![Super User](http://www.gravatar.com/avatar/8f29cc35bfcee5e137109c704783b4c7?s=100&default=https%3A%2F%2Feppo.go.th%2Fepposite%2Fcomponents%2Fcom_k2%2Fimages%2Fplaceholder%2Fuser.png)
Super User
กพช. ครั้งที่ 109 - วันอังคารที่ 26 ธันวาคม 2549
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 6/2549 (ครั้งที่ 109)
วันอังคารที่ 26 ธันวาคม พ.ศ. 2549 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1. การแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535
2. การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542
3. การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
4. การยกร่างกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียมพ.ศ. 2514
5. การยกร่างกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 จำนวน 5 ฉบับ
6. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กระบบ Cogeneration
8. มาตรการประหยัดพลังงานของส่วนราชการ
9. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ปี 2549
10. สถานการณ์พลังงานในปี 2549 และแนวโน้มปี 2550
ม.ร.ว. ปรีดิยาธร เทวกุล รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐบาลที่มีนายอานันท์ ปันยารชุน เป็นนายกรัฐมนตรี ได้ออกพระราชบัญญัติคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 เพื่อใช้ในการกำหนดนโยบายและบริหารจัดการด้านพลังงานของประเทศ โดยมีผลบังคับใช้เมื่อวันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2535 ซึ่งสาระสำคัญของพระราชบัญญัติฯ ประกอบด้วย การกำหนดให้มีคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทำหน้าที่พิจารณาเสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศต่อคณะรัฐมนตรี รวมทั้งกำกับดูแลประสานงาน และประเมินผลการปฏิบัติงานด้านพลังงานของหน่วยงานต่างๆ โดยมีสำนักงานคณะกรรมการนโยบาย พลังงานแห่งชาติ (สพช.) หรือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.)ในปัจจุบัน เป็นหน่วยงานระดับกรมขึ้นตรงต่อนายกรัฐมนตรี ทำหน้าที่ฝ่ายเลขานุการของ กพช.
2. จากผลการปฏิรูประบบราชการในปี 2545 ตามพระราชบัญญัติปรับปรุงกระทรวง ทบวง กรม พ.ศ. 2545 พ.ศ. 2545 ซึ่งมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 ตุลาคม 2545 ทำให้มีการจัดตั้งกระทรวงพลังงานขึ้น และได้มีการแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ในปี 2545 เพียงบางส่วนเท่าที่จำเป็น คือ (1) แก้ไขชื่อหน่วยงาน 2 หน่วยงาน คือ จาก สำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงาน แห่งชาติ เป็น สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และ จาก กรมพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน เป็น กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (2) แก้ไขชื่อหัวหน้าส่วนราชการ 2 หน่วยงาน คือ จาก เลขาธิการคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เป็น ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และ จาก อธิบดีกรมพัฒนาและ ส่งเสริมพลังงาน เป็น อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และ (3) เปลี่ยนแปลงกรรมการใน กพช. จาก รัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์เทคโนโลยีและ การพลังงาน เป็น รัฐมนตรีว่ากระทรวงพลังงาน
3. ในการแก้ไขเพิ่มเติมดังกล่าว ได้ส่งผลให้องค์ประกอบของ กพช. ไม่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน เนื่องจากปลัดกระทรวงพลังงาน ยังไม่มีชื่อปรากฎเป็นกรรมการของ กพช. และยังคงมีข้อความที่ ระบุว่า ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานขึ้นตรงต่อนายกรัฐมนตรี แต่ในทางปฏิบัติขึ้นตรงต่อปลัดกระทรวงพลังงาน ตลอดจนการกำหนดนโยบายพัฒนาด้านพลังงานจะเกี่ยวโยงกับการพัฒนาทรัพยากรธรรมชาติและการดูแลรักษาผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม และต้องพึ่งพาเทคโนโลยีและนวัตกรรมใหม่ๆ ซึ่งจะต้องเกี่ยวข้องกับกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติฯ และ กระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ แต่ รมว.กระทรวง ทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และรมว.กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีไม่ได้เป็นกรรมการของ กพช.
4. เพื่อให้ พ.ร.บ. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 มีความสมบูรณ์ยิ่งขึ้น และมีองค์ประกอบของ กพช. ที่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน กระทรวงพลังงานจึงขอเสนอแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 ดังนี้
4.1 แก้ไขเพิ่มเติมองค์ประกอบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในมาตรา 5 ได้แก่ (1) เปลี่ยนแปลงกรรมการ จาก ปลัดกระทรวงอุตสาหกรรม เป็น รัฐมนตรีว่าการกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และ(2) เพิ่มเติม รมว. กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีเป็นกรรมการ กพช. และ(3) เปลี่ยนแปลงกรรมการจาก อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน เป็น ปลัดกระทรวงพลังงาน เพื่อการประสานนโยบาย และนำนโยบายไปปฏิบัติ
