ผู้ชมทั้งหมด 1,595
กพช.อนุมัติกฟผ.ร่วมปตท. ลงทุนคลัง LNG แห่งที่ 2 ที่ต.หนองแฟบ จ.ระยอง 7.5 ล้านตัน ในสัดส่วน 50 / 50% และเห็นชอบให้ปตท.เป็นผู้ดำเนินการลงทุนท่อส่งก๊าซฯ บางปะกง-พระนครใต้ พร้อมยกเลิกแผน โครงการFSRU อ่าวไทย
นายกุลิศ สมบัติศิริ ปลัดกระทรวงพลังงาน เปิดเผยภายหลังการประชุมคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่มี พลเอก ประยุทธ์ จันทร์โอชา นายกรัฐมนตรี เป็นประธานการประชุม ว่า ที่ประชุมกพช. เห็นชอบการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงสร้างพื้นฐานก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับโครงการโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2018 (Rev.1)
ทั้งนี้จากศักยภาพของโครงข่ายระบบท่อส่งก๊าซ และ LNG Terminal ทั้งที่มีอยู่และที่อยู่ระหว่างการศึกษาความเหมาะสม โดยเฉพาะโครงสร้างพื้นฐานฯ เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าในเขตนครหลวง 5,420 เมกะวัตต์นั้นได้ให้ กฟผ. ยกเลิกแผนการลงทุนโครงการ FSRU ในพื้นที่อ่าวไทยตอนบน (F-1) ตามมติคณะรัฐมนตรี (ครม.) เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2560 โดยให้กฟผ.ร่วมลงทุนกับบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) หรือ PTT ในสัดส่วน 50 : 50 ในโครงการ LNG Receiving Terminal (แห่งที่ 2) ต.หนองแฟบ จ. ระยอง ขนาด 7.5 ล้านตันต่อปี และเห็นชอบให้ ปตท. เป็นผู้ดำเนินการโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติบนบกจากบางปะกงไปโรงไฟฟ้าพระนครใต้เพื่อรองรับโรงไฟฟ้าตามแผน PDP2018 (Rev.1) และยกเลิกสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ(Compressor) บนระบบท่อส่งราชบุรี-วังน้อย และโครงการสถานีเพิ่มความดันก๊าซฯ (Compressor) กลางทางบนระบบท่อส่งบนบกเส้นที่ 5
พร้อมกันนี้ที่ประชุม กพช.ยังรับทราบการส่งออกเที่ยวเรือ LNG (Reloading) สำหรับสัญญาระยะยาวของ ปตท. โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ดำเนินการนำรายได้จากการส่งออก LNG (Reloading) ส่งภาครัฐประมาณ 580 ล้านบาทไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติ และเห็นชอบหลักเกณฑ์การส่งออกเที่ยวเรือสำหรับสัญญาระยะยาวของ ปตท. ซึ่งมี หลักเกณฑ์ด้านปริมาณ ให้ ปตท. สามารถดำเนินการส่งออก LNG ได้ โดยต้องไม่กระทบต่อความต้องการใช้ก๊าซฯ ของประเทศ (ปริมาณสำรอง LNG หลังจากการสูบถ่ายอย่างน้อย 1 ถัง) และ หลักเกณฑ์ด้านราคา ในกรณีที่ ปตท. ส่งออก LNG ภายใต้สัญญาระยะยาว โดย ปตท. จะนำส่งรายได้ระหว่างราคาขาย LNG จริง กับราคา Pool LNG เฉลี่ยรายเดือน หลังหักค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องให้กับภาครัฐ
นอกจากนี้ที่ประชุม กพช.ยังเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 แบ่งออก 2 กลุ่ม คือ กลุ่มที่ 1 อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของกกพ. ตามแนวทางที่คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) และ กพช. กำหนด (Regulated Market) ซึ่งประกอบด้วยผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติจากสัญญาซื้อขายก๊าซที่มีอยู่เดิม (Old Supply) ของปตท. และ Shipper ที่จัดหา LNG เพื่อนำมาใช้กับภาคไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ โดยกลุ่มนี้มีผู้ประกอบการที่ได้ใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ LNG (LNG Shipper) จำนวน 3 ราย ประกอบด้วย บริษัท หินกองเพาเวอร์โฮลดิ้ง จำกัด (HKH) กฟผ. และปตท.
