จับตา: มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2564 (ครั้งที่ 153)

กองบรรณาธิการ TCIJ 1 ก.ค. 2564 | อ่านแล้ว 3491 ครั้ง


เมื่อวันที่ 22 มิ.ย. 2564 คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบ 'มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ครั้งที่ 1/2564 (ครั้งที่ 153)' ดังนี้

1. รับทราบตามที่กระทรวงพลังงาน (พน.) เสนอมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 1/2564 (ครั้งที่ 153) เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 จำนวน 5 เรื่อง ได้แก่ (1) แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ (ก๊าซฯ) ระยะที่ 2 (2) การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ เพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2561 – 2580 [Power Development Plan 2018 (Revision 1): PDP 2018 (Rev.1)] (3) หลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือก๊าซฯ เหลว (Liquefied Natural Gas: LNG) (Reloading) สำหรับสัญญาระยะยาวของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) (4) นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564 - 2568 และ (5) การแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า และให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้ารับความเห็นของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมและสำนักงานคณะกรรมการนโยบายเขตพัฒนาพิเศษภาคตะวันออกไปพิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป

2. ให้กระทรวงพลังงานและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกำกับดูแลให้หน่วยงานเจ้าของโครงการ และหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้องเร่งดำเนินการตามแนวทางแผนงาน และโครงการที่กำหนดไว้ โดยให้เป็นไปอย่างโปร่งใส ตรวจสอบได้ และเป็นไปตามกฎหมายและระเบียบที่เกี่ยวข้องอย่างเคร่งครัด เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกฝ่าย รวมทั้งให้ดำเนินการตามมาตรการบรรเทาผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นต่อสิ่งแวดล้อมและชุมชนอย่างครอบคลุมและครบถ้วนด้วย

3. ให้กระทรวงพลังงาน คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานและหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้องเร่งดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อขับเคลื่อนประเด็นตามแผนการปฏิรูปประเทศด้านพลังงานให้เกิดผลเป็นรูปธรรม โดยเฉพาะมิติด้านการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานและการใช้พลังงานทดแทนทั้งในหน่วยงานภาครัฐ เอกชน และครัวเรือนโดยเร็ว เพื่อให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ รวมทั้งให้เร่งดำเนินการศึกษาและกำหนดแนวทาง หลักเกณฑ์ และแผนการดำเนินงานที่ชัดเจน เพื่อรองรับความต้องการไฟฟ้าที่มีแนวโน้มเพิ่มมากขึ้นจากอุตสาหกรรมและกิจกรรมทางเศรษฐกิจใหม่ อาทิ รถยนต์พลังงานไฟฟ้า (Electric Vehicle) รถไฟความเร็วสูง ตลอดจนการสนับสนุนให้ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถผลิตไฟฟ้าใช้เองได้ (Prosumers) โดยเร็ว เพื่อสร้างความมั่นคงด้านพลังงานในระยะยาว

4. ให้กระทรวงพลังงานดำเนินการตามความเห็นของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาในการเสนอเรื่อง มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อคณะรัฐมนตรีอย่างเคร่งครัดต่อไป

สาระสำคัญของเรื่อง

พน. รายงานว่า ในคราวประชุม กพช. ครั้งที่ 1/2564 เมื่อวันที่ 1 เมษายน 2564 ที่ประชุมได้พิจารณาและมีมติในเรื่องเชิงนโยบายที่สำคัญและได้รับรองมติการประชุมเรียบร้อยแล้ว จำนวน 5 เรื่อง โดยมีสาระสำคัญสรุปได้ ดังนี้

1. แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 2 (ระยะเปลี่ยนผ่าน)1

1.1 พน. กฟผ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้ดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินโครงการนำร่อง โดย กฟผ. ได้ทดสอบนำเข้าก๊าซฯ แบบ Spot LNG จำนวน 2 ลำเรือ ปริมาณ 65,000 ตันต่อลำเรือเพื่อแปรสภาพก๊าซฯ ไปใช้ในโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ทั้งนี้ จากผลการทดสอบมีประเด็นสำคัญที่ควรกำหนดแนวทางที่ชัดเจนก่อนดำเนินงานระยะที่ 2 เช่น (1) การทดสอบได้รับการผ่อนปรน กฎ ระเบียบ ข้อกำหนดต่าง ๆ เกี่ยวกับการให้บริการของสถานี LNG และการเปิดให้ใช้หรือเชื่อมต่อระบบส่งก๊าซบนบกแก่บุคคลที่สาม (Third Party Access Code: TPA Code) (2) ต้องมีการปรับคุณภาพ LNG ด้วยการผสมกับก๊าซของ ปตท. เพื่อให้ได้คุณสมบัติค่าความร้อนอยู่ในช่วงที่สามารถส่งเข้าสู่ระบบได้ และ (3) กรณีราคา LNG แบบ Spot ปรับตัวสูงขึ้นเท่ากับราคา Pool Price2 หรือสูงกว่า อาจทำให้ Shipper ไม่ประสงค์จะนำเข้า LNG มาใช้เองและกลับมาซื้อก๊าซจากราคาเฉลี่ยของประเทศ เป็นต้น

1.2 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ในการประชุม เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2564 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 2 ซึ่งเป็นการดำเนินการต่อจากแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 1 ซึ่งคณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบแล้ว (มติคณะรัฐมนตรี 26 กันยายน 2560 และ 31 มีนาคม 2563) โดยสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้

หัวข้อ

สาระสำคัญ

โครงสร้าง

กิจการก๊าซฯ

· แบ่งการดำเนินการออกเป็น 2 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ตามแนวทางที่ กบง. และ กพช. กำหนด (Regulated Market) ซึ่งโดยส่วนใหญ่เป็นผู้ใช้ก๊าซฯ ที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซฯ กับ ปตท. เพื่อผลิตไฟฟ้าเพื่อขายเข้าระบบ และ/หรือเพื่ออุตสาหกรรม และ (2) กลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market)

ธุรกิจต้นน้ำ :

การจัดหาก๊าซฯ

· ให้ ปตท. บริหารอุปทานของก๊าซฯ เดิม (Old Supply) (ได้แก่ ก๊าซฯ จากแหล่งในประเทศทั้งหมด ก๊าซฯ ที่นำเข้าจากประเทศเมียนมา และ LNG จากสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ระยะยาวที่มีอยู่ปัจจุบัน จำนวน 4 สัญญา) ผ่านราคาก๊าซฯ ที่จำหน่ายในประเทศ (Pool Gas) เพื่อจำหน่ายกับกลุ่มลูกค้าตามสัญญาเดิมกับ ปตท. (OId Demand)3

· กรณีที่ราคา Spot LNG มีราคาต่ำกว่าราคา Pool Gas ให้ ปตท. จัดหา Spot LNG ที่ราคาต่ำมาเพิ่มด้วยวิธีการประมูล ภายใต้การกำกับของ กกพ. (LNG Spot Flexible) ทั้งนี้ ให้ถือเป็น OId Supply เพื่อจำหน่ายให้กับ Old Demand

· ให้ผู้นำเข้า LNG รายใหม่ (New Shipper) จัดหาอุปทานของก๊าซฯ ใหม่ (New Supply) เพื่อจำหน่ายให้กับกลุ่มลูกค้าตามสัญญาใหม่ (New Demand)4 ทั้งในกลุ่ม Regulated Market อาทิ กฟผ. โรงไฟฟ้าที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ และกลุ่ม Partially Regulated Market อาทิ โรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ

ธุรกิจกลางน้ำ :

การส่งก๊าซฯ

· ให้ท่าเทียบเรือและสถานีรับ-จ่าย LNG (LNG Receiving Terminal) และโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ สายประธาน (บนบก) จะต้องเปิดให้บุคคลที่สามสามารถนำมาใช้และเชื่อมต่อได้ โดยให้จัดตั้งผู้บริหารระบบท่อก๊าซฯ (Transmission System Operator: TSO) เป็นนิติบุคคล5 มีหน้าที่บริหารโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ ที่แยกเป็นอิสระจากธุรกิจจัดหาและจำหน่ายก๊าซฯ

ธุรกิจปลายน้ำ :

การขายก๊าซฯ

· มี 2 รูปแบบ คือ (1) การขายก๊าซฯ จาก OId Supply ในรูปแบบและราคา Pool Gas ให้กับ Old Demand อาทิ โรงแยกก๊าซฯ และโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายก๊าซฯ กับ ปตท. อยู่ในปัจจุบัน และ (2) การขายก๊าซฯ จาก New Supply โดย New Shipper ให้กับโรงไฟฟ้าหรือโรงงานอุตสาหกรรมที่จะลงนามในสัญญาใหม่ (New Demand) ทั้งในกลุ่มลูกค้าที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ (Regulated Market) และกลุ่มที่ไม่ขายไฟฟ้าเข้าระบบ (Partially Regulated Market)

