ที่ประชุม กพช.เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยให้ ปตท.จัดหาแอลเอ็นจีเพิ่มเติมอีก 4.5 ล้านตันเพื่อไม่ให้เกิดปัญหาการขาดแคลนก๊าซและลดผลกระทบราคาSpot LNG ที่ยังคงมีความผันผวนในระดับสูง รวมทั้งเห็นชอบการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จํานวน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ย เพื่อช่วยลดค่าไฟฟ้าในส่วนค่าเอฟทีและนำไปลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงแพร่ระบาดโควิด-19
นายกุลิศ สมบัติศิริ ปลัดกระทรวงพลังงาน เปิดเผยในการแถลงข่าวผลการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ที่มีนายกรัฐมนตรีเป็นประธาน เมื่อวันที่ 6 ม.ค.2565 ว่า ที่ประชุม กพช.เห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานหรือ กบง. ไปพิจารณาเพิ่มเติมแนวทางการบริหารจัดการอื่นใดได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม เพื่อให้สถานการณ์การผลิตก๊าซธรรมชาติของแหล่งเอราวัณ (G1/61) ช่วงเปลี่ยนผ่านมีความต่อเนื่อง ไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงด้านพลังงานของประเทศ โดยตั้งคณะอนุกรรมการขึ้นมา 1 ชุดมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานเพื่อติดตามสถานการณ์อย่างใกล้ชิด
โดยนายกุลิศ กล่าวว่า ปัจจุบันแหล่งก๊าซเอราวัณผลิตก๊าซเข้าสู่ระบบได้ประมาณ 500-600 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในขณะที่ช่วงเปลี่ยนผ่านจากระบบสัมปทานไปสู่ระบบแบ่งปันผลผลิตที่จะมีผู้รับสัญญารายใหม่ เข้ามารับช่วงต่อในเดือน เม.ย.65 จะไม่สามารถผลิตก๊าซขั้นต่ำได้ตามสัญญาที่ตกลงไว้กับรัฐ คือ 800 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน โดยคาดว่าจะผลิตได้เพียงประมาณ 500 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ดังนั้นเพื่อไม่ให้เกิดปัญหาการขาดแคลนก๊าซเป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า จึงต้องมีการนำเข้า LNG เพิ่มเติมในปี 65 ขึ้นมาอีก 4.5 ล้านตัน จากเดิมที่กำหนดโควต้าจะต้องนำเข้ามาประมาณ 1.74 ล้านตัน โดยเมื่อรวมกับสัญญาระยะยาวที่ ปตท.จะต้องนำเข้ามา ปริมาณ 5.2 ล้านตันต่อปี คิดเป็นปริมาณ LNG ที่ต้องนำเข้าในปี 65 ประมาณ 9.7 ล้านตัน
ทั้งนี้การนำเข้า LNG ในส่วนที่เพิ่มเติมขึ้นมาอีก 4.5 ล้านตันนั้น ที่ประชุมมอบหมายให้ ปตท.เป็นผู้บริหารจัดการในสัดส่วนที่เป็นสัญญาระยะยาวหรือระยะกลาง ประมาณ 70% ที่อาจจะไปเจรจาเพิ่มเติมปริมาณจากสัญญาระยะยาวที่มีอยู่เดิม และอีก 30 % จะเป็นสัญญาระยะสั้น หรือSpot LNG ในช่วงที่ราคาไม่สูงมากจนเกินไป
สำหรับแนวทางอื่นๆที่ กพช.ได้เห็นชอบในการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 65 มีดังนี้
1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซธรรมชาติที่มีศักยภาพ ทั้งแหล่งก๊าซในอ่าวไทย และในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เพื่อลดการนำเข้าLNGที่มีราคาแพงกว่า ลง
2) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 ขนาด 300 เมกะวัตต์ ที่มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าที่ต่ำกว่าการนำเข้าLNG ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565
3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล ทั้งนี้ ควรมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม โดยประเมินว่าน่าจะรับซื้อได้เพิ่มขึ้นอีกประมาณ 400 เมกะวัตต์
4) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้า อาทิ ในโรงไฟฟ้าน้ำพอง และโรงไฟฟ้าบางปะกง
อย่างไรก็ตาม มาตรการทั้งหมดขึ้นอยู่กับ Generation Mix หรือศักยภาพของระบบส่งที่รองรับและความเพียงพอของการจัดหาเชื้อเพลิงตามฤดูกาล
5) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว)เช่น โครงการน้ำงึม 3
นอกจากนี้ ที่ประชุม กพช. ยังมีมติเห็นชอบการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา โดยให้นําเงินผลประโยชน์ของบัญชี Take or Pay ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จํานวน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมดไปช่วยอุดหนุนค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยนําส่งเงินและลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชนในช่วงสถานการณ์การแพร่ระบาดของไวรัส โคโรนา 2019 (COVID – 19) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ทำหน้าที่กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว
รวมทั้งยังเห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า LNG (LNG Benchmark) สำหรับกลุ่มที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Regulated Market) สำหรับสัญญาระยะยาวและ/หรือสัญญาระยะกลาง ได้เป็น 3 รูปแบบ ดังนี้ 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) โดยจะนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป และมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้กำกับดูแลและพิจารณาในรายละเอียดของหลักเกณฑ์ราคา LNG Benchmark สำหรับกลุ่ม Regulated Market ต่อไป
และ เพื่อให้เกิดการพัฒนาการใช้งานการตอบสนองด้านโหลดในเชิงพาณิชย์ ซึ่งจะช่วยกระตุ้นเศรษฐกิจ เพิ่มประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้า และสามารถนำการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response: DR) มาทดแทนโรงไฟฟ้าในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ตามแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดในประเทศไทย ในระยะปานกลาง ปี 2565 – 2574 รวมถึงรองรับพลังงงานหมุนเวียนตามเป้าหมายแผนพลังงานชาติ ที่ประชุม กพช. จึงมีมติเห็นชอบโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดปี 2565 – 2566 ปริมาณ 50 เมกะวัตต์ ซึ่งที่ประชุมได้มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กกพ. กฟผ. การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ร่วมกันขับเคลื่อนโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดให้เป็นไปตามเป้าหมายเพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมขยายผลตามแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574 ต่อไป
