พิมพ์เขียวและแม่แบบสัญญาบริการจัดหา ขนส่ง และซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas - LNG Master Sale and Purchase Agreement & Regasification Terminal Services Template)
โครงสร้างสัญญา LNG SPA (DES หรือ FOB), กลไก Take-or-Pay และ Make-up Gas Rights, สูตรคำนวณราคาอิงดัชนี JKM หรือ Brent, เงื่อนไขคุณภาพก๊าซและค่าความร้อน (Gross Heating Value: GHV), ขั้นตอน Terminal Slot Allocation และ Boil-Off Gas (BOG) Management, ข้อยกเว้นเหตุสุดวิสัย (Force Majeure) ในตลาดพลังงานระหว่างประเทศ, และการขอรับใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานตามประเภทที่คณะกรรมการประกาศกำหนด (ERC Licensing) ✓

ภาพรวมการเปิดเสรีตลาดก๊าซธรรมชาติในประเทศไทย Third-Party Access: TPA Regime

โครงสร้างตลาดก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยได้เปลี่ยนผ่านจากระบบผูกขาดไปสู่ระบบแข่งขันเสรีตามนโยบายของรัฐบาลและคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) โดยแบ่งผู้เล่นในตลาดออกเป็น:

• ผู้บริหารระบบคลังและสถานีรับ-จ่ายก๊าซ (Terminal Operator): ผู้บริหารสถานีแปลงสภาพก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Regasification Terminal) เช่น สถานีมาบตาพุด และสถานีหนองแฟบ
• ผู้จัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (LNG Shipper): ผู้ได้รับใบอนุญาตจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มาตรา 47 สำหรับกิจการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อนำเข้า LNG หรือซื้อก๊าซเพื่อจำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าหรือภาคอุตสาหกรรม ทั้งนี้ ชื่อประเภทใบอนุญาตเป็นไปตามประกาศของคณะกรรมการ [ต้องยืนยันแหล่งที่มา]

ในทางปฏิบัติ ผู้ซื้อเข้าใช้บริการสถานีรับจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลวและระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติตามข้อกำหนดการให้บุคคลที่สามใช้หรือเชื่อมต่อระบบ (Third-Party Access Code: TPA Code) ฉบับที่ใช้บังคับอยู่ [ต้องยืนยันแหล่งที่มา] โดยต้องทำสัญญาใช้บริการสถานี (Terminal Use Agreement: TUA) และสัญญาขนส่งก๊าซ (Gas Transportation Agreement: GTA) ตามเงื่อนไขที่ผู้ให้บริการกำหนด ส่วนบทบัญญัติของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ว่าด้วยการให้ผู้อื่นใช้หรือเชื่อมต่อระบบโครงข่ายพลังงาน อธิบายไว้ในหัวข้อกรอบกฎหมาย

ผู้ที่พิจารณาเข้าซื้อกิจการสถานีรับจ่ายและแปรสภาพก๊าซธรรมชาติเหลวหรือระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ แทนการเป็นคู่สัญญาซื้อขายหรือผู้ใช้บริการสถานี ต้องตรวจประเด็นเพิ่มเติม ได้แก่ การโอนสิทธิตามใบอนุญาต อัตราค่าบริการที่คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานให้ความเห็นชอบ สิทธิวางท่อในเขตระบบโครงข่ายพลังงาน และรายงานการประเมินผลกระทบสิ่งแวดล้อมและสุขภาพของท่าเทียบเรือ ซึ่งอธิบายไว้ในบทความเรื่อง ตรวจสอบสถานะความเสี่ยงด้านกฎหมายและใบอนุญาตในการเข้าซื้อกิจการคลังก๊าซธรรมชาติเหลวและระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ

ผลกระทบเชิงธุรกิจ Business Consequences

การบริหารสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG SPA) และสัญญา Terminal Use Agreement (TUA) มีมูลค่าสัญญาและข้อผูกพันทางการเงินสูง หากเกิดข้อผิดพลาดในการบริหารสัญญา จะส่งผลกระทบดังนี้:

• ค่าปรับ Take-or-Pay มหาศาล: หากผู้ซื้อไม่สามารถรับมอบก๊าซได้ตามปริมาณขั้นต่ำต่อปี (Annual Contract Quantity: ACQ) ผู้ซื้อยังคงมีหน้าที่ต้องชำระเงินล่วงหน้าสำหรับก๊าซที่ไม่ได้รับมอบ คิดเป็นมูลค่าหลายสิบล้านดอลลาร์สหรัฐ
• ค่า Demurrage และความเสียหายจาก Boil-Off Gas (BOG Loss): หากเรือขนส่ง LNG ไม่สามารถเข้าเทียบท่า ถ่ายลงก๊าซ (Unloading) ได้ตามกำหนด Slot Allocation ผู้ซื้อหรือผู้ขาย (ขึ้นอยู่กับเทอม DES หรือ FOB) จะต้องรับภาระค่าปรับการล่าช้าของเรือ (Demurrage) และความสูญเสียก๊าซที่ระเหยกลายเป็นไอระหว่างจอดคอย (BOG)
• ข้อพิพาทราคาพลังงานในอนุญาโตตุลาการระหว่างประเทศ: ความผันผวนของราคาก๊าซในตลาดโลก (เช่น ดัชนี JKM หรือ Brent) อาจนำไปสู่ข้อพิพาทเกี่ยวกับการปรับปรุงโครงสร้างราคา (Price Review Clause) ซึ่งต้องเข้าสู่กระบวนการอนุญาโตตุลาการระหว่างประเทศตามข้อกำหนดของสัญญา

กรอบกฎหมายและ Claim Ledger Legal Framework

กรอบกฎหมายที่เกี่ยวข้อง

1. พ.ร.บ.การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550:

• มาตรา 47: การประกอบกิจการพลังงานต้องได้รับใบอนุญาตจากคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ตามประเภทและอายุที่คณะกรรมการประกาศกำหนด เว้นแต่กิจการที่พระราชกฤษฎีกายกเว้น ส่วนชื่อประเภทใบอนุญาตจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (Shipper) และกรณีผู้ซื้อที่นำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลวเพื่อใช้เอง ต้องตรวจจากประกาศของคณะกรรมการ [ต้องยืนยันแหล่งที่มา]
• มาตรา 81 ถึงมาตรา 86: การยินยอมให้ผู้อื่นใช้หรือเชื่อมต่อระบบโครงข่ายพลังงานของผู้รับใบอนุญาตที่มีระบบโครงข่ายพลังงาน โดยมาตรา 5 นิยามระบบโครงข่ายก๊าซธรรมชาติว่าหมายความว่าระบบส่งก๊าซธรรมชาติหรือระบบจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ การที่ข้อกำหนดการเปิดให้ใช้ระบบตามมาตรา 81 ใช้กับสถานีรับจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลวโดยตรง หรืออาศัยเงื่อนไขในใบอนุญาตและระเบียบของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน จึงยังต้องตรวจสอบ [ต้องยืนยันมาตรา]
• มาตรา 64 และมาตรา 65: นโยบายและหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน มิใช่ฐานของการเปิดให้บุคคลที่สามใช้ระบบ

1. ประมวลกฎหมายแพ่งและพาณิชย์ (ป.พ.พ.):

• มาตรา 368: การตีความสัญญาตามความประสงค์ในทางสุจริต โดยพิเคราะห์ถึงปกติประเพณีด้วย
• สัญญาซื้อขาย การโอนกรรมสิทธิ์ และการส่งมอบ: มาตรา 453 นิยามสัญญาซื้อขาย มาตรา 456 วรรคสามกำหนดให้สัญญาซื้อขายสังหาริมทรัพย์ซึ่งตกลงกันเป็นราคาสองหมื่นบาทขึ้นไป ต้องมีหลักฐานเป็นหนังสือลงลายมือชื่อฝ่ายผู้ต้องรับผิด หรือได้วางประจำไว้ หรือได้ชำระหนี้บางส่วนแล้ว จึงจะฟ้องร้องให้บังคับคดีได้ มาตรา 458 และมาตรา 460 ว่าด้วยการโอนกรรมสิทธิ์ ซึ่งในการซื้อขายทรัพย์สินที่มิได้กำหนดลงไว้แน่นอน กรรมสิทธิ์ยังไม่โอนไปจนกว่าจะได้นับ ชั่ง ตวง วัด หรือทำโดยวิธีอื่นเพื่อบ่งตัวทรัพย์สินนั้น และมาตรา 461 ถึงมาตรา 463 ว่าด้วยการส่งมอบ
• ความรับผิดเพื่อความชำรุดบกพร่อง: ผู้ขายต้องรับผิดในความชำรุดบกพร่องของทรัพย์สินที่ขาย (มาตรา 472) เว้นแต่กรณีตามมาตรา 473 เช่น ความชำรุดบกพร่องเห็นประจักษ์แล้วในเวลาส่งมอบและผู้ซื้อรับเอาทรัพย์สินไว้โดยมิได้อิดเอื้อน (มาตรา 473 (2)) และห้ามฟ้องคดีเมื่อพ้นเวลาหนึ่งปีนับแต่เวลาที่ได้พบเห็นความชำรุดบกพร่อง (มาตรา 474)

1. เงื่อนไขการส่งมอบตามธรรมเนียมของสัญญา LNG (DES และ FOB):

• DES (Delivered Ex-Ship): จุดส่งมอบและโอนความเสี่ยงอยู่ที่หน้าแปลนของสถานีรับจ่ายก๊าซปลายทางตามข้อสัญญา
• FOB (Free on Board): จุดส่งมอบและโอนความเสี่ยงอยู่ที่หน้าแปลนของท่าเรือต้นทางที่บรรจุก๊าซขึ้นเรือตามข้อสัญญา
• ความสัมพันธ์กับ Incoterms 2020: เงื่อนไข DES และ FOB ในสัญญา LNG มิใช่เงื่อนไขของ Incoterms 2020 โดยตรง (Incoterms 2020 มีเงื่อนไข DAP สำหรับกรณีที่ใกล้เคียงกับ DES) และ Incoterms เป็นข้อกำหนดทางการค้าที่คู่สัญญาเลือกใช้ ไม่ใช่กฎหมายบัญญัติ ทั้งไม่กำหนดเรื่อง Laytime หรือ Demurrage ผลทางกฎหมายไทยจึงมาจากข้อสัญญาประกอบกับบทบัญญัติว่าด้วยการส่งมอบและการโอนกรรมสิทธิ์ในประมวลกฎหมายแพ่งและพาณิชย์ [ต้องยืนยันแหล่งที่มา]

1. หลักกฎหมายเรื่องเบี้ยปรับและการตีความสัญญา:

• ประมวลกฎหมายแพ่งและพาณิชย์ มาตรา 379 ถึงมาตรา 383: เงินที่ลูกหนี้สัญญาว่าจะใช้เมื่อตนไม่ชำระหนี้ หรือไม่ชำระหนี้ให้ถูกต้องสมควรเป็นเบี้ยปรับ และถ้าเบี้ยปรับที่ริบนั้นสูงเกินส่วน ศาลจะลดลงเป็นจำนวนพอสมควรก็ได้ โดยพิเคราะห์ถึงทางได้เสียของเจ้าหนี้ทุกอย่างอันชอบด้วยกฎหมาย (มาตรา 383) ส่วนการตีความข้อสัญญาเป็นไปตามมาตรา 368 บทความนี้ไม่อ้างคำพิพากษาศาลฎีกาในประเด็นนี้

Claim Ledger: ตารางข้อเรียกร้องทางกฎหมาย (C-UP-18-01 ถึง 05)

การเปรียบเทียบโครงสร้างสัญญาซื้อขาย LNG: DES (Delivered Ex-Ship) กับ FOB Free on Board

ในการทำสัญญา LNG Master Sale and Purchase Agreement (LNG SPA) การเลือกเทอมการส่งมอบมีความสำคัญอย่างยิ่งต่อการแบ่งแยกหน้าที่ ความเสี่ยง และต้นทุนระหว่างผู้ซื้อและผู้ขาย:

กลไก Take-or-Pay, Take-and-Pay, และสิทธิก๊าซค้างรับ Make-up Gas Mechanics

ความแตกต่างระหว่าง Take-or-Pay กับ Take-and-Pay

• Take-or-Pay (ToP): ผู้ซื้อมีข้อผูกพันที่จะต้องรับมอบก๊าซตามปริมาณขั้นต่ำที่กำหนดในแต่ละปี (Annual Take-or-Pay Quantity: ToPQ) หากรับมอบไม่ครบ ผู้ซื้อยังมีหน้าที่ต้องชำระเงินสำหรับปริมาณที่ไม่ได้รับมอบ (Take-or-Pay Shortfall) แต่ผู้ซื้อจะได้รับ Make-up Gas Rights
• Take-and-Pay: ผู้ซื้อมีหน้าที่รับมอบและชำระเงินตามปริมาณที่กำหนด หากไม่รับมอบ ถือเป็น breach of contract ซึ่งผู้ขายสามารถเรียกร้องค่าเสียหายจริงได้ โดยผู้ซื้อไม่มีสิทธิได้รับ Make-up Gas

ในทางกฎหมายไทย เงิน Take-or-Pay ที่ตกลงให้ชำระเมื่อผู้ซื้อไม่รับมอบก๊าซ และค่า Demurrage ตามข้อ 7.2 ของแม่แบบ อาจถูกพิจารณาว่าเป็นเบี้ยปรับตามประมวลกฎหมายแพ่งและพาณิชย์ มาตรา 379 ซึ่งหากสูงเกินส่วน ศาลลดลงเป็นจำนวนพอสมควรได้ตามมาตรา 383 โดยพิเคราะห์ถึงทางได้เสียของเจ้าหนี้ทุกอย่างอันชอบด้วยกฎหมาย ส่วนข้อสัญญาฉบับใดเป็นเบี้ยปรับหรือเป็นราคาของปริมาณที่ผูกพันรับ ขึ้นอยู่กับถ้อยคำของสัญญาแต่ละฉบับ [ต้องยืนยันมาตรา] ผู้ร่างจึงควรเขียนให้เงิน Take-or-Pay เป็นราคาของปริมาณก๊าซที่ผู้ซื้อผูกพันรับ และกำหนดสิทธิ Make-up Gas ให้ชัดเจน แทนการเขียนเป็นเงินที่ชำระเพราะผิดสัญญา

กลไก Make-up Gas Rights

เมื่อผู้ซื้อชำระเงิน Take-or-Pay Shortfall สำหรับปีสัญญาใด ๆ แล้ว ในปีสัญญาถัด ๆ ไป (ภายในระยะเวลาที่กำหนด เช่น 3-5 ปี) หากผู้ซื้อได้รับมอบก๊าซเกินกว่าปริมาณ ACQ ของปีนั้น ๆ ผู้ซื้อมีสิทธิเรียกร้องขอรับก๊าซส่วนที่เคยชำระเงินไว้แล้วล่วงหน้า (Make-up Gas) โดยไม่ต้องชำระราคาก๊าซพื้นฐานอีก เว้นแต่ส่วนต่างราคาหากราคาก๊าซในวันที่รับ Make-up Gas ปรับตัวสูงขึ้นตามสูตรคำนวณราคา

การจองคลังและสถานีแปลงสภาพ (Terminal Use Agreement: TUA) และการจัดการ Boil-Off Gas BOG

Terminal Slot Allocation

การเข้าใช้บริการสถานีรับจ่ายก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG Regasification Terminal) เป็นไปตามข้อกำหนดของผู้ให้บริการสถานีและสัญญาใช้บริการสถานี (TUA) ซึ่งต้องตรวจฉบับปัจจุบัน [ต้องยืนยันแหล่งที่มา] โดยทั่วไป ผู้ใช้บริการต้องดำเนินการดังนี้:

1. ยื่นคำขอจองช่องเวลาเข้าเทียบท่า (Slot Reservation) ล่วงหน้าตามรอบ Annual Delivery Schedule (ADS)
2. ปฏิบัติตามข้อกำหนดเกี่ยวกับช่วงเวลาที่เรือเข้าเทียบท่าและถ่ายก๊าซ (Laytime & Allowed Unloading Time)
3. หาก Shipper ไม่สามารถนำเรือเข้าเทียบท่าตามช่วงเวลาที่ได้รับอนุมัติ การปรับเปลี่ยนช่วงเวลาหรือค่าปรับตามหลัก "Use-It-or-Lose-It" (UIOLI) เป็นไปตามที่ระบุในข้อกำหนดของผู้ให้บริการสถานีและสัญญา TUA (ต้องตรวจฉบับปัจจุบัน)

การจัดการ Boil-Off Gas (BOG Management)

ก๊าซธรรมชาติเหลวในสถานะของเหลว (-160 องศาเซลเซียส) จะมีการระเหยเป็นไอตามธรรมชาติ (Boil-Off Gas: BOG) ทั้งระหว่างการขนส่งทางเรือและการเก็บรักษาใน Tank ของ Terminal:

• Boil-Off Rate (BOR): สัญญากำหนดอัตราการระเหยที่ยอมรับได้ (เช่น ไม่เกิน 0.15% ต่อวันของปริมาตรถัง)
• BOG Allocation: ในสัญญา TUA จะมีการกำหนดสัดส่วนการคืน BOG ให้แก่ Operator เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงในระบบ (Fuel Gas/Internal Use) และกำหนดภาระส่วนเกินหาก BOG สูงกว่ามาตรฐานอันเกิดจากความล่าช้าของเรือหรือกระบวนการ Regasification

LAS Practice Note: แม่แบบสัญญาฉบับสมบูรณ์ Complete Master LNG Sale & Purchase Agreement Template

MASTER LNG SALE AND PURCHASE AGREEMENT (DES TERMS)

THIS MASTER LNG SALE AND PURCHASE AGREEMENT (the "Agreement") is entered into on [Date] by and between:

(1) [Seller Name], a corporation organized under the laws of [Jurisdiction] ("Seller"); and

(2) [Buyer Name], a company organized under the laws of Thailand, holding a licence issued by the Energy Regulatory Commission of Thailand (ERC) for the procurement and wholesale of natural gas, Licence No. [License Number] ("Buyer").

CLAUSE 1: DEFINITIONS AND INTERPRETATIONS

1.1 "Annual Contract Quantity" or "ACQ" means the total quantity of LNG agreed to be sold by Seller and purchased by Buyer in respect of each Contract Year, specified as [MMBtu Quantity] MMBtu.

1.2 "Boil-Off Gas" or "BOG" means the gas produced by the vaporization of LNG due to thermal ingress.

1.3 "Gross Heating Value" or "GHV" means the quantity of heat expressed in British Thermal Units (Btu) produced by the complete combustion of one (1) Standard Cubic Foot (Scf) of Natural Gas at the reference temperature and pressure stated in Schedule A.

1.4 "JKM" means the Japan Korea Marker index published by S&P Global Platts.

CLAUSE 2: CONDITIONS PRECEDENT & ERC SHIPPER LICENSE

2.1 Obligations of Buyer under this Agreement are conditional upon Buyer obtaining and maintaining a valid licence from the Energy Regulatory Commission of Thailand (ERC) under Section 47 of the Energy Industry Act B.E. 2550 for the procurement and wholesale of natural gas, of the type prescribed by the ERC ([type of licence]) (the "License").

2.2 If Buyer fails to maintain such License, Seller may terminate this Agreement without prejudice to Seller's rights to accrued remedies.

CLAUSE 3: DELIVERY TERMS & RISK TRANSFER

3.1 Delivery Term: LNG shall be delivered by Seller on a Delivered Ex-Ship (DES) basis to the Regasification Terminal located at Maptaphut, Rayong, Thailand.

3.2 Title and Risk: Title to and risk of loss of the LNG shall pass from Seller to Buyer at the point where the flange connecting the unloading lines of the LNG Vessel connects with the flange of the receipt lines of the Receiving Terminal.

CLAUSE 4: CONTRACT PRICE AND INDEXATION

4.1 Contract Price: The price for LNG delivered under this Agreement ("Contract Price") expressed in USD per MMBtu shall be calculated in accordance with the following formula:

Price = Slope x JKM + Constant

Where Slope = [Percentage]%, JKM = Average Platts JKM benchmark price for the relevant delivery month, and Constant = USD [Amount]/MMBtu.