แก้ไขปรับปรุงข้อความในมาตรา 13 คือ (1) มาตรา 13 วรรคแรก ตัดคำว่า “ขึ้นตรงต่อนายกรัฐมนตรี” ออก เนื่องจากปัจจุบัน สนพ. ไม่ได้เป็นหน่วยงานที่ขึ้นตรงต่อนายกรัฐมนตรี และเพิ่มข้อความท้ายวรรคแรก “โดยมีรองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นผู้ช่วยสั่งและปฏิบัติราชการ” และ (2) ตัดข้อความในมาตรา 13 วรรคสอง และวรรคสามออก
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
เรื่องที่ 2 การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) มีกฎหมายหลักในการกำกับ ดูแล จำนวน 4 ฉบับ ได้แก่ (1) พ.ร.บ. ควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 (2) พ.ร.บ. การค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 (3) ประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 28 ว่าด้วยการบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลว และ (4) ประกาศกระทรวงพลังงาน ออกตาม พ.ร.บ. วัตถุอันตราย พ.ศ. 2535 เรื่อง เกี่ยวกับหลักเกณฑ์สถานีบริการก๊าซธรรมชาติ (NGV)
2. พ.ร.บ. ควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 ซึ่งมีสาระสำคัญในการกำกับ ดูแล หลักเกณฑ์ มาตรฐานความปลอดภัย เฉพาะผลิตภัณฑ์เชื้อเพลิงที่เป็นของเหลว ได้มาจากปิโตรเลียม แต่ไม่รวมถึง ก๊าซปิโตรเลียมเหลว ก๊าซธรรมชาติ และเชื้อเพลิงอื่น ๆ เช่น เอทานอล ไบโอดีเซล จึงไม่มีหลักเกณฑ์ มาตรฐานด้านความปลอดภัยในการเก็บรักษาผลิตภัณฑ์ดังกล่าว แต่ผลิตภัณฑ์ดังกล่าวถูกนำมาเป็น น้ำมันเชื้อเพลิง โดยเฉพาะเอทานอล ได้นำมาเก็บรวมไว้กับน้ำมันเชื้อเพลิงอื่นๆ ตามกฎหมาย จึงเป็นปัญหาในการกำกับ ดูแล ด้านความปลอดภัย ซึ่งปัจจุบัน ธพ. นำหลักเกณฑ์ของการเก็บรักษาน้ำมันเบนซินมาใช้เป็นหลักเกณฑ์ในการดูแล แต่ไม่สามารถพิจารณาอนุญาตหรือไม่อนุญาตได้ นอกจากนี้ พ.ร.บ. ควบคุมน้ำมันฯ 2542 มีข้อกำหนดเกี่ยวกับท่อขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งอาจมีบางส่วนก้าวล้ำเข้าไปในท่อน้ำมันเชื้อเพลิง ท่อก๊าซ ที่อยู่ในความดูแลของกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ซึ่งเป็นผู้ให้สัมปทานแก่ผู้รับสัมปทานตาม พ.ร.บ. ปิโตรเลียม ดังนั้น ในร่าง พ.ร.บ. ฉบับใหม่ จึงกำหนดข้อยกเว้นไว้ ส่วนด้านมาตรฐานความปลอดภัยในการเก็บรักษา การขนส่ง ยังคงให้ปฏิบัติตามกฎหมายนี้
3. กรมธุรกิจพลังงานได้ดำเนินการยกร่าง พ.ร.บ. ควบคุมน้ำมันฯ โดยได้ผ่านการพิจารณาของคณะอนุกรรมการพิจารณาร่างกฎกระทรวงที่ประกอบด้วยส่วนราชการต่างๆ เช่น สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา กรมโรงงานอุตสาหกรรม สถาบันปิโตรเลียมและบริษัทผู้ค้าน้ำมันเชื้อเพลิง และผ่านการพิจารณาของผู้มีส่วนเกี่ยวข้องกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งได้ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการพิจารณากฎหมายของกระทรวงพลังงาน
4. สรุปสาระสำคัญ ร่างพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
4.1 มาตรา 3 ให้ยกเลิกประกาศของคณะปฏิวัติฉบับที่ 28 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2514
4.2 มาตรา 4 ปรับปรุงนิยามคำว่า น้ำมันเชื้อเพลิง หมายความว่า ก๊าซปิโตรเลียมเหลว น้ำมันเบนซิน น้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับเครื่องบิน น้ำมันก๊าด น้ำมันดีเซล น้ำมันเตา น้ำมันหล่อลื่น และผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมอื่นที่ใช้หรืออาจใช้เป็นเชื้อเพลิงหรือเป็นสิ่งหล่อลื่น ก๊าซธรรมชาติ น้ำมันดิบ หรือ สิ่งอื่นที่ใช้หรืออาจใช้เป็นวัตถุดิบในการกลั่นหรือผลิตเพื่อให้ได้มาซึ่งผลิตภัณฑ์ดังกล่าวข้างต้น และ หมายความรวมถึงสิ่งอื่นที่ใช้หรืออาจใช้เป็นเชื้อเพลิงหรือเป็นสิ่งหล่อลื่นตามที่รัฐมนตรีกำหนดให้เป็น น้ำมันเชื้อเพลิง โดยประกาศในราชกิจจานุเบกษา (เป็นนิยามเช่นเดียวกันกับพระราชบัญญัติการค้ำน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543)
4.3 มาตรา 5 เพิ่มเติมประเภทของการประกอบกิจการ บริเวณที่กำหนดไว้ในใบอนุญาตและตัดข้อยกเว้นสถานที่ในการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิงที่ใช้เป็นวัตถุดิบในกระบวนการผลิตของโรงกลั่นหรือผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ในคำนิยาม คลังน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อให้การกำกับ ดูแล ระบบความปลอดภัย เป็นไปอย่างต่อเนื่อง ตั้งแต่การนำไปใช้ในกระบวนการผลิต การเก็บรักษา การขนส่ง การใช้ การจำหน่าย การแบ่งบรรจุ โดยเฉพาะเรื่องเกี่ยวกับก๊าซปิโตรเลียมเหลว ซึ่งเป็นก๊าซที่มีความดันสูงและไวไฟมาก (เดิมมีการกำกับ ดูแลแล้วตาม ปว 28)
4.4 มาตรา 6 พระราชบัญญัตินี้ไม่บังคับใช้กับการประกอบกิจการปิโตรเลียมตามกฎหมายว่าด้วยปิโตรเลียม ยกเว้น ความปลอดภัยของการเก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง และการขนส่งโดยเฉพาะขนส่งทางบก ยังคงต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์ในพระราชบัญญัติ นี้