โครงสร้าง

ราคาก๊าซฯ

· ประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซฯ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการจัดหาและค้าส่งก๊าซฯ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ (อัตราค่าผ่านท่อก๊าซฯ ที่ Shipper รายใหม่ต้องไปจองใช้บริการท่อก๊าซฯ จาก TSO ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อฯ บนบกเท่านั้น) โดยให้ กกพ. กำหนดและทบทวนโครงสร้างราคาฯ ให้แล้วเสร็จภายในไตรมาส 2 ของปี 2564 เพื่อเสนอ กบง. และ กพช. พิจารณาต่อไป

หลักเกณฑ์

การนำเข้า LNG

· กรณีสัญญาระยะยาว/ระยะกลาง ให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) กำหนดหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG เสนอ กบง. และ กพช.

· กรณีนำเข้า Spot LNG ต้องมีราคาต่ำกว่า Pool Gas โดย ปตท. จัดประมูลหา Spot Flexible ภายใต้การกำกับของ กกพ.

· กรณีทั้ง 2 กรณีข้างต้นจะต้องมีราคาไม่เกินราคาอ้างอิงของประเทศญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ (Japan-Korea Marker. JKM) ปรับด้วยส่วนต่างค่าขนส่งจากประเทศผู้ค้าต้นทางส่งมอบที่ประเทศญี่ปุ่นกับที่ประเทศไทย (JKM adjust by freight cost) และมีเพดานราคาไม่เกินราคา LNG นำเข้าจากสัญญาระยะยาวที่ต่ำที่สุดทุกช่วงเวลาของ ปตท. ในปัจจุบัน

· ปริมาณการนำเข้า LNG จะต้องไม่ส่งผลให้เกิดภาระ Take or Pay

1.3 กพช. มีมติรับทราบผลการดำเนินงานการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินโครงการนำร่อง ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2563และเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 2 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องไปดำเนินการในรายละเอียดต่อไป รวมถึงมอบหมาย กบง. เป็นผู้พิจารณาและดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ ระยะที่ 2 ในทางปฏิบัติให้เป็นรูปธรรมต่อไป

2. การพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ เพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1)

2.1 คณะรัฐมนตรีมีมติ (20 ตุลาคม 2563) เห็นชอบแผน PDP2018 (Rev.1) ซึ่งตามแผนดังกล่าว เขตนครหลวงจะมีกำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจากแผน PDP2015 (ที่คณะรัฐมนตรีมีมติรับทราบแล้ว) ประมาณ 2,820 เมกะวัตต์ ณ สิ้นปี 2580 กล่าวคือ ความต้องการใช้ก๊าซฯ จะเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ [จาก 650 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) เป็น 1,050 MMscfd] จนเกินศักยภาพรวมของโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ 2 แห่ง (800 MMscfd) ภายใต้แผนระบบรับส่งและโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ เพื่อความมั่นคงตามแผน PDP2015ประกอบกับ ในช่วงปี 2567 - 2570 ความต้องการใช้ LNG ของประเทศจะอยู่ที่ระดับ 11-13 ล้านตันต่อปี ซึ่ง LNG Receiving Terminal ของ ปตท. ที่อยู่ระหว่างการพัฒนาจะมีศักยภาพรองรับการนำเข้า LNG ได้ถึง 24 – 34.8 ล้านตันต่อปี ดังนั้น ปตท. ร่วมกับ กฟผ. ประเมินทางเลือกในการพัฒนาศักยภาพของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซฯ และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการนำเข้า LNG (LNG Receiving Facilities) โดยเปรียบเทียบค่าใช้จ่ายในการลงทุนและค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน และเห็นว่า เพื่อให้สามารถรองรับประมาณการความต้องการใช้ก๊าชฯ ที่เพิ่มขึ้นได้ตามแผน PDP ดังกล่าว โดยเห็นควรให้ปรับรูปแบบการลงทุนจากโครงการ FSRU พื้นที่อ่าวไทยตอนบน ขนาด 5 ล้านตันต่อปี ของ กฟผ. และให้ ปตท. ดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซฯ บนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้แทนโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ 2 แห่ง ซึ่งจะเพิ่มศักยภาพของระบบรับส่งก๊าซฯ ในเขตนครหลวงจาก 800 MMscfd เป็น 1,400 MMscfd และมีค่าใช้จ่ายน้อยกว่าโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ 2 แห่งดังกล่าว เพื่อให้การลงทุนโครงสร้างพื้นฐานของประเทศเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เกิดประโยชน์สูงสุด และไม่สร้างภาระแก่ประชาชน ทั้งนี้ กบง. ได้มีมติเห็นชอบแล้วเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2564 โดยข้อเสนอของ ปตท. และ กฟผ. มีสาระสำคัญต่างไปจากโครงการเดิมสรุปได้ ดังนี้

โครงการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ

ตามแผน PDP2015

ข้อเสนอการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซฯ

ตามแผน PDP2018 (Rev.1)

· ให้ กฟผ. เป็นผู้ดำเนินโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) ขนาด 5 ล้านตันต่อปี มูลค่าการลงทุนประมาณ 24,500 ล้านบาท

 

· ให้ กฟผ. ร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ตำบลหนองแฟบ จังหวัดระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี

· ให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ กลางทางบนระบบท่อส่งก๊าซฯ บนบกเส้นที่ 5 และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ บนระบบท่อส่งก๊าซฯ ราชบุรี-วังน้อย

    - ศักยภาพการรับส่งก๊าซ 800 MMscfd

    - วงเงินลงทุนรวม ประมาณ 12,000 ล้านบาท

· ยกเลิกโครงการสถานีเพิ่มความดัน 2 แห่งดังกล่าว

· ให้ ปตท. ดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซฯ บนบก จากอำเภอบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้

    - ศักยภาพการรับส่งก๊าซ 1,400 MMscfd

    - วงเงินลงทุน 11,000 ล้านบาท

    - จุดเริ่มต้น-สิ้นสุดโครงการ : อำเภอบางปะกง จังหวัดฉะเชิงเทรา-อำเภอเมือง จังหวัดสมุทรปราการ

    - ระยะทางประมาณ 74 กิโลเมตร

    - กำหนดแล้วเสร็จปี 2568

2.2 กพช. มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. ปรับรูปแบบการลงทุนเป็นการร่วมลงทุนกับ ปตท. สัดส่วน 50:50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) และเห็นชอบให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินโครงการระบบท่อส่งก๊าซฯ บนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้ และยกเลิกสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ ทั้ง 2 แห่ง โดยมีรายละเอียดตามที่ กบง. มีมติเห็นชอบข้างต้น

3. หลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาระยะยาวของ ปตท.

3.1 เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2563 กกพ. มีมติเห็นชอบในหลักการตามแผนปฏิบัติการภายใต้โครงการ ERC Sandbox6 เพื่อดำเนินการพัฒนาโครงการการพัฒนาประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการค้าขาย LNG ของภูมิภาค (Regional LNG Hub) ทั้งนี้ การส่งออก LNG (Reloading) ถือเป็นส่วนหนึ่งของโครงการดังกล่าว มีวัตถุประสงค์เพื่อบริหารจัดการปริมาณ LNG ในช่วงที่ความต้องการใช้ก๊าซฯ ลดลงจากสถานการณ์โรคติดเชื้อไวรัสโคโรนา 2019 โดยให้ ปตท.ขาย LNG ได้ในช่วงที่ราคา Spot สูงกว่าราคาจากสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ระยะยาว และหาโอกาสจัดหา LNG เข้ามาทดแทนในช่วงที่ราคา Spot ลดลง โดยระหว่างวันที่ 25 - 26 มกราคม 2564 ปตท. ได้ดำเนินการทดลองส่งออก LNG และได้รายงานว่าการดำเนินการไม่เกิดปัญหาอุปสรรคด้านเทคนิค และเกิดรายได้นำส่งภาครัฐประมาณ 580 ล้านบาท ซึ่งเมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2564 กบง. มีมติรับทราบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เที่ยวเรือแรกของ ปตท. ดังกล่าว และมอบหมายให้ กกพ. นำรายได้นำส่งภาครัฐประมาณ 580 ล้านบาท ไปลดราคาค่าก๊าซฯ รวมทั้งเห็นชอบหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ระยะยาวของ ปตท. โดยให้นำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป

3.2 หลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ระยะยาวของ ปตท. มีดังนี้

3.2.1 หลักเกณฑ์ด้านปริมาณ ให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออก LNG ได้ โดยต้องไม่กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซฯ ของประเทศ

3.2.2 หลักเกณฑ์ด้านราคา กรณีที่ ปตท. ส่งออก LING ภายใต้สัญญาระยะยาวที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และคณะรัฐมนตรี ให้ ปตท. นำส่งรายได้ระหว่างราคาขาย LNG จริง กับราคา Pool LNG เฉลี่ยรายเดือน หลังหักค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องให้กับภาครัฐไปลดราคาค่าก๊าซฯ

รายได้นำส่งภาครัฐ = (ราคาขาย LNG จริง – ราคา Pool LNG – ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง*) X ปริมาณ LNG

*ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้อง เช่น ค่าจ้างเรือ ค่าขนส่ง ค่า Reloading service ค่าดำเนินการของ ปตท. เป็นต้น

3.3 กพช. มีมติรับทราบการดำเนินการส่งออก LNG (Reloading) เที่ยวเรือแรกของ ปตท. และมอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการนำรายได้นำส่งภาครัฐประมาณ 580 ล้านบาท ไปลดราคาค่าก๊าซฯ และเห็นชอบหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ระยะยาวของ ปตท.

4. นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564-2568

4.1 เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2564 กบง. มีมติเห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย ปี 2564-2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ตามที่ สนพ. เสนอ โดยมีหลักการที่สำคัญสรุปได้ ดังนี้

หัวข้อ

สาระสำคัญ

วัตถุประสงค์ของการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า

· เพื่อให้สะท้อนต้นทุนของกิจการไฟฟ้าอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม

· เพื่อรองรับการเปลี่ยนแปลงบริบทของอุตสาหกรรมไฟฟ้า

· เพื่อเกื้อหนุนต่อการรักษาประสิทธิภาพ เสถียรภาพ และความมั่นคงด้านพลังงานไฟฟ้าของประเทศโดยรวม

· เพื่อให้การดำเนินนโยบายของภาครัฐผ่านกลไกการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเป็นไปอย่างครอบคลุม เป็นธรรม และมีประสิทธิภาพ

หลักการทั่วไปของอัตราค่าไฟฟ้า

ปี 2564-2568

· มีลักษณะเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นบางกรณี เช่น การซื้อขายไฟฟ้าบนพื้นที่เกาะ

· อัตราค่าไฟฟ้าต้องสะท้อนรายได้ที่พึงได้รับของกิจการไฟฟ้าแต่ละประเภท (เช่น ค่าผลิต ค่าระบบส่ง ค่าระบบจำหน่าย เป็นต้น) และต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพของระบบไฟฟ้า

องค์ประกอบ

ในอัตราค่าไฟฟ้า

· เพิ่มองค์ประกอบในอัตราค่าไฟฟ้า ได้แก่ (1) ค่าใช้จ่ายที่เกิดจากการดำเนินงานตามนโยบายของภาครัฐ (Policy Expense)7  และ (2) ค่า Ft ซึ่งคิดจากค่าใช้จ่ายที่แตกต่างไปจากค่าที่ใช้ในการกำหนดค่าไฟฟ้าฐาน

4.2 นอกจากนี้ เพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการเปลี่ยนแปลงของอุตสาหกรรมไฟฟ้า หน่วยงานที่เกี่ยวข้องควรศึกษาและประกาศใช้อัตราค่าบริการระบบส่งและระบบจำหน่าย (Wheeling Charge) ภายในปี 2568 รวมถึงควรพิจารณาการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าทางเลือก อาทิ อัตราค่าไฟฟ้าประเภทเติมเงิน (Pre-Paid) และอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ให้ความร่วมมือในการเพิ่มประสิทธิภาพระบบไฟฟ้าเป็นการชั่วคราว (Temporary demand response programs)

4.3 กพช. มีมติเห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย  ปี 2564-2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ปี 2564-2568 ตามที่ พน. เสนอ และมอบหมายให้ กกพ. พิจารณาดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องเพื่อให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ทั้งนี้ หาก กกพ. พิจารณาแล้วเห็นว่าควรกำหนดให้มีมาตรการหรือการดำเนินการเฉพาะอันก่อให้เกิดประโยชน์ต่อประชาชนเพิ่มเติม ให้นำเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป

5. การแต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า

กพช. มีมติเห็นชอบร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ที่ ../2564เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้า ภายใต้ กพช. ตามมาตรา 9 แห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ตามที่ พน. เสนอ และมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาลงนามต่อไป โดยให้คณะกรรมการฯ มีรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เป็นประธานกรรมการ ผู้อำนวยการ สนพ.เป็นกรรมการและเลขานุการ และให้มีหน้าที่และอำนาจหลักเพื่อจัดทำแผนบูรณาการการลงทุนและการดำเนินงานเพื่อพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานด้านพลังงานไฟฟ้าของการไฟฟ้า 3 แห่ง ให้สอดคล้องกับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) แผนแม่บทการพัฒนาระบบโครงข่ายสมาร์ทกริดของประเทศไทย และนโยบายด้านระบบโครงข่ายไฟฟ้า และเสนอแผนบูรณาการดังกล่าวต่อ กพช. ภายในปี 2565 ซึ่งสอดคล้องกับแผนการปฏิรูปประเทศด้านพลังงาน (ฉบับปรับปรุง) ที่กำหนดให้ปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและธุรกิจก๊าซฯ เพื่อเพิ่มการแข่งขันและกำหนดเป้าหมายการจัดทำแผนบูรณาการฯ ภายใต้ปี 2565

_________________________

1แนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซฯ มี 3 ระยะ ได้แก่ ระยะที่ 1 ระยะดำเนินโครงการนำร่อง ระยะที่ 2 ระยะเปลี่ยนผ่าน และระยะที่ 3 ระยะเสรี

2Pool Price คือ ราคาก๊าซฯ จากระบบท่อประธานของ ปตท. ที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซฯ จากอ่าวไทย ก๊าซจากประเทศเมียนมาแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน LNG และก๊าซฯ จากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู

3Old Demand ประกอบด้วย ความต้องการใช้ก๊าซฯ ของโรงแยกก๊าซฯ โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ที่มีสัญญาแบบบังคับปริมาณก๊าซฯ ซื้อขาย (Firm) กับ ปตท. (Daily Contract Quantity: DCQ) และโรงไฟฟ้าที่มีสัญญากับ ปตท. อยู่ในปัจจุบันที่เริ่มมีการใช้ก๊าชฯ ตามสัญญาแล้ว

4New Demand ประกอบด้วย ความต้องการก๊าซฯ จากโรงไฟฟ้าและภาคอุตสาหกรรมที่จะลงนามสัญญาใหม่ และที่มีการลงนามสัญญาอยู่ในปัจจุบันแต่ยังไม่มีการเริ่มใช้ก๊าซฯ โดยสามารถซื้อจาก Pool Gas ได้ในกรณีที่ปริมาณใน Pool Gas ยังมีเหลือ

5ให้ ปตท. ดำเนินการแยกกิจการระบบท่อส่งก๊าซฯ และจัดตั้ง TSO เป็นนิติบุคคลให้แล้วเสร็จภายใน 15 เดือน หลังจากได้ข้อยุติเกี่ยวกับเรื่องที่สำนักงานการตรวจเงินแผ่นดินมีข้อโต้แย้งทางกฎหมายเกี่ยวกับการตีความศาลปกครองสูงสุดในการดำเนินการแบ่งแยกทรัพย์สินของ ปตท. ซึ่งปัจจุบันอยู่ระหว่างการหารือระหว่างสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา และสำนักงานการตรวจเงินแผ่นดิน

6Energy Regulatory Commission Sandbox (ERC Sandbox) คือ โครงการเพื่อพัฒนาและทดลองนวัตกรรมที่นำเทคโนโลยีมาสนับสนุนการให้บริการด้านพลังงานในพื้นที่เฉพาะที่กำกับดูแล

7เดิมแฝงอยู่ในส่วนของเงินลงทุน ค่าดำเนินงาน หรือ ค่า Ft

ร่วมเป็นแฟนเพจเฟสบุ๊คกับ TCIJ ออนไลน์
www.facebook.com/tcijthai

ป้ายคำ
Like this article:
Social share: