัญญาของ ปตท. กับบริษัท Qatar Gas จะมีราคาสูงกว่าสัญญาฉบับอื่นอย่างชัดเจน โดยเฉพาะกรณีที่ดัชนี JCC มีราคาสูงกว่าจุดหักมุม (kink point) ที่ 70 ถึง 77 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู แต่กรณีที่ราคาดัชนี JCC ต่ำกว่าจุด kink point ราคาของสัญญาที่อ้างอิงราคาน้ำมัน และสัญญาในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาก๊าซและน้ำมันและมีจุดหักมุม จะไม่แตกต่างกันมากนักเนื่องจากไม่มีการนำดัชนี HH ถ่วงน้ำหนัก ดังนั้นการนำดัชนี HH ถ่วงน้ำหนักสามารถช่วยลดความผันผวนของราคาได้เมื่อราคาน้ำมันสูงกว่าจุด kink point
3. ประเทศไทยสามารถพิจารณากำหนดรูปแบบสมการในการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark ได้ 3 รูปแบบ ได้แก่ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil linked linear formula) (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (Gas linked linear formula) และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม (Hybrid oil gas linked formula with a kink point) โดยจากการวิเคราะห์ข้อดีและข้อเสียของสมการดังกล่าวพบว่า สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน มีการใช้งานอย่างแพร่หลายและเป็นที่ยอมรับของผู้นำเข้าและผู้ส่งออก แต่ไม่ได้สะท้อนตลาดของก๊าซตามหลัก Demand - Supply สมการรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ เป็นการกำหนดราคา LNG ที่สะท้อน Demand - Supply ในตลาดก๊าซธรรมชาติ แต่มีราคาผันผวนเนื่องจากผู้ส่งออกที่ใช้สมการดังกล่าวส่วนใหญ่อยู่ในทวีปอเมริกาซึ่งมีจำนวนน้อยกว่าแหล่งผลิตอื่น ๆ ส่วนสมการรูปแบบ Hybrid เป็นรูปแบบที่สามารถบริหารความเสี่ยงระหว่างราคาน้ำมันและราคาก๊าซธรรมชาติได้ดี ทั้งนี้ การประกาศหลักเกณฑ์ทางเลือกการกำหนดราคา LNG Benchmark ของประเทศไทยเป็นการประกาศในลักษณะ (1) เป็น Guideline สำหรับ Shippers ในการจัดหาสัญญาเพื่อนำมาเสนอหน่วยงานที่มีอำนาจพิจารณา (2) เป็น Upper Limit ของ slopes ในสูตรการจัดหา LNG ซึ่ง Shippers ต้องเสนอ slopes ในสัญญาที่ต่ำกว่า (3) สามารถจัดหาได้ทั้ง 3 รูปแบบ คือ Oil-Linked Gas-Linked และ Hybrid (4) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงจนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (5) มีการเปิด เงื่อนไข take or pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (6) หลีกเลี่ยงการประกาศหลักเกณฑ์การนำเข้า LNG ที่มีรายละเอียดทั้งหมดสู่สาธารณะ เนื่องจากอาจมีผลกระทบต่อการเจรจากับผู้ค้าทำให้สูญเสียอำนาจการต่อรองได้
4. เมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2564 กกพ. ได้พิจารณาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ โดยมีความเห็นให้ Shipper พิจารณาจัดหาสัญญาระยะกลางและสัญญาระยะยาวให้เหมาะสมกับโรงไฟฟ้าของตน เพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าให้น้อยที่สุด และเป็นไปตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 และเมื่อวันที่ 22 ธันวาคม 2564 กกพ. ได้ปรับปรุงหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ Brent หรือ JCC คือ PLNG = A x [Oil Marker] + B โดยเป็น Linear หรือ S-Curve (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ HH คือ PLNG = C x HH + D โดยเป็น Linear หรือ S-Curve และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม คือ PLNG = A x [Oil Marker] + B กรณี Oil Marker 70 $/barrelหรือ PLNG = 50%(A x [Oil Marker] + B) + 50%(C x HH + D) กรณี Oil Marker > 70$/barrel โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) การทำสัญญาเป็นแบบ Sales & Purchase Agreement (SPA) ในระยะสัญญาระยะกลาง-ระยะยาวที่เหมาะสม โดยหมายถึงระยะเวลาสัญญามากกว่า 5 ปีขึ้นไป (2) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงจนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (3) ผู้นำเข้าจะต้องมีการเปิดเงื่อนไข take-or-pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (4) เนื่องจากตลาด LNG ในระยะนี้มีความผันผวนและมีแนวโน้มเข้าสู่ภาวะตลาดของผู้ขาย (Seller’s Market) หากไม่สามารถจัดหา LNG โดยหลักเกณฑ์ราคานำเข้าดังกล่าวได้ ให้นำเสนอหลักเกณฑ์ราคาที่ดีที่สุดเพื่อให้พิจารณา
5. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 สนพ. และสำนักงาน กกพ. ได้นำเสนอคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เพื่อพิจารณาหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ และสมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบในหลักการการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market โดยมอบหมายให้สำนักงาน กกพ. กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีข้อเสนอการกำหนดหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market สำหรับสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง โดยมีรายละเอียด ดังนี้ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน โดยอ้างอิงราคาน้ำมันดิบ Brent หรือ JCC คือ PLNG = A x [Oil Marker] + B โดยเป็น Linear หรือ S-Curve (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ โดยอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ HH คือ PLNG = C x HH + D โดยเป็น Linear หรือ S-Curve และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม คือ PLNG = A x [Oil Marker] + B กรณี Oil Marker 70 $/barrel หรือ PLNG = 50%(A x [Oil Marker] + B) + 50%(C x HH + D) กรณี Oil Marker > 70$/barrelโดย PLNG คือ ราคานำเข้า LNG มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู A คือ Oil Marker Slopes สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx Oil Marker คือ ดัชนี JCC หรือ Brent เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4 B คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา HH คือ ดัชนี Henry Hub เฉลี่ยสามเดือนย้อนหลังในเดือนที่ n-2, n-3 และ n-4 C คือ HH Factor สำหรับปี 2565 ไม่เกิน xxx และ D คือ ค่าคงที่ ไม่เกิน xxx มีหน่วยเป็น ดอลลาร์สหรัฐต่อล้านบีทียู ขึ้นกับการเจรจา โดยมีเงื่อนไข ดังนี้ (1) การทำสัญญาเป็นแบบ Sales & Purchase Agreement (SPA) ในระยะสัญญาระยะกลางและ/หรือระยะยาวที่เหมาะสม โดยหมายถึงระยะเวลาสัญญาตั้งแต่ 5 ปีขึ้นไป (2) ระยะเวลาในการประกาศใช้ คือ 12 เดือน และอาจมีแก้ไข (revision) หากสถานการณ์มีการเปลี่ยนแปลงจนกระทบต่อการเจรจาจัดหา (3) ผู้นำเข้าจะต้องมีการเปิดเงื่อนไข take or pay ที่ยืดหยุ่นเพื่อประกอบการพิจารณา และ (4) เนื่องจากตลาด LNG ในระยะนี้มีความผันผวนและมีแนวโน้มเข้าสู่ภาวะ Seller’s Market หากไม่สามารถจัดหา LNG โดยหลักเกณฑ์ราคานำเข้าดังกล่าวได้ ให้นำเสนอหลักเกณฑ์ราคาที่ดีที่สุดต่อ กบง. พิจารณา
7. การประเมินผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยกำหนดสมมติฐานการนำเข้า LNG มาใช้เป็นเชื้อเพลิงสำหรับโรงไฟฟ้า 2 แห่ง ได้แก่ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) นำเข้า จำนวน 1.8 ล้านตันต่อปี และ Shipper รายใหม่ นำเข้าจำนวน 0.5 ล้านตันต่อปี โดยมีการส่งผ่านค่าไฟฟ้าผ่านค่า Ft และมีการปรับค่าสะสมที่เกิดขึ้นจากผลต่างระหว่างค่า Ft ที่คำนวณได้กับค่า Ft ที่เก็บจริง (Accumulate Factor: AF) ทั้งนี้ จากการวิเคราะห์กระทบต่อค่า Ft เฉลี่ยตั้งแต่ปี 2558 ถึงปี 2564 พบว่า การนำเข้า LNG ตามสูตรราคาในรูปแบบ Hybrid มีผลกระทบต่อค่า Ft ไม่มากนัก โดยทำให้ค่า Ft เฉลี่ยเพิ่มขึ้น 0.78 สตางค์ต่อหน่วย เมื่อเทียบกับสัญญาเดิม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Regulated Market) เป็น 3 รูปแบบ ได้แก่ (1) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาน้ำมัน (Oil linked linear formula) (2) สมการในรูปแบบเส้นตรงที่อ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติ (Gas linked linear formula) และ (3) สมการในรูปแบบ Hybrid ซึ่งอ้างอิงทั้งราคาน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ และมีจุดหักมุม (Hybrid oil gas linked formula with a kink point) และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อพิจารณาต่อไป
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG สำหรับกลุ่ม Regulated Market ต่อไป
เรื่องที่ 4 สถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณ และการทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มอบหมายให้บริษัท 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 และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้กำกับดูแล ต่อมา เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 กพช. ได้พิจารณาปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2564 ถึงปี 2566 และได้มีมติเห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2564 ถึงปี 2566 เท่ากับ 0.48 1.74 และ 3.02 ล้านตันต่อปี ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้ ชธ. และ ปตท. เสนอต่อ กบง. เพื่อพิจารณาทบทวน รวมทั้งมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการจัดสรรปริมาณการนำเข้า LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติในระยะที่ 2 คือ กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของ กกพ. (Regulated Market) และกลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) สำหรับสัญญาซื้อและขายก๊าซใหม่ (New Demand) และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าของผู้ประกอบการกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) รวมทั้งกำกับดูแลต่อไป
2. การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณมีการดำเนินการ ดังนี้ เมื่อวันที่30 พฤษภาคม 2559 กพช. ได้พิจารณาแนวทางการบริหารจัดการแหล่งก๊าซธรรมชาติที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ได้แก่ กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ และบงกช ตามที่ ชธ. เสนอ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานคัดเลือกผู้ดำเนินการโดยเปิดให้มีการประมูลแข่งขันยื่นข้อเสนอเป็นการทั่วไปล่วงหน้าก่อนที่สัมปทานจะสิ้นอายุ ต่อมา เมื่อวันที่ 24 เมษายน 2561 กระทรวงพลังงานออกประกาศเชิญชวนให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอ (Invitation for Proposal: IFP) ข้อกำหนด หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขในการยื่นคำขอการพิจารณาและการได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตแปลงสำรวจในทะเลอ่าวไทยหมายเลข G1/61 (กลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ) โดยต่อมา เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2561 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติให้ บริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเม้นท์ จำกัด (PTTEP ED) ร่วมกับ บริษัท เอ็มพี จี2 (ประเทศไทย) จำกัด เป็นผู้ได้รับสิทธิเป็นผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตในกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ (แปลง G1/61) ตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน โดยคำแนะนำของคณะกรรมการปิโตรเลียม และเมื่อวันที่ 25 กุมภาพันธ์ 2562 มีการลงนามในสัญญาแบ่งปันผลผลิตระหว่างกระทรวงพลังงานและผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิต ซึ่งตามประกาศเชิญชวนและสัญญาแบ่งปันผลผลิตดังกล่าวระบุให้ผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตมีหน้าที่ผลิตและขายก๊าซธรรมชาติให้ได้ปริมาณขั้นต่ำ 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMSCFD) ตั้งแต่วันที่ 24 เมษายน 2565 ถึงวันที่ 30 เมษายน 2575 โดยกระทรวงพลังงานคาดหวังให้ผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตดำเนินการต่าง ๆ ในช่วงเตรียมการ ซึ่งกิจกรรมหนึ่งคือการเจรจาข้อตกลงการเข้าพื้นที่กับผู้รับสัมปทานเพื่อดำเนินการติดตั้งแท่นหลุมผลิตและเจาะหลุมผลิตในช่วงเตรียมการ ซึ่งหมายถึงระยะเวลาตั้งแต่ลงนามสัญญาแบ่งปันผลผลิต จนถึงวันที่ 23 เมษายน 2565 อันเป็นเวลาสิ้นสุดสัมปทาน โดยมีเป้าหมายให้ได้ข้อตกลงเข้าพื้นที่ภายในเดือนพฤษภาคม 2562
3. ชธ. ได้กำกับการดำเนินงานระหว่างผู้รับสัมปทานและผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตในช่วงเปลี่ยนผ่านอย่างใกล้ชิด โดยผู้รับสัมปทานและผู้รับสัญญาแบ่งปันผลผลิตได้มีการเจรจาอย่างต่อเนื่อง และได้เห็นร่วมกันในการแบ่งข้อตกลงการเข้าพื้นที่เป็น 2 ฉบับ โดยเมื่อวันที่ 7 สิงหาคม 2562 ได้ลงนามข้อตกลงการเข้าพื้นที่ระยะที่ 1 ซึ่งมีผลใช้บังคับเมื่อวันที่ 1 มิถุนายน 2562 ทั้งนี้ เมื่อวันที่ 20 ธันวาคม 2564 ทั้งสองฝ่ายเพิ่งจะสามารถบรรลุและลงนามในข้อตกลงการเข้าพื้นที่ระยะที่ 2 (Site Access Agreement: SAA2) พร้อมข้อตกลงการเข้าพื้นที่เพื่อดำเนินกิจกรรมการรื้อถอนสิ่งติดตั้ง (Asset Retirement Access Agreement: ARAA) และข้อตกลงการถ่ายโอนการดำเนินงาน (Operations Transfer Agreement: OTA) ร่วมกัน ส่งผลให้จนถึงปัจจุบันผู้รับสัญญายังไม่ได้เข้าพื้นที่เพื่อติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุม ซึ่งจากความล่าช้าดังกล่าวคาดว่าจะส่งผลให้ความสามารถในการผลิตก๊าซธรรมชาติจากกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณในช่วงต้นสัญญาแบ่งปันผลผลิตต่ำกว่า 800 MMSCFD
4. การคาดการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณไตรมาสที่ 1 ปี 2565 ซึ่งเป็นช่วงท้ายของสัมปทาน คาดว่ากำลังการผลิตจะมีแนวโน้มลดลง ทั้งนี้ จากการคาดการณ์ของบริษัท ปตท.สผ. เอนเนอร์ยี่ ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด ณ เดือนตุลาคม 2564 พบว่า ระดับการผลิตก๊าซธรรมชาติ ณ สิ้นอายุสัมปทาน (Exit Rate) อาจอยู่ที่ประมาณ 425 MMSCFD ถึง 500 MMSCFD โดยกรณีที่ผู้รับสัญญาสามารถติดตั้งแท่นหลุมผลิต เชื่อมต่อท่อ และเจาะหลุมหลังจากวันที่ 24 เมษายน 2565 เป็นต้นไป จะทำให้อัตราการผลิตก๊าซธรรมชาติเดือนเมษายน 2565 ถึงเดือนเมษายน 2566 อยู่ที่ประมาณ 210 MMSCFD และจะค่อย ๆ เพิ่มอัตราการผลิตขึ้นจนถึง 800 MMSCFD ภายในเดือนเมษายน 2567 รวมระยะเวลาความไม่ต่อเนื่องในการจัดหาก๊าซธรรมชาติจากกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณประมาณ 24 เดือน ทั้งนี้ ปตท. ได้มีแนวทางบริหารจัดการลดผลกระทบจากความไม่ต่อเนื่องดังกล่าวเบื้องต้น ดังนี้ แนวทางที่ 1 จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซที่มีศักยภาพ ได้แก่ (1) แหล่งอาทิตย์ ปริมาณ 63 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนธันวาคม 2567 โดยได้เสนอคณะกรรมการปิโตรเลียมเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 (2) แปลง B8/32 ปริมาณ 16 MMSCFD ระยะเวลาเดือนพฤษภาคม 2565 ถึงเดือนพฤษภาคม 2568 โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามในการกำหนดราคาก๊าซเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2564 (3) พื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA) แปลง B-17&C-19 และแปลง B-17-01 ปริมาณ 33 MMSCFD ระยะเวลาเดือนกรกฎาคม 2565 ถึงเดือนกันยายน 2572 และแปลง A-18 ปริมาณ 50 MMSCFD ระยะเวลาปี 2565 โดยอยู่ระหว่างการเจรจากับผู้ขายเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ และแนวทางที่ 2 เรียกรับก๊าซธรรมชาติเต็มความสามารถตามสัญญาซื้อขายก๊าซ โดยคาดว่าจะเรียกรับได้เฉลี่ยประมาณ 100 MMSCFD ในปี 2565 ทั้งนี้ ในปี 2565 ถึงปี 2567 คาดว่าปริมาณการผลิตก๊าซธรรมชาติจากแหล่งเอราวัณจะอยู่ที่เฉลี่ยประมาณ 314 393 และ 753 MMSCFD ตามลำดับ อย่างไรก็ตาม คาดว่ายังมีความจำเป็นต้องนำเข้า LNG เพื่อชดเชยก๊าซธรรมชาติที่หายไปในช่วงดังกล่าวอีกประมาณ 1.8 0.7 และ 0.1 ล้านตัน ตามลำดับ
5. การทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 ถึงปี 2567 คาดการณ์ ณ เดือนพฤศจิกายน 2564 ประกอบด้วย 3 ส่วน ดังนี้ ส่วนที่ 1 ปริมาณความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ถึงปี 2567 อยู่ที่ประมาณ 4,446 4,679 และ 4,783 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ สูงขึ้นจากคาดการณ์เดิมที่เสนอต่อ กบง. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2564 ร้อยละ 0.64 และ 3.67 ตามลำดับ จากสภาพเศรษฐกิจฟื้นตัวจากสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 (COVID-19) ดีขึ้น โดยเพิ่มขึ้นจากภาคการใช้ไฟฟ้า ทั้งโรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ในขณะที่ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง และโรงแยกก๊าซธรรมชาติลดลง ส่วนที่ 2 ปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ถึงปี 2567 พิจารณาจากสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ (DCQ) ที่มีสัญญาอยู่ในปัจจุบัน จากแหล่งก๊าซในประเทศทั้งแหล่งในอ่าวไทยและแหล่งบนบก การนำเข้าก๊าซธรรมชาติจากแหล่งก๊าซในประเทศเมียนมา และการนำเข้า LNG ตามสัญญาระยะยาวจำนวน 4 สัญญา ส่วนแหล่งเอราวัณพิจารณาจากอัตราการผลิตที่คาดว่าจะเกิดขึ้นจริง และปริมาณก๊าซจากสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งที่มีศักยภาพ และการเรียกรับก๊าซธรรมชาติเต็มความสามารถการผลิตเพื่อชดเชยก๊าซที่หายไป สรุปปริมาณการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ถึงปี 2567 อยู่ที่ประมาณ 3,810 3,942 และ 4,067 พันล้านบีทียูต่อวันตามลำดับ ลดลงจากคาดการณ์เดิมประมาณ 353 และ 127 พันล้านบีทียูต่อวัน ตามลำดับ และส่วนที่ 3 ความสามารถในการนำเข้า LNG พิจารณาจากข้อมูลคาดการณ์ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติและการจัดหาก๊าซธรรมชาติ พบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG ปี 2565 ถึงปี 2567 เท่ากับ 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ แบ่งเป็นปริมาณ LNG ที่นำเข้าเพื่อชดเชยการจัดหาจากแหล่งเอราวัณ จำนวน 1.8 0.7 และ 0.1 ล้านตัน ตามลำดับ และการนำเข้า LNG เพื่อรองรับแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 อีก 2.7 4.5 และ 4.9 ล้านตัน ตามลำดับ
6. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 ชธ. ได้นำเสนอคณะอนุกรรมการพิจารณาแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 เพื่อทราบผลการทบทวนปริมาณการนำเข้า LNG ที่ไม่กระทบต่อ Take or Pay สำหรับปี 2565 เป็น 4.5 ล้านตัน โดยเป็นการจัดหา LNG ทดแทนการผลิตก๊าซธรรมชาติของกลุ่มแหล่งก๊าซธรรมชาติเอราวัณ 1.8 ล้านตัน และการจัดหา LNG ตามโครงสร้างของกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 จาก 1.74 ล้านตัน เป็น 2.7 ล้านตัน โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติรับทราบปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 ตามที่ ชธ. เสนอ และให้นำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบความสามารถในการนำเข้า LNG สำหรับปี 2565 - 2567 รวม 4.5 5.2 และ 5.0 ล้านตัน ตามลำดับ ทั้งนี้ หากพบว่าปริมาณความสามารถในการนำเข้า LNG มีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มขึ้นจากตัวเลขดังกล่าว ให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) เสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อพิจารณาทบทวน
2. มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) เป็นผู้บริหารจัดการปริมาณการนำเข้า LNG ปี 2565 - 2567 และกำกับดูแลต่อไป
เรื่องที่ 5 แผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ในการขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดตามแผนแม่บท ต่อมา สนพ. ได้จัดทำแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 เสนอต่อ กบง. พิจารณา โดยเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 กบง. ได้มีมติเห็นชอบแผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้น รวมทั้งกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ และต่อมา เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 กพช. ได้มีมติรับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว ทั้งนี้ แผนการขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นจะสิ้นสุดในปี 2564 สนพ. จึงได้จัดทำร่างแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574 โดยผ่านกระบวนการรับฟังและแลกเปลี่ยนความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกภาคส่วน และนำเสนอต่อคณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) โดยเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2564 คณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบร่างแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และมอบหมายให้ สนพ. นำเสนอ กบง. พิจารณาต่อไป
2. ร่างแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้
2.1 วิสัยทัศน์และเป้าหมายภาพรวม (Vision & Goal) โดยวิสัยทัศน์ คือ ส่งเสริมให้เกิดการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่าง ๆ และการจัดการทรัพยากรในระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่จำเป็น รองรับการเปลี่ยนผ่านไปสู่ระบบโครงข่ายไฟฟ้ายุคใหม่อย่างมีประสิทธิภาพและเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม เป้าหมายภาพรวมแบ่งออกเป็น 2 ระยะ ได้แก่ เป้าหมายระยะสั้น 1 – 5 ปี เป็นการเตรียมความพร้อมและพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานต่าง ๆ ที่จำเป็น และนำร่องการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์ (Distributed energy resources: DER) ในรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่เริ่มส่งผลต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า และเป้าหมายระยะปานกลาง 6 – 10 ปี เป็นการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน และเร่งการจัดการแหล่งพลังงานแบบกระจายศูนย์อย่างเต็มรูปแบบเชิงพาณิชย์ รองรับการเปลี่ยนผ่านแนวโน้มเทคโนโลยีรูปแบบใหม่ที่ส่งผลอย่างมีนัยสำคัญต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้า
2.2 เป้าหมายสำคัญ (Key Milestone) แบ่งเป็น 4 ระยะ ได้แก่ ระยะ 1 – 2 ปี เป็นระยะเร่งด่วนที่ต้องเร่งดำเนินการ ระยะ 3 – 5 ปี เป็นระยะสั้นของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะ 6 – 10 ปี เป็นระยะยาวของแผนการขับเคลื่อนฯ และระยะมากกว่า 10 ปี เป็นมุมมองที่คาดว่าจะเกิดขึ้นในระยะต่อไป โดยแบ่งเป้าหมายสำคัญเป็น 5 เสาหลัก และแผนอำนวยการสนับสนุน ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการสั่งการและใช้งานการตอบสนองด้านโหลดแบบกึ่งอัตโนมัติ (Semi-Auto DR) และแบบอัตโนมัติ (Auto DR) ครอบคลุมผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท สามารถทดแทนผลิตภัณฑ์ในระบบไฟฟ้าได้หลากหลายในเชิงพาณิชย์ และครอบคลุมทุกรูปแบบการให้บริการ (Grid Service) โดยจะกำหนดเป้าหมายการตอบสนองด้านโหลดลงในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) (2) เสาหลักที่ 2 การพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานระบบพยากรณ์การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ครอบคลุมทั้งโรงไฟฟ้า SPP VSSP รวมถึง Prosumer-Aggregator (3) เสาหลักที่ 3 ระบบไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (Microgrid & Prosumer) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานพลังงานหมุนเวียนสำหรับไมโครกริดและโปรซูเมอร์ (RE base Microgrid / Prosumer) เชิงพาณิชย์ที่เป็นการดำเนินการปกติ และไมโครกริดสามารถช่วยในการบริหารจัดการโครงข่ายไฟฟ้าที่มีสัดส่วนพลังงานหมุนเวียนสูง (High %RE Penetration) (4) เสาหลักที่ 4 ระบบกักเก็บพลังงาน (Energy Storage System: ESS) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานในทุกรูปแบบการบริการของระบบกักเก็บพลังงานที่เกี่ยวข้องกับโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศไทย รวมถึงมาตรการส่งเสริมรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ ของ ESS (5) เสาหลักที่ 5 การบูรณาการยานยนต์ไฟฟ้า (EV Integration) เป้าหมายสำคัญ คือ เกิดการใช้งานยานยนต์ไฟฟ้าที่มีการเชื่อมต่อกับระบบไฟฟ้าแบบ V1G และ V2X ครอบคลุมผู้ใช้ยานยนต์ไฟฟ้าทุกประเภทตามแผนการส่งเสริมยานยนต์ไฟฟ้าของประเทศไทย และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน เป้าหมายสำคัญ คือ ช่วยสนับสนุนคู่ขนาน 5 เสาหลัก รวมถึงพัฒนาเทคโนโลยีสมัยใหม่เพื่อสนับสนุนงาน Smart Grid และพัฒนาให้เกิดรูปแบบธุรกิจใหม่ ๆ โดยมีแผนกลยุทธ์การดำเนินงาน (Strategic Plan) ประกอบด้วย 3 ส่วนหลัก ได้แก่ ด้านนโยบาย ด้านกฎระเบียบข้อบังคับ และด้านเทคนิค
2.3 แผนการดำเนินกิจกรรม/โครงการ (Action Plan Projects) ภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ประกอบด้วย สนพ. สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) การไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ซึ่งมีจำนวนกิจกรรม/โครงการรวมทั้งสิ้น 71 กิจกรรม/โครงการ ประมาณการกรอบงบประมาณรวมทั้งสิ้น 415,610 ล้านบาท สรุปได้ดังนี้ (1) เสาหลักที่ 1 DR & EMS จำนวน 17 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 48,380 ล้านบาท (2) เสาหลักที่ 2 RE Forecast จำนวน 8 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 160 ล้านบาท (3) เสาหลักที่ 3 Microgrid & Prosumer จำนวน 13 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 80,256 ล้านบาท (4) เสาหลักที่ 4 ESS จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 196,980 ล้านบาท (5) เสาหลักที่ 5 EV Integration จำนวน 12 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 3,800 ล้านบาท และ (6) แผนอำนวยการสนับสนุน จำนวน 9 โครงการ/กิจกรรม งบประมาณ 86,034 ล้านบาท
2.4 ความมุ่งหมายของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ประกอบด้วย 3 ด้านหลัก ดังนี้(1) ด้านการบริหารการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย จะทำให้เกิดการบูรณาการร่วมกันของทุกภาคส่วน และมีกลไกในการติดตามการพัฒนาอย่างเป็นระบบ (2) ด้านการเตรียมความพร้อมด้านเทคโนโลยีและโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อรองรับการเปลี่ยนผ่านทางด้านพลังงานให้สามารถรองรับการพัฒนาประเทศและเป้าหมายของแผนต่าง ๆ อย่างครบถ้วน ทั้งการใช้งานเทคโนโลยีสมัยใหม่ หรือธุรกิจรูปแบบใหม่ รวมถึงการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานร่วมกับภาคส่วนกิจการอื่น ๆ (3) ด้านการพัฒนาโอกาสทางธุรกิจภาคเอกชนและศักยภาพการพัฒนาเทคโนโลยีและความมีส่วนร่วมของหน่วยงานและบุคลากร รวมถึงผู้ใช้ไฟฟ้าภายในประเทศ ให้มีส่วนร่วมและเห็นทิศทางการเปลี่ยนผ่านในส่วนของกิจการไฟฟ้า เกิดการสร้างโอกาสในการพัฒนาเศรษฐกิจ อุตสาหกรรม นวัตกรรม รวมถึงโอกาสทางธุรกิจภาคเอกชนและศักยภาพการพัฒนาเทคโนโลยีของหน่วยงานและบุคลากรภายในประเทศ
3. การวิเคราะห์กรอบงบประมาณและความคุ้มค่าของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง มีประเด็นสำคัญ ดังนี้
3.1 กรอบงบประมาณของกิจกรรม/โครงการ ภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง จำนวน 415,610 ล้านบาท แบ่งออกเป็นกลุ่มกิจกรรมหลัก 3 กลุ่ม ได้แก่ (1) งบดำเนินงาน ประมาณ 2,359 ล้านบาท (2) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐาน ประมาณ 146,980 ล้านบาท และ (3) โครงการลงทุน ประมาณ 266,271 ล้านบาท ทั้งนี้ กรอบงบประมาณส่วนใหญ่ประมาณ 413,251 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 99.4 เป็นงบดำเนินการของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ทั้งการพัฒนาระบบและโครงสร้างพื้นฐาน รวมถึงโครงการลงทุนขนาดใหญ่ โดยมีงบประมาณสำหรับการผลักดันและขับเคลื่อนการดำเนินงานภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง เพียง 2,359 ล้านบาทเท่านั้น
3.2 ผลประโยชน์ภาพรวมของประเทศในการจัดทำแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ในมิติของความสมดุลด้านพลังงาน (Energy Trilemma) มีความสอดคล้องกับหลักการเสริมสร้างความยั่งยืนตามยุทธศาสตร์ของประเทศ 3 ด้าน ดังนี้ (1) ด้านความมั่นคง ทำให้เกิดความมั่นคงทางพลังงานจากการผลิตและใช้พลังงานภายในประเทศ และการใช้โครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานแบบกระจายศูนย์เพื่อเพิ่มความยืดหยุ่นให้กับระบบไฟฟ้า (2) ด้านความมั่งคั่ง ทำให้ต้นทุนค่าไฟฟ้าโดยรวมของประเทศลดลง หลีกเลี่ยงการลงทุนที่ไม่จำเป็น ภาคผู้ใช้ไฟฟ้ามีโอกาสลดต้นทุนค่าไฟฟ้าของตนเองและเกิดการสร้างรายได้ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถของผู้ใช้ไฟฟ้า เกิดการลงทุนในประเทศ การเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ เกิดการจ้างงานในประเทศ รวมถึงการเพิ่มขีดความสามารถในการแข่งขันทั้งด้านการส่งออกและการลงทุนต่าง ๆ ในประเทศ และ (3) ด้านความยั่งยืน ทำให้สามารถรองรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนในปริมาณสูง และสนับสนุนการลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์โดยใช้เทคโนโลยีพลังงานสะอาด
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความเห็นดังนี้ (1) เห็นควรให้นำกิจกรรม/โครงการ รวมถึงงบประมาณของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง เสนอต่อคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า เพื่อให้คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ พิจารณากำหนดกิจกรรม/โครงการ รวมถึงกรอบงบประมาณดังกล่าวไว้ในแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เพื่อให้เกิดการบูรณาการแผนการลงทุนของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งให้เกิดประโยชน์สูงสุด ไม่เป็นการลงทุนที่ซ้ำซ้อน และไม่เป็นภาระต้นทุนส่วนเกินต่อประชาชน (2) เห็นควรให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการ Smart Grid ดำเนินการติดตามและขับเคลื่อนการดำเนินงานให้เป็นไปตามกรอบเป้าหมายสำคัญของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลางในแต่ละระยะตามที่กำหนดไว้ และ (3) เห็นควรมอบหมายให้คณะอนุกรรมการ Smart Grid สามารถพิจารณาทบทวนรายละเอียดโครงการ/กิจกรรม รวมถึงกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ได้ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ในอนาคต แต่ยังคงเป็นไปตามเป้าหมายสำคัญที่กำหนดไว้ ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง อย่างมีนัยสำคัญ ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาอนุมัติต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลางพ.ศ. 2565 – 2574 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินงานตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) ดำเนินการติดตามและขับเคลื่อนการดำเนินงานให้เป็นไปตามกรอบเป้าหมายสำคัญ (Milestone) ในแต่ละระยะของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลางตามที่กำหนดไว้
2. เห็นชอบให้นำกิจกรรม/โครงการ รวมถึงงบประมาณของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ภายใต้แผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง นำเสนอต่อคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า (คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ) เพื่อให้คณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการฯ พิจารณากำหนดกิจกรรม/โครงการ รวมถึงกรอบงบประมาณดังกล่าวไว้ในแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ระยะ 5 ปี ของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง
3. มอบหมายให้คณะอนุกรรมการเพื่อศึกษาแนวทางการพัฒนาระบบโครงข่ายไฟฟ้าอัจฉริยะ (Smart Grid) สามารถพิจารณาทบทวนรายละเอียดโครงการ/กิจกรรม รวมถึงกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลาง ได้ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ในอนาคต แต่ยังคงเป็นไปตามเป้าหมายสำคัญที่กำหนดไว้ ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงปัจจัยที่ส่งผลกระทบต่อเป้าหมายของแผนการขับเคลื่อนฯ ระยะปานกลางอย่างมีนัยสำคัญ ให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นชอบการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างไทยและสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) เรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (MOU) จาก 9,000 เมกะวัตต์ (MW) เป็น 10,500 MW ตามผลการหารือในที่ประชุมที่เห็นว่าข้อเสนอการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU จาก 9,000 MW เป็น 9,500 MW ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอนั้น จะสนับสนุนการบรรลุเป้าหมายการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกสุทธิเป็นศูนย์ (Net Zero Emission) ภายในปี ค.ศ. 2065 ของประเทศไทยได้อย่างจำกัด และครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการแค่บางส่วน ดังนั้น ที่ประชุมจึงได้พิจารณาข้อเสนอเดิมที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้เคยเสนอในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 สิงหาคม 2564 ที่เสนอขอขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU เป็น 10,500 MW โดยข้อเสนอดังกล่าวได้พิจารณาครอบคลุมโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานน้ำที่อยู่ระหว่างการดำเนินการกับ สปป. ลาว ทั้งหมด และสอดคล้องกับข้อเสนอของ สปป. ลาว ซึ่งจะเป็นการปิดความเสี่ยงในการขยายกรอบปริมาณรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ในอนาคต และรักษาความสัมพันธ์อันดีกับประเทศเพื่อนบ้าน นอกจากนี้ ไฟฟ้าจากพลังน้ำมีต้นทุนต่ำกว่าพลังงานสะอาดประเภทอื่น ซึ่งจะเป็นเครื่องมือสำคัญในการควบคุมอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศในอนาคตเมื่อประเทศไทยมีระดับการใช้พลังงานสะอาดเพิ่มสูงขึ้น ทั้งนี้ การขยายกรอบดังกล่าวยังอยู่ภายใต้กรอบความมั่นคงทางพลังงาน ที่กำหนดให้รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศใดประเทศหนึ่งได้ไม่เกินร้อยละ 13 ของกำลังการผลิตทั้งหมดในระบบ
2. กระทรวงพลังงาน โดยคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (ฝ่ายไทย) จะดำเนินการหารือร่วมกับคณะทำงานพิจารณากรอบบันทึกความเข้าใจความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว (ฝ่าย สปป. ลาว) เพื่อให้ได้ข้อสรุปในรายละเอียดการขยายกรอบ MOU ทั้งด้านปริมาณและเนื้อหาสาระใน MOU ที่เห็นพ้องร่วมกันทั้ง 2 ฝ่าย และนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ และมอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานลงนามใน MOU ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กบง.ครั้งที่ 14/2564 (ครั้งที่ 36) วันพุธที่ 24 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 14/2564 (ครั้งที่ 36)
วันพุธที่ 24 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
1. มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2564 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณา เรื่อง มาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้น และได้มีมติ ดังนี้ (1) มอบสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 จาก 1.00 บาทต่อลิตร เป็น 0.01 บาทต่อลิตร (2) ปรับลดสัดส่วนผสมขั้นต่ำของไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา เป็นร้อยละ 6 โดยปริมาตร และมอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. รวมทั้งมอบหมายให้ สกนช. นำเสนอ กบน. ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา โดยให้ส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เท่ากับ 0.25 บาทต่อลิตร (3) เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วตามข้อเสนอแนวทางการปรับปรุงของฝ่ายเลขานุการฯ (4) เห็นชอบค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดเท่ากับ 1.40 บาทต่อลิตร (5) มอบหมายให้ สกนช. ติดตามและกำกับให้ค่าการตลาดของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วแต่ละชนิดอยู่ในช่วง 1.40 บาทต่อลิตร โดยใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯในการบริการจัดการอัตราเงินกองทุน และ (6) มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ติดตามการดำเนินมาตรการบรรเทาผลกระทบของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และจัดทำแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะยาวนำเสนอต่อ กบง. พิจารณาต่อไป
2. เมื่อวันที่ 20 ตุลาคม 2564 กบง. ได้มีมติ ดังนี้ (1) เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยกำหนดให้สัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 เป็นไปตามสัดส่วนการผสมตามปกติ ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2564 เป็นต้นไป และกำหนดส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา อยู่ที่ 0.15 บาทต่อลิตร ส่วนต่างราคาขายปลีกระหว่างน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 อยู่ที่ 0.25 บาทต่อลิตร รวมทั้งคงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร (2) เห็นชอบแนวทางดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบดังกล่าว จากการใช้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาทต่อลิตร หรือที่ราคาน้ำมันดิบดูไบไม่เกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ที่มีอยู่ในปัจจุบัน รวมถึงกู้ยืมเงินในวงเงินไม่เกิน 20,000 ล้านบาท ตามมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2562 เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกดังกล่าว ทั้งนี้ กรณีราคาน้ำมันดิบดูไบเกิน 87.5 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล หรือสถานภาพกองทุนน้ำมันฯ ไม่เพียงพอที่จะรักษาเสถียรภาพราคาน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตรแล้ว ให้ประสานกระทรวงการคลังเพื่อปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตเป็นลำดับต่อไป (3) มอบ ธพ. ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. และ (4) มอบฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน สกนช. นำเสนอ กบน. พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้ส่วนต่างราคาขายปลีก และค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลเป็นไปตามที่กำหนด โดยต่อมา เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2564 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติให้ปรับลดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว น้ำมันดีเซลหมุนช้า และน้ำมันเตา ในอัตรา 0.005 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 1 ปี และอัตรา 0.05 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 2 ปี ถัดไป
3. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2564 สหพันธ์การขนส่งทางบกแห่งประเทศไทย ได้ยื่นหนังสือต่อกระทรวงพลังงานโดยมีข้อเรียกร้องในการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ดังนี้ (1) ตรึงราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ที่ 25 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 1 ปี (2) ลดภาษีสรรพสามิตลง 5 บาทต่อลิตร เป็นเวลา 1 ปี (3) ยกเลิกการนำไบโอดีเซลมาผสมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเป็นเวลา 1 ปี และ (4) ปรับโครงสร้างราคาน้ำมันให้เป็นธรรม โดยลดราคาหน้าโรงกลั่น งดจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนต่างๆ และลดค่าการตลาด ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้หารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อบรรเทาความเดือดร้อนของประชาชนจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น โดยมีข้อสรุป ดังนี้ (1) มาตรการบรรเทาผลกระทบในช่วงเดือนธันวาคม 2564 ถึงมีนาคม 2565 ปรับลดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จากเดิมมีการผสมอยู่ 3 สัดส่วน คือ ร้อยละ 7 (บี7) ร้อยละ 10 (บี10) และร้อยละ 20 (บี20) ให้มีสัดส่วนผสมเดียว คือ ร้อยละ 7 (บี7) และขอให้ผู้ค้าน้ำมันคงค่าการตลาดกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร และ (2) แนวทางดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบ โดยให้ ธพ. ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. …. ใหม่ ที่มีส่วนผสมของไบโอดีเซลร้อยละ 7 และให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบ โดยการดำเนินการตามมาตรการดังกล่าว ประกอบกับการคาดการณ์ราคาน้ำมันดิบดูไบเดือนธันวาคม 2564 มกราคม 2565 กุมภาพันธ์ 2565 และมีนาคม 2565 ที่คาดว่าจะมีแนวโน้มลดลงอยู่ในระดับ 79.71 78.53 77.71 และ 76.90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับจะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ลดลงจากปัจจุบันซึ่งอยู่ที่ระดับ 28.84 บาทต่อลิตร มาอยู่ที่ระดับ 28.07 27.99 27.95 และ 27.92 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น ตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2564 ถึง 31 มีนาคม 2565 ดังนี้
1) กำหนดสัดส่วนการผสมไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันให้เป็นไปตามสัดส่วนการผสมของกลุ่มน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ดังนี้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี7 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 7 โดยปริมาตร น้ำมันดีเซลหมุนเร็วธรรมดา ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 10 โดยปริมาตร และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี20 ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 6.6 และไม่สูงกว่าร้อยละ 20 โดยปริมาตร
2) ขอความร่วมมือจากผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง คงค่าการตลาดน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
2. มอบหมายกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ออกประกาศ เรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล พ.ศ. ….
3. มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ ประสานสำนักงานกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (สกนช.) นำเสนอคณะกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กบน.) พิจารณาปรับอัตราเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลให้สอดคล้องกับมาตรการบรรเทาผลกระทบจากราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ปรับตัวสูงขึ้น
4. มอบหมายฝ่ายเลขานุการฯ ประสาน สกนช. นำเสนอ กบน. ใช้กลไกกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการบริหารจัดการอัตราเงินกองทุน เพื่อให้ค่าการตลาดของน้ำมันเชื้อเพลิงกลุ่มดีเซลแต่ละชนิดไม่เกิน 1.40 บาทต่อลิตร
5. มอบหมายกระทรวงพลังงานประสานฝ่ายเลขานุการคณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ (กนป.) นำเสนอมาตรการส่งเสริมการส่งออกน้ำมันปาล์มดิบแก่ กนป. เพื่อพิจารณาต่อไป
กบง.ครั้งที่ 13/2564 (ครั้งที่ 35) วันพฤหัสบดีที่ 11 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
มติการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 13/2564 (ครั้งที่ 35)
วันพฤหัสบดีที่ 11 พฤศจิกายน พ.ศ. 2564
1. การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
2. การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
3. โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566
ผู้มาประชุม
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ประธานกรรมการ
(นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
(นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท)
เรื่องที่ 1 การบรรเทาผลกระทบจากราคาก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 ได้กำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีกก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยประกอบไปด้วย 5 องค์ประกอบดังนี้ (1.1) Pool Gas หรือ ราคาก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิต (กฟผ.) ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ก๊าซจากสาธารณรัฐแห่งสหภาพเมียนมา แหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนก๊าซธรรมชาติเหลว(Liquefied Natural Gas ; LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่น ๆ ในอนาคต (1.2) อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติประกอบด้วยค่าใช้จ่ายสำหรับในการจัดหาและค้าส่งก๊าซฯรวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ และ ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซฯ การส่งก๊าซฯ ให้ได้ตามปริมาณที่กำหนดภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้จัดหาก๊าซฯ และผู้ผลิตก๊าซฯ และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้จำหน่ายก๊าซฯ และผู้ใช้ก๊าซฯ รวมถึงความเสี่ยงอื่นๆ (1.3) อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับระบบท่อนอกชายฝั่งที่ระยอง (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) (1.4)อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge และ (1.5) ค่าดำเนินการ หรือ ค่าใช้จ่ายในส่วนของการลงทุนและค่าใช้จ่ายสถานีก๊าซ NGV ทั้ง 3 ประเภท (สถานีแม่ สถานีลูก และสถานีแนวท่อ) + ค่าขนส่งภายในรัศมี 50 กิโลเมตร และค่าใช้จ่ายการปรับปรุงคุณภาพก๊าซ และตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2563 ได้กำหนดโครงสร้างราคาขายปลีกก๊าซ NGV อ้างอิงกับราคาน้ำมันดีเซลพื้นฐาน ดังนี้ ราคาขายปลีก NGV เท่ากับ X% (ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี10 + ค่าขนส่ง)โดยที่ X เท่ากับ ร้อยละ 75 และราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 10 คือ ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 10ในเขตกรุงเทพฯ ประกาศโดย PTTOR และ ค่าขนส่ง คือ ค่าขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงระหว่างกรุงเทพฯ กับภูมิภาคทั้งนี้ ราคาขายปลีก NGV ไม่รวมภาษีบำรุงท้องถิ่น ทั้งนี้ มอบสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) นำเสนอกพช. ต่อไป เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันดีเซลในขณะนั้นยังไม่มีความเหมาะสม จึงได้คงหลักเกณฑ์เดิมต่อไปก่อน
2. จากสถานการณ์ราคา LNG ซึ่งเป็นต้นทุนของก๊าซ NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้นตั้งแต่ในช่วงไตรมาส 2ปี 2564 จากระดับ 10 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู เป็น 30 – 40 เหรียญสหรัฐฯ ต่อล้านบีทียู และราคายังคงแนวโน้มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่องในช่วงไตรมาส 3 และไตรมาส 4 จากราคา LNG สัญญาระยะยาวปรับราคาสูงขึ้นสะท้อนราคาน้ำมันช่วงที่ผ่านมา ประกอบกับเงินบาทที่อ่อนค่าลงมากทำให้มีการปรับเพิ่มราคา LNG รวมทั้งความต้องการสำรอง LNG เพื่อรองรับการใช้พลังงานในช่วงฤดูหนาว และโดยทั่วไปราคาน้ำมันเชื้อเพลิงในวันนี้จะสะท้อนราคาก๊าซ NGV ในอีก 6 - 12 เดือนถัดไป ซึ่งจากสถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ปรับตัวสูงขึ้นในช่วงต้นปี 2564 ส่งผลให้ราคาก๊าซ NGV ปรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องในไตรมาส 4 ปี 2564 และจากข้อมูลแนวโน้มราคาขายปลีกก๊าซ NGV พบว่าจะปรับตัวสูงขึ้นอย่างมากโดยเฉพาะเดือนพฤศจิกายน 2564ราคาจะปรับสูงขึ้นถึง 18.92 บาทต่อกิโลกรัม และคาดว่าปี 2565 ราคาขายปลีก NGV ยังคงอยู่ในระดับสูงที่15.00 -17.00 บาทต่อกิโลกรัม
3. การช่วยเหลือผู้ใช้ NGV ที่ผ่านมาจากสภาวการณ์ที่ได้เกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโคโรนาไวรัส 2019 (โควิด-19) ซึ่งส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจในภาพรวมของประเทศ กบง. ได้มีมติช่วยเหลือดังนี้ (1) รถโดยสารสาธารณะ (ในเขต กทม./ปริมณฑล: รถแท็กซี่/ตุ๊กตุ๊ก/รถตู้ร่วม ขสมก. ในต่างจังหวัด: รถโดยสาร/มินิบัส/สองแถวร่วม บขส. รถโดยสาร/รถตู้ร่วม บขส. และรถแท็กซี่) ที่ 10.62 บาทต่อกิโลกรัมเป็นระยะเวลา 4 เดือน (1 เมษายน ถึง 31 กรกฎาคม 2563) และช่วยราคา NGV ที่ 13.62 บาทต่อกิโลกรัมเป็นระยะเวลา 5 เดือน (1 สิงหาคม ถึง 31 ธันวาคม 2563) (2) รถยนต์ทั่วไปคงราคาขายปลีก NGVที่ 15.31 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 5 เดือน (16 มีนาคม 2563 ถึง 15 สิงหาคม 2563) ส่วนการช่วยเหลือผู้ใช้ NGV ในปัจจุบัน บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) บรรเทาผลกระทบจากโรคติดเชื้อโควิด-19 ภายใต้โครงการลมหายใจเดียวกันสำหรับผู้ขับขี่รถแท็กซี่สาธารณะ ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล สามารถซื้อก๊าซ NGVในราคา 13.62 บาทต่อกิโลกรัม วงเงินซื้อก๊าซ NGV ที่ได้รับส่วนลดไม่เกิน 10,000 บาทต่อเดือน มีผลตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน - 31 ธันวาคม 2564
4. ข้อเสนอการบรรเทาผลกระทบจากราคา NGV ที่ปรับตัวสูงขึ้นจากสถานการณ์ราคาก๊าซ NGV ที่มีแนวโน้มปรับสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อประชาชนผู้ใช้ก๊าซ NGV เป็นเชื้อเพลิงและรถโดยสารสาธารณะ เพื่อเป็นการบรรเทาความเดือดร้อนและลดภาระค่าใช้จ่ายจากการเกิดภาวะแพร่กระจายของโรคติดเชื้อโควิด-19 ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์ ปตท.ให้คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นระยะเวลา 3 เดือน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่16 พฤศจิกายน 2564 ไปจนถึงวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565 ทั้งนี้ ปตท. จะมีภาระช่วยเหลือประมาณ 485 ล้านบาท(ปริมาณการใช้ก๊าซ NGV 2.8 ล้านกิโลกรัมต่อวัน)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้กระทรวงพลังงานขอความอนุเคราะห์บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) คงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 15.59 บาทต่อกิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 16 พฤศจิกายน 2564ไปจนถึงวันที่ 15 กุมภาพันธ์ 2565
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน หารือ ปตท. ศึกษาหลักเกณฑ์การคำนวณราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่เหมาะสมก่อนนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานให้ความเห็นชอบต่อไป
เรื่องที่ 2 การจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา
สรุปสาระสำคัญ
1. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้ลงนามสัญญาซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่งยาดานาเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2538 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซฯ วันที่ 1 สิงหาคม 2541 และลงนามสัญญาซื้อก๊าซฯจากแหล่งเยตากุน เมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2540 โดยมีกำหนดวันเริ่มส่งก๊าซฯ วันที่ 1 เมษายน 2543 ซึ่งทั้งสองสัญญามีเงื่อนไขการซื้อขายแบบ Take or Pay (TOP) กล่าวคือ หากผู้ซื้อรับก๊าซฯ ไม่ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญาฯ ผู้ซื้อจะมีภาระผูกพันต้องจ่ายเงินค่าก๊าซฯ ให้ผู้ขายก๊าซฯ สำหรับปริมาณที่รับขาดไปก่อน ทั้งนี้ผู้ซื้อสามารถเรียกรับก๊าซฯตามปริมาณที่ได้ชำระเงินไปแล้วนั้นคืนในภายหลังโดยไม่ต้องจ่ายเงินอีก (Make up) ต่อมา เนื่องจากผลกระทบจากวิกฤติเศรษฐกิจปี 2540 ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าและก๊าซฯ ลดลงคณะรัฐมนตรีได้มีมติให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ขยายสัญญาก่อสร้างโรงไฟฟ้าราชบุรีออกไป 180 วัน และให้ ปตท. ชะลอโครงการก่อสร้างท่อราชบุรี-วังน้อย ส่งผลให้ในช่วงปี 2541 ถึงปี 2544 ปตท. ไม่สามารถรับก๊าซฯ จากแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุนได้ครบปริมาณขั้นต่ำรายปีตามสัญญาและต้องจ่ายเงินค่า TOP
2. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 และคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 กรกฎาคม 2543 มีมติเห็นชอบแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP ดังนี้(1) ให้ ปตท. เป็นแกนกลางเพื่อชำระค่าภาระ TOP โดยการกู้หรือระดมทุน เพื่อชำระค่า TOP ไปก่อน แล้วจึงเรียกเก็บภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจาก กฟผ. และภาครัฐ ซึ่งในส่วนของภาครัฐให้ ปตท. เป็นแกนกลางในการบริหารการจัดสรรภาระดอกเบี้ยส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ และค่าไฟฟ้าต่อไป (2) สัดส่วนของภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นและอยู่ในความรับผิดชอบของ ปตท. และ กฟผ. เท่ากับร้อยละ 11.4 และร้อยละ 12.8ตามลำดับ ซึ่งจะไม่ถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาค่าก๊าซฯ หรือราคาค่าไฟฟ้า (3) ภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในส่วนของภาครัฐในสัดส่วนร้อยละ 75.8 จะถูกส่งผ่านเข้าไปในราคาก๊าซฯ โดยการเกลี่ยราคาเท่ากันทุกปีเป็นราคาเท่ากับ 0.4645 บาทต่อล้านบีทียู และ (4) คณะรัฐมนตรีมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน(สนพ.) หรือ สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ในขณะนั้น เป็นแกนกลางในการเร่งรัดและติดตามการดำเนินมาตรการลดขนาดของปัญหา TOP และรายงาน กพช. เพื่อทราบเป็นระยะ และให้สนพ. กฟผ. และ ปตท. รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการบริหารจัดการบัญชี TOP ต่อไป
3. ปตท. เริ่มรับก๊าซฯ Make up ของแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ตั้งแต่ปี 2544 และ2545 ตามลำดับ และ ปตท. ได้ออกพันธบัตรเพื่อจ่ายชำระค่าก๊าซฯ TOP ให้แก่ผู้ผลิตมูลค่า 35,451 ล้านบาทมีภาระดอกเบี้ย TOP ทั้งสิ้น 4,403 ล้านบาท โดยเป็นความรับผิดชอบของ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ 502 564และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับ ต่อมาราคาก๊าซฯ Make up ปรับสูงขึ้นโดยตลอด ทำให้เกิดกำไรจากส่วนต่างราคาที่รับ Make up และราคาที่จ่าย TOP ภายหลังจากที่นำกำไรไปหักลดดอกเบี้ยจ่ายพันธบัตรแล้ว ปตท.นำไปหักลดมูลค่าต้นทุน TOP ตามแนวทางที่กำหนดทำให้สามารถหักมูลค่าต้นทุนของ TOP จากทั้งสองแหล่งได้หมดในปี 2555 โดยยังมีเนื้อก๊าซฯ ให้ Make up ได้ต่อไปโดยไม่มีต้นทุน สามารถรับก๊าซฯ TOP ของแหล่งเยตากุนได้หมดในปี 2555 และสามารถรับก๊าซฯ TOP ของแหล่งยาดานาได้หมดในปี 2561 ทำให้เกิดกำไรในบัญชี TOP นับตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นมาจนถึงปี 2561 โดย ปตท. มีการบันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นปัจจุบันสถานะของบัญชี TOP ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีกำไรสะสมประมาณ 13,591 ล้านบาทภาระดอกเบี้ยในส่วนของภาครัฐ 3,338 ล้านบาท ปตท. ส่งผ่านไปในราคาก๊าซฯ (Levelized Price) ในอัตรา0.4645 บาทต่อล้านบีทียู ตั้งแต่เดือนกุมภาพันธ์ 2544 จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551 ทั้งนี้ ในงวดสุดท้าย ปตท.เรียกเก็บไว้เกินประมาณ 27.8 ล้านบาท เนื่องจากเก็บตามปริมาณการใช้ก๊าซฯ เต็มเดือนซึ่งมากกว่าปริมาณคงเหลือที่จะต้องเรียกเก็บ ทั้งนี้ ปตท. ได้บันทึกดอกเบี้ยรับทบต้นให้ในอัตราร้อยละ 5.0807 (ซึ่งเป็นอัตราเดียวกับการบันทึกดอกเบี้ยจ่าย) จนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2564 มีมูลค่าประมาณ 52 ล้านบาท นอกจากนี้ ในปี 2554บริษัท Platts ซึ่งเป็นผู้ประกาศราคาน้ำมันเตา (Fuel Oil) ที่ใช้อ้างอิงในการคำนวณราคาซื้อขายก๊าซฯ ได้ประกาศเปลี่ยนแปลงค่า Conversion Factor จากเดิมเท่ากับ 6.5 BBLs/Metric Ton เป็น 6.35 BBLs/Metric Tonส่งผลให้ ปตท. เกิดข้อโต้แย้งกับผู้ขายก๊าซฯ โดย ปตท. มีภาระต้องชำระเงินค่าก๊าซฯและค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องเพิ่มเติม (จากการเปลี่ยนแปลง Conversion Factor) มูลค่ารวมประมาณ 4,632 ล้านบาท (มูลค่า ณ วันที่ 31ธันวาคม 2563) ทำให้ต้นทุนค่าก๊าซฯ ของ ปตท. เพิ่มขึ้นโดย ปตท. ต้องปฏิบัติตามสัญญาซื้อขายก๊าซฯ และได้ดำเนินการชำระไปแล้ว ซึ่งเป็นส่วนที่ไม่สามารถเจรจากับผู้ขายก๊าซฯ ได้และยังไม่สามารถส่งผ่านไปยังราคาเนื้อก๊าซฯ ได้
4. รองนายกรัฐมนตรี และรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายสุพัฒนพงษ์ พันธ์มีเชาว์)ได้มอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตรวจสอบบัญชีผลประโยชน์ TOP ซึ่ง กกพ.ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2564 ได้มีมติรับทราบผลการตรวจสอบรายละเอียดบัญชีผลประโยชน์TOP โดยเห็นควรให้ สนพ. ปตท. และ กฟผ. ซึ่งเป็นหน่วยงานที่ได้รับมอบหมายจาก กพช. และคณะรัฐมนตรีทำหน้าที่ตรวจสอบความถูกต้องของข้อมูล สำหรับข้อเสนอของ ปตท. ในการนำเงินผลกำไรจากการบริหารจัดการผลประโยชน์บัญชี TOP ไปลดภาระต้นทุนการปรับเปลี่ยน Conversion Factor และภาระดอกเบี้ยที่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ ร่วมกันรับผิดชอบในช่วงปี 2543 ถึงปี 2547 เห็นว่า เรื่องดังกล่าวอยู่นอกเหนืออำนาจการพิจารณาของ กกพ. ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และเห็นควรให้ปตท. นำเสนอหน่วยงานที่เกี่ยวข้องต่อไป ต่อมาเมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2564 และวันที่ 2 สิงหาคม 2564สนพ. สำนักงาน กกพ. ปตท. และ กฟผ. ได้ประชุมร่วมกัน โดยมีข้อสรุปดังนี้ (1) สำนักงาน กกพ.ได้ตรวจสอบข้อมูลบัญชีรับจ่ายแล้วแต่ยังขาดข้อมูลที่มาของอัตราดอกเบี้ยในการรับ Make up gas ปี 2544ถึงปี 2548 และอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2543 ถึงปี 2545 (2) สนพ. ขอให้ 4 หน่วยงานช่วยกันหาหลักฐานที่มาของอัตราดอกเบี้ยดังกล่าวหรือระเบียบที่เกี่ยวข้องว่าสามารถใช้เอกสารใดเทียบเคียงได้บ้าง
5. เมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2564 ปตท. ได้นำเสนอความก้าวหน้าประเด็นอัตราดอกเบี้ยบัญชีผลประโยชน์ TOP ต่อ สนพ. โดยสรุปได้ดังนี้ (1) ปตท. ได้รับข้อมูลอัตราดอกเบี้ยเงินฝากออมทรัพย์ ปี 2544ถึงปี 2548 จากธนาคารกรุงไทย เมื่อเดือนสิงหาคม 2564 ซึ่งสำนักงาน กกพ. ได้ตรวจสอบแล้วพบว่าข้อมูลถูกต้องตรงกับบัญชีรับจ่าย (2) ปตท. รายงานว่า อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2543 ถึงปี 2545 ได้มีระบุในเอกสาร ดังนี้ อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2543 ปรากฏอยู่ในระเบียบวาระการประชุมกพช. เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2543 โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 และปี 2543 เท่ากับร้อยละ7.9538 และร้อยละ 7.0090 ตามลำดับ (3) อัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตร ปี 2542 ถึงปี 2545 อยู่ในรายงานการจัดสรรภาระ Take or Pay ประจำปี 2545 (ตุลาคม 2544 ถึงกันยายน 2545) ซึ่งเป็นรายงานที่มีการเห็นชอบร่วมกันระหว่าง 3 หน่วยงาน (สนพ. กฟผ. และ ปตท.) โดยอัตราดอกเบี้ยจ่ายคืนพันธบัตรปี 2542 ปี 2543 ปี 2544 และปี 2545 เท่ากับ ร้อยละ 7.9538 7.0090 5.0807 และ 5.0807 ตามลำดับทั้งนี้ ปตท. ได้เสนอหลักการจัดสรรประโยชน์ของบัญชี TOP จำนวนเงิน 13,591 ล้านบาท (ณ วันที่ 31ตุลาคม 2564) ดังนี้ (1) คืนภาระ Conversion Factor ค่า Gas ให้ ปตท. 4,632 ล้านบาท (2) คืนผู้รับภาระดอกเบี้ย Take or Pay ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 502 564 และ 3,338 ล้านบาท ตามลำดับและ (3) คงเหลือคืนภาครัฐ 4,556 ล้านบาท โดยสรุปจำนวนเงินคืนแต่ละหน่วยงาน ได้แก่ ปตท. กฟผ. และภาครัฐ จำนวนเงิน 5,134 564 และ 7,893 ล้านบาท ตามลำดับ
6. เนื่องจากคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 กรกฎาคม 2543 ได้มีมติเฉพาะแนวทางการลดขนาดของปัญหาภาระ TOP แหล่งก๊าซฯ เมียนมา และแนวทางการจัดสรรภาระดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจากภาระ TOP แต่ไม่ได้กำหนดแนวทางการจัดสรรผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOPซึ่งมีรายได้ในระหว่างการ Make up ก๊าซฯ ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564 เป็นจำนวนเงิน 13,591 ล้านบาทดังนั้นฝ่ายเลขานุการฯ เห็นควรนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณา 2 แนวทาง ดังนี้ แนวทางที่ 1 จัดสรรประโยชน์ของบัญชี TOP จำนวนเงิน 13,591 ล้านบาท ตามข้อเสนอแนวทางของ ปตท. โดยคืนภาระ ConversionFactor ค่าก๊าซฯ และคืนให้กับผู้รับภาระดอกเบี้ยให้ ปตท. เป็นจำนวนเงิน 5,134 ล้านบาท กฟผ. จำนวนเงิน 564 ล้านบาท และภาครัฐ จำนวนเงิน 7,893 ล้านบาท หรือ แนวทางที่ 2 นำเงินผลประโยชน์จากการบริหารจัดการ TOP จำนวน 13,591 ล้านบาท คืนภาครัฐทั้งหมดพร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการนำไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด-19
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักการจัดสรรผลประโยชน์ของบัญชี Take or Pay ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2564จำนวนเงิน 13,591 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นจนถึงวันที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.)มีมติเห็นชอบให้คืนภาครัฐทั้งหมด โดยนำไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของโรคติดเชื้อโควิด – 19
2. มอบหมายให้สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน นำเงินผลประโยชน์ของบัญชีTake or Pay ไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติเพื่อลดค่าไฟฟ้า
3. มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเรื่องการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมาเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
เรื่องที่ 3 โครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2558 มีมติรับทราบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2558 โดยได้เห็นชอบแผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย พ.ศ. 2558 – 2579 และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน(สนพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง จัดทำแผนปฏิบัติการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด เพื่อใช้ขับเคลื่อนการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริด ต่อมาคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2559 ได้เห็นชอบแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทยในระยะสั้น พ.ศ. 2560 – 2564 รวมทั้งเห็นชอบกรอบงบประมาณการดำเนินการตามแผนขับเคลื่อนฯ และกพช. เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2559 ได้รับทราบตามมติ กบง. ดังกล่าว โดยแผนขับเคลื่อนฯ ในระยะสั้นประกอบด้วย 3 เสาหลัก ได้แก่ (1) การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน (DR & EMS)(2) ระบบพยากรณ์ไฟฟ้าที่ผลิตได้จากพลังงานหมุนเวียน (RE Forecast) และ (3) ระบบไมโครกริดและระบบกักเก็บพลังงาน (Microgrid & ESS)
2. ประเทศไทยมีการดำเนินโครงการด้านการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response; DR)มาอย่างต่อเนื่อง โดยเป็นการตอบสนองด้านโหลดแบบชั่วคราว (Temporary DR) เพื่อรองรับสถานการณ์ฉุกเฉิน (Emergency DR) ทั้งนี้ ภายใต้แผนขับเคลื่อนฯ ระยะสั้น เสาหลักที่ 1 การตอบสนองด้านโหลดและระบบบริหารจัดการพลังงาน มีเป้าหมายที่จะพัฒนาธุรกิจด้านการตอบสนองด้านโหลดแบบกึ่งอัตโนมัติ(Semi-auto DR) 350 เมกะวัตต์ ในช่วงปี 2561 – 2564 มุ่งเน้นการพัฒนาให้เกิดเป็นธุรกิจ DR และดำเนินการสั่งเรียก DR แบบถาวร (Permanent DR) โดยจะกำหนดเป้าหมาย DR ให้เป็นส่วนหนึ่งของแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (แผน PDP) เพื่อทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า รวมถึงทดแทนการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้าในบางช่วงเวลา เพื่อให้เกิดการพัฒนาการใช้งานการตอบสนองด้านโหลดในเชิงพาณิชย์ ซึ่งจะช่วยกระตุ้นเศรษฐกิจ เพิ่มประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้า และสามารถนำการตอบสนองด้านโหลด (DR) มาทดแทนโรงไฟฟ้าในแผน PDP ได้ จำเป็นต้องเริ่มพัฒนากิจกรรมทางธุรกิจเพื่อเตรียมพร้อมในการพัฒนาความสามารถในการรวบรวมโหลดในอนาคต สนพ. จึงเห็นควรดำเนินโครงการการตอบสนองด้านโหลดตามแผนขับเคลื่อนฯในระยะสั้น โดยจัดทำเป็นโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ในช่วงระหว่างปี 2565 - 2566 ในปริมาณเป้าหมาย 50 MW เพื่อไม่ก่อให้เกิดภาระค่าไฟฟ้าต่อประชาชนมากเกินจำเป็นและเป็นการทดสอบนำร่องการใช้งานจริงของโปรแกรม DR ระหว่างการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ก่อนนำไปขยายผลการดำเนินการให้เป็นไปตามเป้าหมายต่อไป
3. สนพ. ได้ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน กกพ.) และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ดำเนินการเตรียมความพร้อมและขับเคลื่อนการดำเนินงานที่เกี่ยวข้องกับการตอบสนองด้านโหลดตามแผนงาน ในช่วงปี 2560-2564 ประกอบด้วย (1) การพัฒนาระบบสมาร์ทมิเตอร์สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าปัจจุบันติดตั้งในกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรมครอบคลุมในเขต กฟน. แล้ว และจะครอบคลุมในพื้นที่เขต กฟภ. ภายในปี 2566 (2) การจัดตั้งศูนย์ควบคุมการตอบสนองด้านโหลด (Demand ResponseControl Center; DRCC) (3) การนำร่องการสาธิตระบบบริหารจัดการการควบคุมโหลด (Load AggregatorManagement System; LAMS) (4) การศึกษาการพัฒนารูปแบบธุรกิจการตอบสนองด้านโหลดที่เหมาะสมและ (5) การออกแบบรายละเอียดโปรแกรม และแนวทางการกำกับดูแลธุรกิจการตอบสนองด้านโหลด(Demand Response) พร้อมทั้งการพัฒนาเครือข่ายผู้ใช้ไฟฟ้าที่มีโอกาสเข้าร่วมโครงการ ต่อมาเมื่อวันที่ 2กันยายน 2564 สนพ. ได้ประชุมหารือร่วมกับคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) พิจารณาแนวทางการดำเนินงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 (โครงการนำร่องฯ) โดยที่ประชุมเห็นว่า เพื่อไม่ให้ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน จึงเห็นควรใช้เงินกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในการดำเนินโครงการนำร่องฯ โดยให้นำเสนอ กพช. พิจารณาแนวทางดังกล่าว เพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 9(8) และมาตรา 64 แห่งพระราชบัญญัติประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
4. สาระสำคัญของโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565-2566 แบ่งเป็น (1) แนวทางการจัดทำโครงการในช่วงนำร่อง รูปแบบโปรแกรม DR ใช้โปรแกรมการตอบสนองในรูปแบบ Firm (CommitCapacity DR Program) เพื่อทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และลดต้นทุนการผลิตไฟฟ้าในช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุด กลุ่มผู้เข้าร่วมโครงการ ได้แก่ กลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม ที่มีความพร้อมด้านโครงสร้างพื้นฐานสมาร์ทมิเตอร์และมีต้นทุนการบริหารจัดการต่ำกว่าผู้ใช้ไฟฟ้ารายเล็ก จัดหาโดยกำหนดราคาและประกาศรับซื้อแหล่งทรัพยากร DR (DR Capacity Purchase) เป้าหมาย 50 เมกะวัตต์ ดำเนินการในช่วงปี 2565 – 2566(2) โครงสร้างการสั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DR) มีศูนย์สั่งการการตอบสนองด้านโหลด (DRCC) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ผู้รวบรวมโหลด (Load aggregator; LA) ดำเนินการโดยการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ประกอบด้วย การไฟฟ้านครหลวง และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค สำหรับระยะนำร่อง โดยแบ่งตามเป้าหมายDR ในสัดส่วนร้อยละ 30 และ 70 ตามลำดับ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการ (DR Participants) เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าภาคธุรกิจและอุตสาหกรรม (Commercial & Industrial) ซึ่งเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภท 3, 4 และ 5 (3) รายละเอียดของโปรแกรมตอบสนองด้านโหลด (DR Program) แบ่งเป็น โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าส่ง (Wholesale DR)ระหว่าง DRCC กับ LA ชื่อโปรแกรม Peak Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้งไม่เกิน 2 ครั้งต่อวัน และไม่เกิน 6 ครั้งต่อเดือน โดยเรียกขั้นต่ำอย่างน้อย 150 ชั่วโมงต่อปี มีช่วงเวลาการเรียกคือ 13.30-16.30 น. และ 19.30-22.30 น. และโปรแกรมการตอบสนองด้านโหลดในระดับค้าปลีก (Retail DR)ระหว่าง LA กับ DR Participants ชื่อโปรแกรม Capacity DR Program เงื่อนไขการเรียก ระยะเวลา 3 ชั่วโมงต่อครั้งไม่เกิน 1 ครั้งต่อวัน และ ไม่เกิน 3 ครั้งต่อเดือน ช่วงเวลาการเรียก 13.30 - 16.30 น. (Afternoon) หรือ19.30 น.- 22.30 น. (Evening) โดยทั้ง 2 โปรแกรม มีการแจ้งเตือนล่วงหน้า 1 วัน (ก่อนเวลา 17.00 น. ของวันก่อนดำเนินมาตรการ) การคำนวณ Base line จากการใช้ไฟฟ้าภายใน 10 วันย้อนหลัง มีระยะเวลาเข้าร่วมโครงการ 12 เดือน (4) แผนงานโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด นำเสนอ กบง. และ กพช.ในช่วงไตรมาส 4 ของปี 2564 ในปี 2565 ไตรมาส 1 – 2 ลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MOU) พร้อมทั้งจัดทำประกาศการรับซื้อการตอบสนองด้านโหลด ในไตรมาส 3-4 ให้ กฟน. และ กฟภ. เปิดรับสมัครผู้เข้าร่วมโครงการตรวจสอบแหล่งทรัพยากร DR และส่งมอบให้ DRCC ดำเนินโครงการนำร่องฯ (DRCC-LA-ผู้ใช้ไฟฟ้า)ในปี 2566 จากนั้นประเมินผลความสำเร็จเมื่อสิ้นสุดโครงการ
5. รูปแบบการจ่ายผลตอบแทน DR แบ่งออกเป็น 2 ส่วนหลัก ได้แก่ ค่าความพร้อมในการลดการใช้ไฟฟ้า (AP) คือ ค่าตอบแทนแบบคงที่ (Fixed) มีหน่วยเป็น บาท/kW/เดือน ประเมินจากการนำ DRไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าประเภทกังหันก๊าซ (Peaking Plant) และค่าพลังงานไฟฟ้าที่ลดได้ (EP) คือค่าตอบแทนตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดการใช้ไฟฟ้าจริง มีหน่วยเป็น บาท/kWh โดยแปรผันตามต้นทุนต่อหน่วยของโรงไฟฟ้าที่ถูกทดแทนด้วยโปรแกรม DR ในส่วนอัตราผลตอบแทน DR แบ่งเป็น (1) โปรแกรม DR ในระดับค้าส่งระหว่าง DRCC กับ LA ค่า AP เท่ากับ 115.88 บาท/kW/เดือน ค่า EP1 เท่ากับ 3.3256 บาทต่อหน่วย ค่า EP1เท่ากับ 1.6628 บาทต่อหน่วย และ (2) โปรแกรม DR ในระดับค้าปลีกระหว่าง LA กับ DR Participants ค่า APส่งผ่านไปยัง DR Participants เฉลี่ยตามจำนวนผู้เข้าร่วมโปรแกรมทั้งหมด ส่วนค่า EP1 และ EP2 ส่งผ่านไปยังDR Participants ตามหน่วยไฟฟ้าที่ลดได้จริง โดยอัตราผลตอบแทน DR จำเป็นต้องใช้เงินสนับสนุนรวมประมาณ 100 ล้านบาท สำหรับการดำเนินโครงการนำร่องฯ 50 เมกะวัตต์ ในปี 2565 - 2566
6. การส่งผ่านค่าตอบแทนการตอบสนองด้านโหลด (DR) ในโครงการนำร่องฯ จะเป็นการส่งต่อค่าตอบแทนจาก DRCC ไปยัง LA เพื่อไปกระจายสู่ผลตอบแทนไปสู่ผู้เข้าร่วมโครงการ (DR Participants)โดยตรงตามผลการลดการใช้พลังงานจริง (Performance Rate) ที่ระบุไว้ในสัญญา เนื่องจากในการจัดหาทรัพยากร DR ยังคงเป็นส่วนหนึ่งของกิจกรรมการจัดหาไฟฟ้าของรัฐ และสำหรับแหล่งที่มาของค่าตอบแทน DRให้ใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เนื่องจากในระยะโครงการนำร่องฯ ยังไม่มีการทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้ากังหันก๊าซจริง สำหรับในระยะเชิงพาณิชย์ จะส่งผ่านผลตอบแทนตามกลไกตลาด โดยหากบรรจุการจัดหาทรัพยากร DRเป็นส่วนหนึ่งของแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ค่าใช้จ่ายดังกล่าวจะอยู่ในโครงสร้างค่าไฟฟ้าฐานทั้งหมด สำหรับโครงการนำร่องฯ จะยังไม่มีการคิดบทปรับ/ลงโทษ ทั้งในระดับการซื้อขาย DRแบบค้าส่ง และระดับการซื้อขาย DR แบบค้าปลีก
7. ผลประโยชน์โดยภาพรวมที่คาดว่าจะได้รับจากโครงการนำร่องฯ ได้แก่ (1) ทดแทนการเดินเครื่องโรงไฟฟ้าในช่วง Peak ได้ไม่น้อยกว่า 10.8 ล้านหน่วย (2) ลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้อย่างน้อย3,900 ตันคาร์บอนไดออกไซต์ (tCO2) (3) สร้างรายได้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่เข้าร่วมโครงการรวมประมาณ 100 ล้านบาท(3) ช่วยลดภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนรวม 17.5 ล้านบาท (5) เตรียมความพร้อมและทดสอบระบบให้เกิดความเชื่อมั่นในการเรียกใช้งาน DR ได้อย่างเป็นรูปธรรม เพื่อไปทดแทนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ในอนาคตตามเป้าหมาย DR 350 เมกะวัตต์ ส่วนผลกระทบโดยภาพรวม เนื่องจากในช่วงปี 2565 – 2570 ประเทศไทยยังมีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองสูง และยังไม่ต้องการโรงไฟฟ้าใหม่ การดำเนินโครงการนำร่อง DR อาจส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าในช่วงแรก แต่ยังสามารถใช้ทรัพยากร DR ดังกล่าวลดต้นทุนไฟฟ้าในระยะยาวได้ อย่างไรก็ดีโครงการนำร่อง DR 50 เมกะวัตต์ จะไม่ส่งผลกระทบต่อค่าไฟฟ้า ในปี 2565 - 2566 เนื่องจากใช้เงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97(4) ในระยะเริ่มต้น ทั้งนี้ ผลประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับสำหรับผู้เข้าร่วมโครงการ ประกอบด้วย (1) ได้ค่าตอบแทนจากการลดใช้พลังงานไฟฟ้าในช่วงเวลาที่มีการดำเนินมาตรการ (2) ค่าใช้จ่ายสำหรับค่าไฟฟ้าลดลง จากการลดใช้พลังงานไฟฟ้า (3) เป็นทางเลือกในการบริหารจัดการค่าใช้ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ และ (4) เสริมภาพลักษณ์ทางธุรกิจ (Green Energy Saving)สนับสนุนนโยบายภาครัฐการลดการปลดปล่อยก๊าซเรือนกระจก (GHG)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการดำเนินโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณาต่อไป รายละเอียดดังนี้
1. เห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 - 2566 ตามที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) โดยมีปริมาณเป้าหมายการตอบสนองด้านโหลด 50 เมกะวัตต์
2. มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สนพ. คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และการไฟฟ้านครหลวง ร่วมกันขับเคลื่อนโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดให้ประสบผลสำเร็จ โดยให้ดำเนินการตามขั้นตอนเสมือนจริง พร้อมทั้งทำการประเมินผลโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดและรายงานผลต่อ กพช. ทราบเป็นระยะ ๆเพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมขยายผลในระยะต่อไป
3. มอบหมายให้ สนพ. ร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องจัดทำโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลด ปี 2565 – 2566 โดยขอรับเงินสนับสนุนจากกองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพื่อกิจการตามมาตรา 97 (4)แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับผลตอบแทนการตอบสนองด้านโหลดแก่ผู้เข้าร่วมโครงการ พร้อมทั้งค่าใช้จ่ายในการบริหารและติดตามประเมินผลโครงการ