4.5 มาตรา 7 กำหนดให้มีการกำหนดรายละเอียดที่เป็นด้านเทคนิคหรือเป็นเรื่องที่ต้อง เปลี่ยนแปลงรวดเร็วตามสภาพสังคม ให้รัฐมนตรีสามารถออกเป็นประกาศได้
4.6 มาตรา 8 ตัดรายชื่อกรรมการบางท่านออก คือ อธิบดีกรมทะเบียนการค้าและการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทยออก และเพิ่มกรรมการ คือ ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนการขนส่งและจราจร และอธิบดีกรมโยธาธิการและผังเมือง เพื่อให้สอดคล้องกับภารกิจและการมีส่วนเกี่ยวข้องตามข้อเท็จจริงพร้อมทั้งเพิ่มคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของคณะกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ เพื่อความชัดเจน
4.7 มาตรา 9 เป็นการแก้ไขมาตรา 17 โดยตัดข้อยกเว้นการมีน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อใช้เป็นวัตถุดิบในกระบวนการผลิตในโรงงานอุตสาหกรรม ไม่ต้องแจ้งต่อพนักงานเจ้าหน้าที่หรือไม่ต้องขออนุญาตออก เพื่อให้เป็นอำนาจของรัฐมนตรี ในการกำหนดประเภทของกิจการ ต้องแจ้งหรือขออนุญาตตามความจำเป็นและจะทำให้รัฐมีข้อมูลครบถ้วนของปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิง สถานที่เก็บ สถานที่ใช้ สำหรับการดูแล ตรวจตราด้านความปลอดภัย
4.8 มาตรา 10 คำขอและการอนุญาตตามประกาศคณะปฏิวัติฉบับที่ 28 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2514 และพระราชบัญญัติวัตถุอันตราย พ.ศ. 2535 ที่กรมธุรกิจพลังงานรับผิดชอบให้ถือเป็นคำขอตามพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง
4.9 มาตรา 11 กฎกระทรวง ประกาศ ระเบียบ คำสั่ง ข้อบังคับ หรือเงื่อนไขที่ออกตามประกาศคณะปฏิวัติฉบับที่ 28 ลงวันที่ 29 ธันวาคม 2514 ให้ใช้ได้ต่อไปจนกว่าจะมีกฎกระทรวง ประกาศ ระเบียบ คำสั่ง ข้อบังคับ หรือเงื่อนไขออกมาแทน
4.10 มาตรา 12 กฎกระทรวง ประกาศ ระเบียบ คำสั่ง หรือเงื่อนไขที่ออกตามพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 ที่มีอยู่ก่อนไม่ใช้บังคับการประกอบกิจการก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ
4.11 มาตรา 10, 11, 12 เป็นบทเฉพาะกาลเพื่อไม่ให้กระทบกับการประกอบกิจการที่ดำเนินการตามกฎหมายเดิมจนกว่าจะมีการออกกฎกระทรวง ประกาศ ระเบียบ ข้อบังคับตามกฎหมายนี้มาใช้แทน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
เรื่องที่ 3 การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เป็นบทบัญญัติที่ใช้ในการกำกับดูแลการค้า การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อป้องกันและแก้ไขปัญหาการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งการกำหนดและควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อคุ้มครองผู้บริโภคให้ได้ใช้น้ำมันที่มีคุณภาพเหมาะสมกับเครื่องยนต์
2. ปัจจุบันบทบัญญัติใน พ.ร.บ. ดังกล่าว มีบางประการไม่เหมาะสมกับสภาพการดำเนินธุรกิจ และเป็นปัญหาในการบังคับใช้กฎหมายให้มีประสิทธิภาพ ดังนี้
(1) การให้อำนาจรัฐมนตรีกำหนดเงื่อนไขในการดำเนินการค้าเฉพาะผู้ได้รับใบอนุญาตใหม่เป็นการเฉพาะรายเท่านั้น ซึ่งหากกำหนดเงื่อนไขแต่ละรายแตกต่างกัน อาจก่อให้เกิดการได้เปรียบเสียเปรียบในการดำเนินการค้า (มาตรา 8)
(2) กฎหมายได้ให้อำนาจอธิบดีไว้อย่างกว้างในการกำหนดชนิดและอัตราการสำรองน้ำมันเชื้อเพลิง โดยไม่ได้ให้อำนาจในการกำหนดหลักเกณฑ์ และวิธีการคำนวณปริมาณสำรอง ซึ่งทำให้เกิดปัญหาในทางปฏิบัติในกรณีผู้ค้าน้ำมันไม่เห็นด้วยกับวิธีการคำนวณของเจ้าหน้าที่ (มาตรา 20)
(3) การกำหนดให้เจ้าหน้าที่ต้องจัดเก็บตัวอย่างจากปั๊มน้ำมันเพื่อตรวจสอบอย่างน้อยปีละ 1 ครั้ง ทำให้เจ้าหน้าที่ต้องตรวจสอบปั๊มที่มีความเสี่ยงสูงกับความเสี่ยงต่ำเท่ากัน (มาตรา 31 วรรคท้าย)
(4) ไม่มีบทกำหนดให้เพิกถอนใบอนุญาตที่ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่ได้รับใบอนุญาต ที่ ไม่ได้เริ่มทำการค้าหรือผู้ที่หยุดทำการค้าติดต่อกันหลายปีโดยไม่ขอยกเลิกการเป็นผู้ค้า ทำให้จำนวนผู้ค้า น้ำมันที่ได้รับใบอนุญาตกับผู้ค้าจริงไม่สอดคล้องกัน (มาตรา 34)
(5) บทกำหนดโทษเปรียบเทียบปรับกับมูลค่าของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำการค้า และผลประโยชน์ที่ได้รับเป็นปัญหาในทางปฏิบัติ และในการดำเนินคดี (มาตรา 35 และ มาตรา 38)
(6) ในการกำหนดบทสันนิษฐานว่าผู้ครอบครองน้ำมันเชื้อเพลิงที่คุณภาพไม่เป็นไปตามที่กำหนดตั้งแต่ 200 ลิตรขึ้นไปถือว่าเป็นผู้กระทำการปลอมปนน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งในทางปฏิบัติไม่สามารถ ลงโทษผู้กระทำผิดได้เนื่องจากไม่มีหลักฐานที่จะพิสูจน์ว่าเป็นการปลอมปนน้ำมันเชื้อเพลิง (มาตรา 50)
3. กรมธุรกิจพลังงานได้ดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ขึ้น ซึ่งได้ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการพิจารณากฎหมายของกระทรวงพลังงาน และได้มีการรับฟังความคิดเห็นจากผู้เกี่ยวข้องแล้ว
4. สรุปสาระสำคัญของพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง
(1) แก้ไขมาตรา 8 วรรค 2 เป็น “ในกรณีที่มีเหตุจำเป็นเพื่อประโยชน์แห่งความมั่นคงของประเทศ การป้องกันและแก้ไขการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งการกำหนดและควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง รัฐมนตรีจะแก้ไขเปลี่ยนแปลง หรือเพิ่มเติมเงื่อนไขที่กำหนดไว้แล้ว และในกรณีที่จำเป็นเพื่อประโยชน์ดังกล่าวข้างต้น รัฐมนตรีจะออกประกาศกำหนดให้ผู้ได้รับใบอนุญาตตามมาตรา 7ปฏิบัติตามเงื่อนไขเกี่ยวกับการดำเนินการค้าใดๆตามที่เห็นสมควรก็ได้ “
(2) เพิ่มวรรค 2 ของมาตรา 20 เป็น “ การสำรองน้ำมันเชื้อเพลิงและวิธีการคำนวณปริมาณสำรองให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์ วิธีการที่อธิบดีประกาศกำหนด”
(3) ยกเลิกวรรคท้ายของมาตรา 31 ที่กำหนดว่าการเก็บตัวอย่างน้ำมันเชื้อเพลิงของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 10 และผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 11 มาเพื่อตรวจสอบตาม (2) ให้พนักงานเจ้าหน้าที่มีหน้าที่ดำเนินการอย่างน้อยปีละหนึ่งครั้ง
(4) แก้ไขเพิ่มเติม มาตรา 34 วรรค 1 อนุ 2 และ 3 ดังนี้
“ (2) ไม่เริ่มทำการค้าภายใน 2 ปีนับแต่วันที่ได้รับใบอนุญาต
(3) หยุดทำการค้าติดต่อกันเกินกว่า 3 ปี “
(5) แก้ไขบทกำหนดโทษตาม มาตรา 35 และมาตรา 38 โดยตัดบทกำหนดโทษ “ปรับไม่เกินกว่ามูลค่าของน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำการค้าและผลประโยชน์อื่นที่บุคคลนั้นได้รับ แล้วแต่ว่าจำนวนใดจะ สูงกว่ากัน”
(6) แก้ไขมาตรา 50 วรรคหนึ่ง เป็น “ผู้ใดมีไว้ในครอบครองซึ่งน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีลักษณะหรือคุณภาพแตกต่างจากที่อธิบดีประกาศกำหนดหรือให้ความเห็นชอบตามมาตรา 25 วรรคหนึ่ง มีปริมาณตั้งแต่สองร้อยลิตรขึ้นไป ให้ถือว่าผู้นั้นเป็นผู้จำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงที่มีลักษณะหรือ คุณภาพแตกต่างจากที่อธิบดีประกาศกำหนดหรือให้ความเห็นชอบตามมาตรา 25 วรรคหนึ่ง ต้องระวางโทษจำคุกไม่เกินหนึ่งปีหรือปรับไม่เกินหนึ่งแสนบาท หรือทั้งจำทั้งปรับ เว้นแต่จะปรากฏว่า
(1) มีน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าวไว้ในครอบครองเพื่อใช้ในกระบวนการผลิตหรือใช้ในกิจการของตน”
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
เรื่องที่ 4 การยกร่างกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียมพ.ศ. 2514
สรุปสาระสำคัญ
1. ในปี 2548 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ (ชธ.) ได้ยกร่างขอแก้ไขปรับปรุงกฎหมายหลัก คือ พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 โดยได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 และได้รับอนุมัติในหลักการจากคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ต่อมาได้ส่งกฎหมายที่ปรับปรุงคือร่างพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณาเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2549 เพื่อส่งให้สภานิติบัญญัติแห่งชาติพิจารณาต่อไป ขณะนี้อยู่ในระหว่างการพิจารณาของสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา
2. ในปี 2549 ชธ. ได้จัดทำแผนพัฒนากฎหมาย ปี 2549 ขึ้น โดยรวบรวมกฎหมายลำดับรอง หรือบทบัญญัติที่ออกตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ซึ่งมีจำนวน 27 ฉบับ เป็นกฎกระทรวง 20 ฉบับ และประกาศกรม 7 ฉบับ (มีกฎกระทรวงที่ยกเลิกแล้ว 3 ฉบับ คือฉบับที่ 2,8,10) เพื่อปรับปรุงให้สอดคล้องกับสถานการณ์การลงทุน และเทคโนโลยีในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมที่เปลี่ยนแปลงไป ทั้งนี้ได้กำหนดแก้ไขปรับปรุงกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 จำนวน 8 ฉบับ ได้แก่ 1) ฉบับที่ 3 (พ.ศ. 2514) และฉบับที่ 16 (พ.ศ. 2532) ว่าด้วยคำขอสัมปทานปิโตรเลียม และข้อกำหนดเกี่ยวกับการเสนอข้อผูกพันด้านปริมาณเงิน ปริมาณงาน ในการสำรวจปิโตรเลียม และการเสนอผลประโยชน์พิเศษ 2) ฉบับที่ 4 (พ.ศ. 2514) และฉบับที่ 17 (พ.ศ. 2532 ) ว่าด้วยแบบสัมปทานปิโตรเลียม 3) ฉบับที่ 5 (พ.ศ.2514) และฉบับที่ 12 (พ.ศ.2524) ว่าด้วยการกำหนด หลักเกณฑ์และวิธีการ สำรวจ ผลิตและอนุรักษ์ปิโตรเลียม และ 4) ฉบับที่ 6 (พ.ศ.2514) และฉบับที่ 11 (พ.ศ.2524) ว่าด้วยการกำหนดเขตปลอดภัย และเครื่องหมายในบริเวณที่มีสิ่งติดตั้งและกลอุปกรณ์ที่ใช้ ในการสำรวจ และผลิตปิโตรเลียม
3. ชธ. ได้นำกฎกระทรวงทั้ง 8 ฉบับ ที่มีความเกี่ยวข้องหรือเป็นเรื่องเดียวกันมารวมไว้ด้วยกัน เพื่อให้สะดวก เข้าใจง่าย โดยได้ดำเนินการยกร่างและจัดทำเป็นร่างกฎกระทรวงใหม่ 4 ฉบับคือ 1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการและเงื่อนไขในการขอสัมปทานปิโตรเลียม พ.ศ. .... 2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดแบบสัมปทานปิโตรเลียม พ.ศ. …. 3) ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการสำรวจ ผลิต และอนุรักษ์ปิโตรเลียม พ.ศ. …. และ 4) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเขตปลอดภัยและเครื่องหมายในบริเวณที่มีสิ่งติดตั้งและกลอุปกรณ์ที่ใช้ในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม พ.ศ. ….
4. ต่อมา ชธ. ได้นำร่างกฎกระทรวงทั้ง 4 ฉบับ เสนอคณะกรรมการพัฒนากฎหมายของกรมและกระทรวง และนำส่งสำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 29 กันยายน 2549 ซึ่งสำนักเลขาธิการคณะ รัฐมนตรีได้ส่งเรื่องดังกล่าวคืนมาเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2549 เพื่อพิจารณาทบทวนอีกครั้งหนึ่ง เนื่องจากได้มีพระบรมราชโองการโปรดเกล้าฯแต่งตั้งนายกรัฐมนตรีคนใหม่ คณะกรรมการแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 จึงเห็นควรให้นำร่างกฎกระทรวงดังกล่าวเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) พิจารณา และนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาอนุมัติในหลักการแล้วจึงนำส่งสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจพิจารณาต่อไป
5. สาระสำคัญของร่างกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ.2514 ที่แก้ไขปรับปรุงและยกร่างใหม่ จำนวน 4 ฉบับ
5.1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการและเงื่อนไขในการขอสัมปทานปิโตรเลียม พ.ศ. …. เป็นการรวมกฎกระทรวง 2 ฉบับคือ กฎกระทรวงฉบับที่ 3 (พ.ศ. 2514) และฉบับที่ 16(พ.ศ.2532) ว่าด้วยคำขอสัมปทานปิโตรเลียม และข้อกำหนดเกี่ยวกับการเสนอข้อผูกพันด้านปริมาณเงิน ปริมาณงาน ในการสำรวจปิโตรเลียม และการเสนอผลประโยชน์พิเศษเข้าไว้ด้วยกัน และแก้ไขปรับปรุงในสาระสำคัญ ดังนี้ 1) แก้ไขข้อกำหนดเกี่ยวกับคุณสมบัติ หลักฐานและโครงการประกอบคำขอสัมปทานของผู้ขอสัมปทานให้สอดคล้องกับข้อกำหนดของกฎหมายและวิธีปฏิบัติในการยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียม 2) แก้ไขแบบคำขอสัมปทานให้ครอบคลุมกรณีผู้ยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียมประกอบด้วยบริษัทมากกว่าหนึ่งราย และ 3) แก้ไขแบบคำขอสัมปทานปิโตรเลียมให้สอดคล้องกับปัจจุบันที่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติเป็นผู้กำหนดขอบเขตแปลงสำรวจที่เปิดให้ยื่นขอสัมปทาน
5.2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดแบบสัมปทานปิโตรเลียม พ.ศ. …. เป็นการรวมกฎกระทรวง 2 ฉบับคือ ฉบับที่ 4 (พ.ศ. 2514) และฉบับที่ 17 (พ.ศ. 2532) ว่าด้วยแบบสัมปทานปิโตรเลียมเข้าไว้ด้วยกัน และแก้ไขปรับปรุงในสาระสำคัญ ดังนี้ 1) แก้ไขปรับปรุงแบบสัมปทานให้เหมาะสม สอดคล้องกับสถานการณ์ ที่เปลี่ยนแปลง รวมทั้งเปลี่ยนแปลงคำศัพท์บางคำให้ถูกต้องเหมาะสม เช่น คำว่าภาษีการค้าเป็นภาษีมูลค่าเพิ่ม ให้สอดคล้องกับพระราชบัญญัติปิโตรเลียม (ฉบับที่ 5) พ.ศ. 2534 และประมวลรัษฎากรที่ได้ยกเลิกระบบภาษีการค้า 2) เพิ่มบทบัญญัติให้ผู้รับสัมปทานต้องพิจารณาจัดซื้อและจัดหาบริการก่อสร้างแท่นประกอบการผลิตปิโตรเลียมในทะเลจากผู้ประกอบการภายในประเทศเป็นอันดับแรก เพื่อส่งเสริมและสนับสนุนอุตสาหกรรมการผลิตอุปกรณ์และการบริการที่เกี่ยวกับกิจการปิโตรเลียมภายในประเทศ และลดการนำเข้าจากต่างประเทศ 3) แก้ไขเปลี่ยนแปลงข้อกำหนดเกี่ยวกับการระงับข้อพิพาทโดยวิธีอนุญาโตตุลาการ จากเดิมที่ใช้ข้อบังคับของศาลยุติธรรมระหว่างประเทศ (International Court of Justice) เป็นข้อบังคับอนุญาโตตุลาการของคณะกรรมาธิการว่าด้วยกฎหมาย การค้าระหว่างประเทศแห่งสหประชาชาติ (UNCITRAL) เนื่องจากปัจจุบันศาลยุติธรรมระหว่างประเทศไม่รับพิจารณากรณีข้อพิพาททางการพาณิชย์ระหว่างประเทศ และข้อบังคับอนุญาโตตุลาการของคณะกรรมาธิการว่าด้วยกฎหมายการค้าระหว่างประเทศแห่งสหประชาชาติเป็นวิธีการที่ได้นำมาใช้อย่างแพร่หลาย รวมทั้งเป็นกฎหมายการระงับข้อพิพาทแม่แบบ (Model Law) ที่ได้นำมาใช้เป็นหลักในการพัฒนาระบบอนุญาโตตุลาการในประเทศไทยให้ทัดเทียมกับอารยะประเทศ ตามที่ได้บัญญัติไว้ในหมายเหตุประกอบการประกาศใช้พระราชบัญญัติอนุญาโตตุลาการ พ.ศ. 2545 และ 4) แก้ไขข้อกำหนดให้ผู้รับสัมปทานต้องรื้อถอนทรัพย์สินที่ใช้ประโยชน์มิได้ เมื่อสิ้นระยะเวลาผลิตปิโตรเลียม หรือสิ้นระยะเวลาผลิตปิโตรเลียมที่ได้รับการต่อ หรือเมื่อผู้รับสัมปทานคืนพื้นที่ผลิตทั้งแปลงให้เป็นไปตามแผนการรื้อถอนที่ได้รับความเห็นชอบจากอธิบดี เพื่อให้สอดคล้องกับร่างกฎหมายใหม่ซึ่งเพิ่มมาตรา 80/1 กำหนดให้ผู้รับสัมปทานต้องยื่นแผนการรื้อถอนต่ออธิบดี
5.3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการสำรวจ ผลิต และอนุรักษ์ปิโตรเลียม พ.ศ. .... เป็นการรวมกฎกระทรวง 2 ฉบับคือ ฉบับที่ 5 (พ.ศ. 2514) และฉบับที่ 12 (พ.ศ. 2524) ว่าด้วยการกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการสำรวจ ผลิตและอนุรักษ์ปิโตรเลียม ซึ่งได้ใช้บังคับ มาเป็นระยะเวลานาน ไม่เหมาะสมกับสภาวการณ์และความจำเป็นด้านการสำรวจ ผลิต และอนุรักษ์ปิโตรเลียม และการรักษา สิ่งแวดล้อมในปัจจุบัน เข้าไว้ด้วยกัน และแก้ไขปรับปรุงในสาระสำคัญ ดังนี้ 1) แก้ไขข้อกำหนดที่ใช้บังคับอยู่ให้สอดคล้องกับวิธีการสำรวจและผลิตในปัจจุบัน 2) เพิ่มเติมรายการ ในข้อกำหนดที่ผู้รับสัมปทานจะต้องแจ้งแก่กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการกำกับดูแล 3) เพิ่มเติมบทบัญญัติเรื่องการกำจัดสิ่งปฏิกูลเพื่อป้องกันการเกิดอัคคีภัย อุบัติเหตุ และผลเสียต่อสภาวะแวดล้อม 4) ลดระยะเวลาในการแจ้งให้อธิบดีทราบล่วงหน้าก่อนลงมือสำรวจปิโตรเลียมและดำเนินการใดๆ ให้สั้นลงกว่าที่เป็นอยู่ในปัจจุบันตามความเหมาะสม 5) เพิ่มบทบัญญัติเรื่องการอนุรักษ์น้ำมันดิบ และก๊าซธรรมชาติเหลว โดยมิให้มีการเผาน้ำมันดิบหรือก๊าซธรรมชาติเหลวทิ้งโดยไม่มีเหตุผลอันสมควร และ 6) เพิ่มบทบัญญัติเกี่ยวกับการยื่นแบบแผนผังแสดงรายละเอียดและมาตรฐานที่ใช้ในการออกแบบ ก่อสร้างสถานีผลิตหรือแท่นประกอบการผลิตและอุปกรณ์ต่างๆ ให้เป็นไปตามแบบที่ได้รับการยอมรับในอุตสาหกรรมปิโตรเลียม
5.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเขตปลอดภัยและเครื่องหมายในบริเวณที่มีสิ่งติดตั้งและกลอุปกรณ์ที่ใช้ในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม พ.ศ. …. เป็นการรวมกฎกระทรวง 2 ฉบับคือ ฉบับที่ 6 (พ.ศ. 2514) และฉบับที่ 11 (พ.ศ. 2524) ว่าด้วยการกำหนดเขตปลอดภัย และเครื่องหมายในบริเวณที่มีสิ่งติดตั้งและกลอุปกรณ์ที่ใช้ในการสำรวจ และผลิตปิโตรเลียมสำหรับพื้นที่บนบกและในทะเลเข้าไว้ด้วยกัน และแก้ไขปรับปรุงในสาระสำคัญ ดังนี้ 1) กำหนดให้ผู้รับสัมปทานมีหน้าที่ต้องกำหนดเขตปลอดภัยในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมทั้งบนบกและในทะเล 2) เพื่อแก้ไขถ้อยคำให้กว้างขึ้น เช่นคำว่า “โครงเครื่องเจาะและสิ่งปลูกสร้างอื่น” เป็นคำว่า “สิ่งติดตั้งและกลอุปกรณ์ที่ใช้ในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม” และ 3) เพื่อเพิ่มเติมบทบัญญัติให้อำนาจแก่อธิบดีในการกำหนดเปลี่ยนแปลงระยะของเขต ปลอดภัย การทำ เครื่องหมาย การเปิดแตรสัญญาณต่างๆ ของแต่ละแหล่งผลิตให้มีความยืดหยุ่น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการแก้ไขปรับปรุงกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 จำนวน 8 ฉบับ โดยจัดทำเป็นร่างกฎกระทรวงใหม่ 4 ฉบับ
เรื่องที่ 5 การยกร่างกฎกระทรวงออกตามความในพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 จำนวน 5 ฉบับ
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมธุรกิจพลังงาน โดยคณะกรรมการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงได้ยกร่างกฎกระทรวง จำนวน 5 ฉบับ โดยอาศัยอำนาจตามความในมาตรา 5 และมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 ซึ่งประกอบด้วย 1) ร่างกฎกระทรวงคลังน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... 2) ร่างกฎกระทรวงการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงโดยยานพาหนะทางบก พ.ศ. .... 3) ร่างกฎกระทรวงการซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงและถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... 4) ร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติของผู้ทดสอบและตรวจสอบ พ.ศ. .... และ 5) ร่างกฎกระทรวงระบบไฟฟ้าของสถานีประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยที่ร่างดังกล่าวได้ผ่านการพิจารณาของคณะอนุกรรมการพิจารณาร่างกฎกระทรวงเกี่ยวกับมาตรฐานความปลอดภัยของการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิงและคณะกรรมการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงเรียบร้อยแล้ว
2. สาระสำคัญของกฎกระทรวง 5 ฉบับ
2.1 ร่างกฎกระทรวงคลังน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยที่กฎหมายว่าด้วยการควบคุม น้ำมันเชื้อเพลิงบัญญัติให้กำหนดหลักเกณฑ์เกี่ยวกับที่ตั้งแผนผัง รูปแบบ ลักษณะของคลังน้ำมันเชื้อเพลิง และลักษณะของถังหรือภาชนะที่ใช้ในการบรรจุน้ำมันเชื้อเพลิง วิธีการปฏิบัติงาน การจัดให้มีและบำรุงรักษาอุปกรณ์หรือเครื่องมืออื่นใดภายในสถานที่ดังกล่าว รวมทั้งการควบคุมอื่นใดหรือกำหนดการอื่นใด อันจำเป็นไว้ในกฎกระทรวง
(1) ในข้อ 1 นิยามคำว่า เขตคลังน้ำมันเชื้อเพลิง จุดวาบไฟ คลังน้ำมันเชื้อเพลิง ทางกว้างของถนน ทางคู่ ถนนสาธารณะ แท่นจ่ายน้ำมันเชื้อเพลิง สถานศึกษา ศาสนสถาน สถานพยาบาล โบราณสถาน การตรวจสอบตามวาระ และการตรวจสอบครบวาระ
(2) หมวด 1 บททั่วไป ข้อ 2 - 5 การกำหนดชนิดน้ำมันเชื้อเพลิงและภาชนะบรรจุ น้ำมัน เชื้อเพลิงให้เป็นไปตามที่กำหนด ในกฎกระทรวงว่าด้วยการกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้งการอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2546
(3) หมวด 2 ลักษณะของแผนผังบริเวณและแบบก่อสร้าง ข้อ 6 - 19 กำหนดลักษณะของแผนผังโดยสังเขป แผนผังของสิ่งก่อสร้างต่างๆ แบบก่อสร้างถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงขนาดใหญ่ แบบระบบท่อน้ำมันเชื้อเพลิง ระบบท่อดับเพลิงและอุปกรณ์ แบบก่อสร้างอาคารแท่นจ่ายน้ำมันเชื้อเพลิง ระบบบำบัดหรือแยกน้ำปนเปื้อนน้ำมันเชื้อเพลิง ท่อหรือรางระบายน้ำ เขื่อนหรือกำแพงหรือบ่อเก็บกัก น้ำมันเชื้อเพลิง รั้วและประตู พร้อมแสดงรายการคำนวณความมั่นคงแข็งแรง
(4) หมวด 3 ลักษณะและระยะปลอดภัยภายนอก ข้อ 20 - 21 คลังน้ำมันเชื้อเพลิงต้องตั้งอยู่ในทำเลที่เหมาะสมและปลอดภัยแก่การขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ไม่ก่อเหตุรำคาญและไม่ก่อให้เกิดมลพิษตามกฎหมายว่าด้วยการสาธารณสุขและกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อมแห่งชาติและต้องไม่อยู่ในบริเวณ ดังนี้ 1) ภายในระยะ 1,000 เมตร จากเขตพระราชฐาน 2) ภายในระยะ 100 เมตร จากเขตสถานศึกษา ศาสนสถาน สถานพยาบาลและโบราณสถาน และ 3) ภายในระยะและแนวเขตตามที่กระทรวงพลังงานกำหนด ทั้งนี้ ได้กำหนดลักษณะและระยะปลอดภัยภายนอก โดยทางเข้าออกต้องติดถนนสาธารณะกว้างไม่น้อยกว่า 12 เมตร และระยะปลอดภัยของทางเข้าออกกับ ทางโค้ง ทางแยก เกาะกลางถนนและสะพาน
(5) หมวด 4 ลักษณะและระยะปลอดภัยภายใน ข้อ 22 - 29 กำหนดระยะปลอดภัยภายในคลังน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วย ระยะปลอดภัยโดยรอบภาชนะบรรจุน้ำมันเชื้อเพลิง การติดตั้งเครื่องสูบน้ำมันเชื้อเพลิง สะพานข้ามแนวท่อ เขื่อนหรือกำแพง กักเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง และต้องจัดให้มีการระบายมลพิษ
(6) หมวด 5 ถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงและอุปกรณ์ ข้อ 30 - 43 กำหนดมาตรฐานขั้นต่ำของการออกแบบ ประกอบและติดตั้ง รวมทั้ง การทดสอบและตรวจสอบ
(7) หมวด 6 การวางระบบท่อและการติดตั้งอุปกรณ์ ข้อ 44 - 49 กำหนดมาตรฐานขั้นต่ำของการออกแบบ ประกอบและติดตั้ง รวมทั้ง การทดสอบและตรวจสอบสัญลักษณ์แถบสีระบบท่อน้ำมันเชื้อเพลิงและท่อไอน้ำมันเชื้อเพลิง
(8) หมวด 7 ระบบป้องกันและระงับอัคคีภัย ข้อ 50 - 62 กำหนดมาตรฐานระบบ ท่อน้ำดับเพลิง เครื่องดับเพลิงชนิดผงเคมีแห้ง สัญญาณเตือนภัย โฟมเข้มข้น ซึ่งนำมาใช้เป็นสารละลายโฟมสำหรับดับเพลิง ระบบจ่ายน้ำดับเพลิงให้เพียงพอต่อการระงับภัย การฉีดสารละลายโฟม น้ำหล่อเย็น แหล่งน้ำหรือที่เก็บน้ำสำหรับดับเพลิง เครื่องสูบน้ำดับเพลิง แผนระงับเหตุเพลิงไหม้ การฝึกซ้อมแผนระงับเหตุเพลิงไหม้ และการจัดทำขั้นตอนในการรับหรือจ่ายน้ำมันเชื้อเพลิง
(9) บทเฉพาะกาล ข้อ 63 คลังน้ำมันเชื้อเพลิงที่ได้รับใบอนุญาตก่อนวันที่กฎกระทรวงใช้บังคับให้ได้รับการยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามกฎกระทรวง เว้นแต่การติดตั้งระบบอุปกรณ์ เตือนภัยป้องกันน้ำมันล้นถัง ระบบป้องกันและระงับอัคคีภัย การสร้างเขื่อนเก็บกักน้ำมันเชื้อเพลิง และการปรับปรุงเกี่ยวกับสัญลักษณ์และมาตรฐานสีของระบบท่อให้ดำเนินการแล้วเสร็จภายในระยะเวลาที่กำหนด
2.2 ร่างกฎกระทรวงการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง โดยยานพาหนะทางบก พ.ศ. .... โดยที่กฎหมายว่าด้วยการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงบัญญัติให้กำหนดหลักเกณฑ์เกี่ยวกับคุณสมบัติ หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขของการขนส่ง ลักษณะของถังหรือภาชนะที่ใช้ในการบรรจุหรือขนส่งรวมถึงการบำรุงรักษาถังหรือภาชนะดังกล่าว วิธีการปฏิบัติงาน และการควบคุมอื่นใดหรือกำหนดการอื่นใดอันจำเป็นไว้ในกฎกระทรวง
(1) กำหนดให้กฎกระทรวงมีผลบังคับใช้หลังจากประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว 90 วัน
(2) ในข้อ 2 นิยามคำว่า ยานพาหนะทางบก ถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ถังน้ำมันเชื้อเพลิง รถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง รถไฟขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง รถบรรทุกน้ำมันเชื้อเพลิง ใบอนุญาต และน้ำมันเชื้อเพลิง
(3) หมวด 1 ประเภทการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 3 กำหนดการประกอบกิจการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงโดยรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงและรถไฟขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกิจการควบคุมประเภทที่ 3 และการประกอบกิจการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงโดยรถบรรทุกน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกิจการควบคุมประเภทที่ 1 ตามกฎหมายว่าด้วยการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง
(4) หมวด 2 การอนุญาตสำหรับการประกอบกิจการ ข้อ 4-14 กำหนดหลักเกณฑ์การ ขออนุญาตการประกอบกิจการควบคุมประเภทที่ 3 รวมทั้งการขอแก้ไขเปลี่ยนแปลง ขอต่ออายุใบอนุญาต ขอใบแทนใบอนุญาต และขอโอนใบอนุญาต การรายงานการเกิดอุบัติเหตุ การจัดทำสัญญาประกันภัยและกรมธรรม์ประกันภัย และกำหนดให้การประกอบกิจการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงโดยรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงหรือรถบรรทุกน้ำมันเชื้อเพลิงต้องปฏิบัติตามกฎหมายว่าด้วยการขนส่งทางบก
(5) หมวด 3 ถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ระบบท่อและอุปกรณ์ ข้อ 15 - 45 กำหนดมาตรฐานขั้นต่ำของการออกแบบและการติดตั้งถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ระบบท่อและอุปกรณ์ รวมทั้งกำหนดหลักเกณฑ์การทดสอบและซ่อมบำรุง และกำหนดแบบแสดงรายละเอียดพร้อมรายการคำนวณของถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง การติดตั้งระบบท่อและอุปกรณ์ การติดตั้งถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงกับตัวโครง ยานพาหนะและการติดตั้งโครงป้องกันระบบท่อน้ำมันเชื้อเพลิงและกันชนหลัง
(6) หมวด 4 การขนถ่ายและการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 46 - 59 กำหนดหลักเกณฑ์ในการปฏิบัติงานและคุณสมบัติของผู้ปฏิบัติงานเกี่ยวกับการขนถ่ายและขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง การติดตั้งเครื่องบันทึกข้อมูล และข้อกำหนดในการขนส่งถังน้ำมันเชื้อเพลิงโดยรถบรรทุกน้ำมันเชื้อเพลิง
(7) หมวด 5 การป้องกันระงับอัคคีภัยและเครื่องหมาย ข้อ 60 - 62 กำหนดมาตรฐานเครื่องดับเพลิงชนิดผลเคมีแห้ง แผ่นป้ายแสดงความเสี่ยงและหมายเลขสหประชาชาติ