CLAUSE 5: TAKE-OR-PAY AND MAKE-UP GAS PROVISIONS

5.1 Take-or-Pay Obligation: If in any Contract Year, Buyer fails to take the Minimum Annual Obligation (85% of ACQ), Buyer shall pay to Seller an amount equal to the Take-or-Pay Shortfall calculated as (ToP Quantity - Quantity Taken) x Contract Price.

5.2 Make-up Gas Rights: Buyer shall be entitled to receive any Make-up Gas paid for under Clause 5.1 during the subsequent three (3) Contract Years, subject to Buyer having fully taken its ACQ for that relevant Contract Year.

CLAUSE 6: QUALITY, OFF-SPEC LNG & REJECTION PROCEDURES

6.1 Quality Specifications: All LNG delivered shall conform to the specifications set out in Schedule A (GHV range between [1,000] Btu/Scf and [1,150] Btu/Scf, measured at the reference temperature and pressure stated in Schedule A and consistent with the specifications of the Receiving Terminal Operator) [ต้องยืนยันแหล่งที่มา].

6.2 Rejection Rights: If LNG tendered by Seller does not meet the Quality Specifications ("Off-Spec LNG"), Buyer may reject such Cargo. Seller shall indemnify Buyer for all direct costs associated with replacing or disposing of Off-Spec LNG.

6.3 Acceptance at a Discount: Buyer may, at its option, elect to accept Off-Spec LNG, in which case Seller shall grant a price discount calculated in accordance with the formula set out in Schedule B. Acceptance of Off-Spec LNG shall not constitute a waiver of any other right or claim of Buyer, and Buyer shall record its reservation of rights in writing at the time of delivery.

CLAUSE 7: TERMINAL ACCESS, BERTH SCHEDULING & DEMURRAGE

7.1 Terminal Access: Buyer shall ensure the Receiving Terminal Operator provides a Discharge Berth in accordance with the agreed Annual Delivery Schedule (ADS).

7.2 Allowed Laytime & Demurrage: Allowed Laytime for unloading shall be 36 consecutive hours. If unloading exceeds Allowed Laytime due to reasons attributable to Buyer or Terminal, Buyer shall pay Demurrage at the rate of USD [Amount] per day.

CLAUSE 8: FORCE MAJEURE

8.1 Force Majeure Event: Neither party shall be liable for failure to perform its obligations if such failure is caused by an event beyond its reasonable control, including natural disasters, armed conflicts, or sudden Regulatory Actions by the ERC preventing performance.

8.2 Commercial Hardship Excluded: Changes in market demand, drop in electricity dispatch, or fluctuation of JKM/Brent prices shall expressly NOT constitute Force Majeure.

CLAUSE 9: GOVERNING LAW AND ARBITRATION

9.1 Governing Law: This Agreement shall be governed by and construed in accordance with the laws of Thailand.

9.2 Arbitration: Any dispute arising out of or in connection with this Agreement shall be referred to and finally resolved by arbitration administered by [the Thai Arbitration Institute (TAI) / the Singapore International Arbitration Centre (SIAC) — the Parties shall select one institution only] in accordance with its rules in force at the commencement of the arbitration. The seat of arbitration shall be [City], the language of the arbitration shall be [English], and the tribunal shall consist of three (3) arbitrators.

ข้อต่อสู้ของผู้ขาย LNG ข้ามชาติกับผู้ซื้อ/โรงไฟฟ้าเอกชน Devil's Advocate

มุมมองผู้ขาย LNG ข้ามชาติ (International Seller Perspective)

1. Take-or-Pay เป็นภาระที่มีผลบังคับตามสัญญา ภายใต้อำนาจศาลตามประมวลกฎหมายแพ่งและพาณิชย์ มาตรา 383 หากถือเป็นเบี้ยปรับ: ผู้ขายต้องลงทุนสร้างโครงการ Liquefaction Plant มูลค่าหลายพันล้านดอลลาร์ ดังนั้น เงื่อนไข Take-or-Pay ถือเป็นหัวใจของโครงสร้างทางการเงิน (Project Finance) ผู้ซื้อไม่สามารถนำเหตุผลเรื่องความต้องการใช้ไฟฟ้าลดลงมาอ้างเป็น Force Majeure ได้
2. การปฏิเสธ Off-Spec LNG ต้องมีกระบวนการจำกัด: หากก๊าซมีค่า GHV เบี่ยงเบนเล็กน้อย แต่ Terminal สามารถผสม (Blending) ได้ ผู้ซื้อไม่มีสิทธิปฏิเสธทั้งลำเรือ (Total Rejection) แต่ต้องรับมอบโดยคิดส่วนลดราคาปรับปรุง

มุมมองผู้ซื้อ / โรงไฟฟ้าเอกชนในไทย (Domestic Buyer / SPP Perspective)

1. สิทธิ Make-up Gas ต้องไม่มีเงื่อนไขยุ่งยาก: ผู้ซื้อต้องเจรจาให้ระยะเวลาการใช้สิทธิ Make-up Gas ยาวนานพอ (อย่างน้อย 3-5 ปี) และไม่มีเงื่อนไขปรับราคาที่สูงเกินไป
2. การประสานงาน Slot Allocation และ Force Majeure: หากสถานี Regasification Terminal เกิดเหตุขัดข้องทางเทคนิค และเป็นสถานีกลางที่เปิดใช้ตาม TPA Code ผู้ซื้อต้องสามารถอ้างเหตุ Force Majeure หรือ Terminal Inability เพื่อระงับภาระ Take-or-Pay ได้

ตัวอย่างสถานการณ์จำลอง Worked Example

ข้อเท็จจริง

โรงไฟฟ้า SPP ขนาดใหญ่ในระยอง ("ผู้ซื้อ") ทำสัญญา LNG SPA แบบ DES ปริมาณ ACQ 0.5 ล้านตันต่อปี กับผู้ขายต่างประเทศ โดยมีกำหนดเรือขนส่ง LNG เข้าเทียบท่าสถานีมาบตาพุดตาม Slot Allocation ในวันที่ 10 ตุลาคม 2569

ต่อมา ในวันที่ 8 ตุลาคม 2569 เกิดพายุไต้ฝุ่นในอ่าวไทย ทำให้เรือไม่สามารถเข้าเทียบท่าได้จนกระทั่งวันที่ 16 ตุลาคม 2569 ส่งผลให้เรือจอดคอยนอกชายฝั่งเกินเวลา Allowed Laytime (36 ชั่วโมง) และมีปริมาณ BOG เกิดขึ้นมากกว่าปกติ ขณะเดียวกัน สถานีมาบตาพุดแจ้งปรับเปลี่ยน Slot การลงก๊าซของผู้ซื้อรายอื่นจนเกิดความแออัด

[ตารางเวลาตามแผน (ADS)]

8 ตุลาคม 2569: เรือเดินทางถึงจุดจอดคอย (Anchorage)

10 ตุลาคม 2569: เข้าเทียบท่า (Berthing) และเริ่มถ่ายก๊าซ (Allowed Laytime 36 ชั่วโมง)

11 ตุลาคม 2569: ถ่ายก๊าซเสร็จสิ้นและออกเดินทาง

[สถานการณ์จริง (Actual Discharge Walkthrough)]

8 ถึง 15 ตุลาคม 2569: พายุไต้ฝุ่นเข้าอ่าวไทย (Force Majeure Event) -> จอดคอยนอกชายฝั่ง 7 วัน

16 ตุลาคม 2569: พายุสงบ เรือเข้าเทียบท่า -> พบ BOG สะสมสูงเกินเกณฑ์มาตรฐาน 0.15% ต่อวัน

17 ตุลาคม 2569: เริ่มถ่ายก๊าซ -> พบค่า GHV ต่ำกว่า Specification เล็กน้อย (Off-Spec LNG)

การบริหารจัดการและผลทางกฎหมาย

1. การแจ้ง Force Majeure: ผู้ขายและผู้ซื้อร่วมกันออกหนังสือแจ้ง Force Majeure อันเนื่องมาจากพายุธรรมชาติ ตาม Clause 8 ของสัญญา ส่งผลให้ระยะเวลาที่เรือจอดคอยระหว่างวันที่ 8-15 ตุลาคม 2569 ไม่นับรวมเป็น Laytime และผู้ซื้อไม่ต้องรับผิดชอบค่า Demurrage ในช่วงดังกล่าว
2. การบริหาร BOG Loss: BOG ที่เกิดขึ้นระหว่างเกิด Force Majeure ผู้ขายเป็นผู้รับภาระเนื่องจากเป็นสัญญาแบบ DES ซึ่งกรรมสิทธิ์และความเสี่ยงยังไม่ออกไปจากผู้ขายจนกว่าจะผ่าน Unloading Flange
3. การรับมอบ Off-Spec LNG: เมื่อก๊าซมีค่า GHV ต่ำกว่ามาตรฐานเล็กน้อย Terminal Operator และผู้ซื้อได้ร่วมกันสุ่มตรวจ และผู้ซื้อใช้สิทธิเลือกรับมอบก๊าซตามข้อ 6.3 ของแม่แบบ โดยผู้ขายให้ส่วนลดราคา (Price Discount) ตามสูตรในภาคผนวกสำหรับปริมาณก๊าซล็อตดังกล่าว และผู้ซื้อบันทึกข้อสงวนสิทธิเป็นหนังสือในเวลารับมอบ เพราะหากผู้ซื้อรับก๊าซที่ชำรุดบกพร่องอันเห็นประจักษ์ไว้โดยมิได้อิดเอื้อน ผู้ขายย่อมไม่ต้องรับผิดตามประมวลกฎหมายแพ่งและพาณิชย์ มาตรา 473 (2)

Checklist 10 จุดตรวจสัญญา LNG SPA และ Regasification Terminal Agreement

• 1. ใบอนุญาต ERC Shipper: ตรวจสอบว่าผู้ซื้อได้รับและดำรงใบอนุญาต Shipper จาก กกพ. ครอบคลุมปริมาณก๊าซที่ทำสัญญา
• 2. เงื่อนไขการส่งมอบ (DES หรือ FOB ตามข้อสัญญา): ระบุจุดโอนกรรมสิทธิ์และความเสี่ยงให้ชัดเจน (หน้าแปลนของสถานีปลายทางสำหรับ DES หรือหน้าแปลนของท่าเรือต้นทางสำหรับ FOB) เพราะเงื่อนไขทั้งสองในสัญญา LNG มิใช่เงื่อนไขของ Incoterms 2020 โดยตรง
• 3. สัดส่วน Take-or-Pay (ToP Percentage): กำหนดปริมาณ ToPQ ที่เหมาะสม (เช่น 80-85% ของ ACQ)
• 4. เงื่อนไข Make-up Gas: ระบุอายุสิทธิก๊าซค้างรับ (อย่างน้อย 3-5 ปี) และลำดับการตัดสิทธิ Make-up Gas
• 5. สูตรราคา (Pricing Formula): ระบุการอิงดัชนี JKM หรือ Brent พร้อมเงื่อนไข Price Review Clause เมื่อสภาวะตลาดเปลี่ยนอย่างมีนัยสำคัญ
• 6. คุณภาพก๊าซ (GHV & Gas Spec): กำหนดเกณฑ์ GHV, ค่าความดัน และองค์ประกอบก๊าซ พร้อมสิทธิปฏิเสธก๊าซไม่ได้มาตรฐาน (Rejection Rights)
• 7. การจอง Slot ตาม TPA Code: สัญญา TUA และ LNG SPA ต้องสอดคล้องกันเรื่องตาราง ADS และ Laytime
• 8. อัตรา Demurrage และ BOG Rate: กำหนดเพดานค่าปรับการล่าช้าของเรือและอัตราการระเหยของก๊าซมาตรฐาน
• 9. นิยาม Force Majeure: แยกแยะระหว่างภัยธรรมชาติ/คำสั่งรัฐ กับความเสี่ยงทางการค้าอย่างเด็ดขาด
• 10. ข้อตกลงระงับข้อพิพาท: กำหนดกฎหมายที่ใช้บังคับ (Governing Law) และเลือกสถาบันอนุญาโตตุลาการเพียงแห่งเดียว (TAI หรือ SIAC) พร้อมกำหนดสถานที่ ภาษา จำนวนอนุญาโตตุลาการ และกฎหมายสารบัญญัติให้ชัดเจน

คำถามที่พบบ่อย Frequently Asked Questions