โดยมอบหมายให้ ปตท. บริหารจัดการ Old Supply ซึ่งประกอบด้วยก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในประเทศ (รวมพื้นที่พัฒนาร่วม ไทย-มาเลเซีย : JDA) แหล่งจากเมียนมา และ LNG ที่นำเข้าสัญญาเดิม (5.2 ล้านตัน/ปี) รวมทั้งกำหนดให้ก๊าซในอ่าวไทยต้องนำมาใช้ในโรงแยกก๊าซก่อน และให้ ปตท. เปิดประมูล LNG Spot Flexible ราคาถูกกว่า Pool Gas ภายใต้กำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและเงื่อนไขการกำหนดหลักเกณฑ์สัญญาซื้อขายก๊าซจาก Old Demand (ลูกค้าอุตสาหกรรม, NGV, IPPs, SPPs, VSPPs และ กฟผ.) ให้ขายก๊าซให้แก่ผู้ใช้ก๊าซตามสัญญาและเงื่อนไขเดิม (Pool Gas) และให้ศูนย์ควบคุมระบบกำลังไฟฟ้าแห่งชาติ (National Control Center: NCC) สั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตามวิธีการปัจจุบัน (must run, must take และ merit order)
ส่วนกลุ่มที่ 2 เป็นกลุ่มที่จัดหา LNG เพื่อใช้กับโรงไฟฟ้าที่ไม่ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบ ภาคอุตสาหกรรมและกิจการของตนเอง (Partially Regulated Market) ซึ่งประกอบด้วย บริษัท กัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอปเมนท์ จำกัด(มหาชน) หรือ GULF และบริษัท บี.กริม เพาเวอร์ จำกัด (มหาชน) หรือ BGRIM ที่เป็น Shipper รายใหม่สามารถเข้า LNG ภายใต้การกำกับของ กกพ. ตามเงื่อนไขที่ กบง.และกพช.กำหนด สัญญาระยะยาว เป็นไปตามหลักเกณฑ์ LNG Benchmark และ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการสัญญา Spot ให้ไม่เกินราคา JKM adjust by freight cost ภายใต้การกำกับของ กกพ. ทั้งด้านปริมาณและช่วงเวลา
พร้อมทั้งให้ NCC สั่งเดินเครื่องโรงไฟฟ้าตาม heat rate และส่งผ่านราคาเชื้อเพลิงเข้าค่าไฟฟ้าทั้งหมดด้านโครงสร้างราคาก๊าซให้เป็นไปตาม กบง. และกพช. กำหนด ประกอบด้วย ราคาเนื้อก๊าซ ค่าบริการสถานี LNG ค่าบริการในการจัดหาและค้าส่งก๊าซ อัตราค่าผ่านท่อก๊าซ และอัตราค่าผ่านท่อก๊าซสำหรับ Shipper รายใหม่ ให้คำนวณเฉพาะค่าผ่านท่อบนบกเท่านั้น
ทั้งนี้ Shipper รายใหม่ จัดหา LNG ให้กับโรงไฟฟ้าตนเองหรือใช้ในภาคอุตสาหกรรม โดยจัดหา LNG ที่เป็น New Supply นอกเหนือจาก Old Supply ภายใต้การกำกับของ กกพ. ด้านปริมาณและคุณภาพการให้บริการ การดำเนินการตามแนวทางการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการก๊าซธรรมชาติ ระยะที่ 2 กำหนดให้ LNG Terminal และท่อส่งก๊าซฯ เปิดให้บุคคลที่ 3 เข้ามาใช้และเชื่อมต่อได้ และกำหนดให้ ปตท. แยกธุรกิจท่อเป็น TSO เป็นนิติบุคคล ให้แล้วเสร็จภายใน 15 เดือน เมื่อได้ข้อยุติเรื่องการแบ่งแยกทรัพย์สินของ ปตท. แล้ว รวมถึงให้ ปตท. ทำหน้าที่ในการควบคุมคุณภาพก๊าซธรรมชาติและแยกก๊าซธรรมชาติ และมอบหมายให้กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) และ ปตท. กำหนดปริมาณการนำเข้า LNG ภายใต้การกำกับของ กกพ. และให้ กกพ. บริหารความสามารถของ LNG Terminal และทบทวนความเหมาะสมของ TPA Regime และ TPA Code
ขณะเดียวกัน กพช. ยังเห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยในระยะ 5 ปีข้างหน้าปี พ.ศ. 2564 – 2568 และกรอบแนวทางการจัดทำโครงสร้างอัตราค่าไฟเพื่อให้ กกพ. ไปจัดทำรายละเอียดในการกำกับดูแลและกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงาน ซึ่งมีวัตถุประสงค์ เพื่อให้การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าสะท้อนต้นทุนในการให้บริการของกิจการไฟฟ้าอย่างเหมาะสมและเป็นธรรมต่อทั้งผู้รับใบอนุญาตและผู้ใช้ไฟฟ้าทุกกลุ่ม เพื่อให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าสามารถรองรับการเปลี่ยนแปลงบริบทของอุตสาหกรรมไฟฟ้า
ทั้งนี้ การปรับปรุงอัตราค่าไฟฟ้า โดยให้สะท้อนรายได้ที่พึงได้รับ (Allowed revenue) ซึ่งคิดจากต้นทุนและผลตอบแทนที่เหมาะสมของแต่ละประเภทใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแยกออกจากกัน และคำนึงถึงต้นทุนในการรักษาเสถียรภาพและความมั่นคงของระบบไฟฟ้า โดยเทียบเคียงกับหลักการในการให้บริการเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้า (Ancillary service) เพื่อให้รายรับที่เรียกเก็บจากผู้สร้างความผันผวนต่อระบบไฟฟ้ามีความสมดุลกับค่าใช้จ่ายในการเสริมสร้างความมั่นคงในระบบไฟฟ้า และกระจายภาระค่าใช้จ่ายดังกล่าวไปยังผู้มีส่วนเกี่ยวข้องอย่างเหมาะสมและเป็นธรรม
โดยไม่ควรเป็นการเพิ่มภาระกับผู้ใช้ไฟฟ้าเมื่อเปรียบเทียบกับอัตราค่าไฟฟ้าภายใต้บริบทเดิม และโครงสร้างอัตราขายปลีก ได้กำหนดให้มีการอุดหนุนอัตราค่าไฟฟ้าของกลุ่มผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัยโดยเฉพาะบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย โดยให้มีการพิจารณาคุณสมบัติผู้ที่สมควรได้รับการช่วยเหลือบนพื้นฐานระบบบูรณาการฐานข้อมูลสวัสดิการสังคม (e-Social Welfare) แทนปริมาณการใช้ไฟฟ้าเพียงอย่างเดียว และควรกำหนดให้โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้ากลุ่มอื่นๆ ให้ใกล้เคียงกับต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost)