กรุงเทพฯ 6 ม.ค.-นายกฯ นั่งหัวโต๊ะประชุม กพช. สั่งดูแลราคาพลังงานทั้งระบบ ราคาขยับขึ้นทั้งน้ำมัน ส่วนก๊าซหุงต้มที่เริ่มขยับ ก.พ.นี้, ค่าไฟฟ้า ที่กระทบหนักจากทั้งแอลเอ็นจีแพง และก๊าซฯขาดจากปัญหาส่งมอบพื้นที่ ”เอราวัณ” คาดอาจต้องนำเข้าสป็อต 4.5 ล้านตัน ปตท.นำเข้าหลัก เร่งบริหารนำเงิน Take or Pay แหล่งก๊าซฯ จากเมียนมา กว่า 13,600 ล้านบาท ลดค่าไฟฟ้า22 สต./หน่วย เพิ่มการรับซื้อไฟฟ้าชีวมวล และเร่งโครงการน้ำงึม 3
นายกุลิศ สมบัติศิริ ปลัดกระทรวงพลังงาน แถลงว่า ที่ประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) วันนี้ ( 7 ม.ค.) พล.อ.ประยุทธ์ จันทร์โอชา นายกรัฐมนตรี ได้สั่งการให้กระทรวงพลังงานดูแลบริการจัดการพลังงานไม่ให้ขาดแคลน และดูแลราคาพลังงาน ที่ได้รับผลกระทบจากราคาตลาดโลกผันผวน ให้กระทบค่าครองชีพประชาชนให้ต่ำที่สุด ซึ่งเกิดจากทั้งราคาน้ำมันตลาดโลกที่ขณะนี้อยู่ที่ประมาณ 80 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยในส่วนการดูแลราคาน้ำมันดีเซลยังยืนยันว่าจะดูแลไม่เกิน 30 บาท/ลิตร ส่วนราคาก๊าซหุงต้ม หรือแอลพีจี ในเดือน ก.พ.นี้จะต้องทยอยขยับราคาแน่นอน จากที่ตรึงราคาสู้ภัยโควิดมาแล้วเป็นเวลาเกือบ 2 ปี ที่ราคา 318 บาท/ถังขนาด 15 กก. ส่วนราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (แอลเอ็นจี) ตลาดโลกก็พุ่งขึ้นอยู่ในระดับ 20-50 เหรียญ/ล้านบีทียู ซึ่งกระทบค่าไฟฟ้าในปี 65 ที่จะขยับขึ้นแน่นอน
โดยปี65 ไทยต้องนำเข้าแอลเอ็นจี ตลาดจร (spot )มากกว่าแผนเดิม อาจต้องนำเข้าถึง 4.5 ล้านตัน ในขณะที่ ปตท.มีสัญญาระยะยาว (Long Term ) ต้องนำเข้าอยู่แล้ว 5.2 ล้านตัน/ปี ในราคาประมาณ 12 เหรียญ/ล้านบีทียู ที่ต้องนำเข้าเพิ่มส่วนหนึ่งก็มาจากการเปลี่ยนผ่านช่วงสัญญาสัมปทานแหล่งเอราวัณ(G1/61) ที่มีปัญหาการเข้าพื้นที่ล่าช้า ก็ส่งผลให้การผลิตจากแหล่งเอราวัณต่ำกว่า 400-500 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน จากแผนงานเดิมต้องผลิต 800 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน
ดังนั้น กพช. จึงเห็นชอบแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ดังนี้ 1) จัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมเต็มความสามารถของแหล่ง รวมถึงจัดทำสัญญาซื้อขายก๊าซเพิ่มเติมจากแหล่งก๊าซธรรมชาติที่มีศักยภาพ ทั้งแหล่งก๊าซในอ่าวไทย และในพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย 2) การเลื่อนแผนการปลดโรงไฟฟ้าแม่เมาะ เครื่องที่ 8 กำลังผลิต 300 เมกะวัตต์ ออกไปจนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2565 จากเดิมกำหนดปลดออกจากระบบสิ้นปี 2564 3) รับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานทดแทนส่วนเพิ่มจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และ/หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) จากสัญญาเดิม กลุ่มชีวมวล ทั้งนี้ ควรมีอัตรารับซื้อไฟฟ้าไม่เกินกว่าอัตรารับซื้อไฟฟ้าในสัญญาเดิม ปริมาณรวม 400 เมกะวัตต์ โดยปัจจุบันมีผู้ผลิตแบบสัญญา FIRM และ NON FIRM ประเภทละ 20 ราย กำลังผลิต 150 และ 305 เมกะวัตต์ ตามลำดับ 4) เปลี่ยนมาใช้เชื้อเพลิงน้ำมันดีเซลและน้ำมันเตาทดแทนก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าในโรงไฟฟ้าบางปะกงและโรงไฟฟ้าในภาคตะวันตก อย่างไรก็ตาม มาตรการทั้งหมดขึ้นอยู่กับ Generation Mix หรือศักยภาพของระบบส่งที่รองรับและความเพียงพอของการจัดหาเชื้อเพลิงตามฤดูกาล แต่ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับราคาเชื้อเพลิงเป็นสำคัญ
5) รับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังน้ำสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) โดยเร่งรัดโครงการน้ำงึม 3 กำลังผลิต 480 เมกะวัตต์ให้เร็วขึ้นจากเดิมจะเข้าระบบกลางปี 2566
6.)เห็นชอบการจัดสรรผลประโยชน์บัญชี Take or Pay แหล่งก๊าซธรรมชาติเมียนมา โดยให้นําเงินผลประโยชน์ของบัญชี Take or Pay ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2564 จํานวน 13,594 ล้านบาท พร้อมดอกเบี้ยที่เกิดขึ้นในระหว่างการดำเนินการคืนภาครัฐทั้งหมดไปช่วยอุดหนุนค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยนําส่งเงินและลดราคาค่าก๊าซธรรมชาติให้กับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เพื่อลดค่าไฟฟ้า โดยมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ทำหน้าที่กำกับดูแลการดำเนินการดังกล่าว ซึ่งเบื้องต้นหากมีการลดค่าไฟฟ้าเอฟทีงวดเดียว(4 เดือน) จะลดได้ราว 22 สตางค์/หน่วย แต่หากนำมาเฉลี่ยน 3 งวด หรือ 1 ปี จะลดค่าไฟฟ้าต่องวดได้ราว 6 สตางค์ต่อหน่วย/งวด โดย กกพ. ประเมินจะช่วยลดผลกระทบค่าไฟฟ้าที่ขึ้นราว 7.18 สตางค์/งวดเหลือ1.39 สตางค์/งวด
“ มาตรการต่างๆกำหนดเป็นแนวทาง เพื่อทดแทนการนำเข้า LNG Spotเพื่อให้ต้นทุนค่าไฟต่ำสุด ซึ่งอาจทำให้ไม่ต้องนำเข้าถึง 4.5 ล้านตัน/ปี โดย กพช. มอบหมายให้ กบง. พิจารณาดำเนินการและกำกับดูแลแนวทางการบริหารจัดการก๊าซธรรมชาติ ปี 2565 ในแนวทางที่เหมาะสม สอดคล้องตามสถานการณ์ ต่อไป ผู้นำเข้าหลักอาจเป็น ปตท.ที่มีศักยภาพในการนำเข้า และอาจเจรจาซื้อจากสัญญาระยะยาวได้เพิ่มอีกร้อยละ 10 ส่วนผู้นำเข้ารายใหม่หรือชิปเปอร์จะนำเข้าได้หรือไม่ก็คงจะต้องดูว่าการนำเข้าจะไม่กระทบต่อต้นทุนค่าไฟฟ้า ซึ่งต้องยอมรับว่า แอลเอ็นจีมีราคาผันผวนมาก”ปลัดกระทรวงพลังงานกล่าว
นายวัฒนพงษ์ คุโรวาท ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กล่าวว่า เปิดเผยว่า กพช. ยังมีมติเห็น เห็นชอบหลักเกณฑ์ราคานำเข้า 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
นอกจากนี้เพื่อให้เกิดการพัฒนาการใช้งานการตอบสนองด้านโหลดในเชิงพาณิชย์ ซึ่งจะช่วยกระตุ้นเศรษฐกิจ เพิ่มประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้า และสามารถนำการตอบสนองด้านโหลด (Demand Response: DR) มาทดแทนโรงไฟฟ้าในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ตามแผนการขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริดในประเทศไทย ในระยะปานกลาง ปี 2565 – 2574 รวมถึงรองรับพลังงงานหมุนเวียนตามเป้าหมายแผนพลังงานชาติ ที่ประชุม กพช. จึงมีมติเห็นชอบโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดปี 2565 – 2566 ปริมาณ50 เมกะวัตต์ ซึ่งที่ประชุมได้มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ประกอบด้วย สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กกพ. กฟผ. การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ร่วมกันขับเคลื่อนโครงการนำร่องการตอบสนองด้านโหลดให้เป็นไปตามเป้าหมายเพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมขยายผลตามแผนขับเคลื่อนการดำเนินงานด้านสมาร์ทกริด ของประเทศไทย ระยะปานกลาง พ.ศ. 2565 – 2574 ต่อไป.-สำนักข่าวไทย