(8) หมวด 6 บทเฉพาะกาล ข้อ 63 - 68 ผู้ใดประกอบกิจการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง โดยรถขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงซึ่งได้รับอนุญาตตามกฎหมายว่าด้วยการขนส่งทางบกอยู่ก่อนหรือในวันที่ กฎกระทรวงนี้ใช้บังคับ ให้ขออนุญาตตามแบบที่กรมธุรกิจพลังงานกำหนดภายในหนึ่งปีนับแต่วันที่ กฎกระทรวงนี้มีผลบังคับใช้
2.3 ร่างกฎกระทรวงการซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงและถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยที่กฎหมายว่าด้วยการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงบัญญัติให้กำหนดหลักเกณฑ์การบำรุงรักษาถังหรือภาชนะที่ใช้ในการบรรจุหรือขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง กำหนดวิธีปฏิบัติงานและการจัดให้มีและบำรุงรักษาอุปกรณ์หรือเครื่องมือ
(1) ระยะเวลาบังคับใช้ ข้อ 1 กำหนดให้กฎกระทรวงมีผลบังคับใช้หลังจากประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว 180 วัน
(2) ในข้อ 2 นิยามคำว่า การซ่อมบำรุง การบำรุงรักษา การซ่อมแซม และผู้ควบคุมการซ่อมบำรุง
(3) หมวด 1 บททั่วไป ประกอบด้วยข้อ 3 – 11 โดย ข้อ 3 กำหนดให้ใช้บังคับสำหรับถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง และถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ความจุ 2,500 ลิตรขึ้นไป ข้อ 4 กำหนดให้มีการ ตรวจสอบและการซ่อมบำรุงครบวาระปีละ 1 ครั้ง และครบวาระตามเวลาที่กำหนดในกฎกระทรวงคลัง สถานที่เก็บรักษา สถานีบริการ และการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง และข้อ 5 – 11 กำหนดบุคลากรผู้ปฏิบัติงานและการรายงานผล
(4) หมวด 2 การซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงพื้นดินขนาดใหญ่ตามแนวตั้ง ประกอบด้วย ข้อ 12 – 37 โดย ข้อ 12 – 22 กำหนดการวางแผน การกำหนดมาตรการความปลอดภัยและการเตรียมการซ่อมบำรุง ข้อ 23 – 26 กำหนดวิธีการตรวจสอบถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการซ่อมบำรุง ข้อ 27 – 31 กำหนดเกณฑ์การยอมรับความเสียหาย เพื่อพิจารณาให้ใช้ถังต่อไปหรือทำการซ่อมบำรุง ถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง และ ข้อ 32 – 37 กำหนดวิธีการซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง และการรื้อถอนถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง
(5) หมวด 3 การซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงเหนือพื้นดินขนาดใหญ่ตามแนวนอนถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงใต้พื้นดิน และถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงที่ติดตั้งภายในโป๊ะเหล็ก ประกอบด้วยข้อ 38 – 51 โดยข้อ 38 – 40 กำหนดการวางแผน การกำหนดมาตรการความปลอดภัยและการเตรียมการ ซ่อมบำรุง ข้อ 41 – 44 กำหนดวิธีการตรวจสอบถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการซ่อมบำรุง และข้อ 45 – 46 กำหนดเกณฑ์การยอมรับความเสียหาย เพื่อพิจารณาให้ใช้ถังต่อไปหรือทำการซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมัน เชื้อเพลิง ข้อ 47 – 51 กำหนดวิธีการซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง และการรื้อถอนถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง
(6) หมวด 4 การซ่อมบำรุงถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง ประกอบด้วยข้อ 52 – 65 โดยข้อ 52 – 53 กำหนดการวางแผน การกำหนดมาตรการความปลอดภัยและการเตรียมการซ่อมบำรุง ข้อ 54 – 61 กำหนดวิธีการตรวจสอบถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการซ่อมบำรุง และข้อ 62 – 65 กำหนดวิธีการซ่อมบำรุงถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง
2.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติของผู้ทดสอบและตรวจสอบ พ.ศ. .... โดยที่กฎหมายว่าด้วยการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงบัญญัติให้กำหนดหลักเกณฑ์เกี่ยวกับคุณสมบัติ หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขของผู้ทดสอบและตรวจสอบ ภาชนะบรรจุน้ำมันเชื้อเพลิง รวมถึงสถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง และการควบคุมอื่นใดหรือกำหนดการอื่นใดอันจำเป็นไว้ในกฎกระทรวง
(1) ในข้อ 1 นิยามคำว่า การทดสอบและตรวจสอบ ผู้ทดสอบและตรวจสอบ หัวหน้าวิศวกรทดสอบ วิศวกรทดสอบ ผู้ชำนาญการทดสอบและตรวจสอบถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิง ผู้ชำนาญการทดสอบกรรมวิธีไม่ทำลายสภาพเดิม การตรวจสอบตามวาระ และสถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง
(2) หมวด 1 บททั่วไป ข้อ 2 - 3 กำหนดขอบเขตอำนาจหน้าที่ของผู้ทดสอบและ ตรวจสอบโดยแบ่งผู้ทดสอบและตรวจสอบออกเป็น 3 ระดับ ซึ่งผู้ทดสอบและตรวจสอบระดับที่ 3 มีขอบเขตอำนาจหน้าที่ในการทดสอบและตรวจสอบสูงสุด
(3) หมวด 2 เครื่องมือที่ใช้ในการทดสอบและตรวจสอบ ข้อ 4 กำหนดประเภทและลักษณะของเครื่องมือที่ใช้ในการทดสอบและตรวจสอบ ตามความจำเป็นในการทดสอบและตรวจสอบ แต่ละประเภท
(4) หมวด 3 คุณสมบัติของผู้ทดสอบและตรวจสอบ ข้อ 5 - 7 กำหนดคุณสมบัติของ ผู้ทดสอบและตรวจสอบ ระดับที่ 1 - 3 ตามขอบเขตอำนาจหน้าที่ในการทดสอบและตรวจสอบ
(5) หมวด 4 การออกหนังสือรับรองเป็นผู้ทดสอบและตรวจสอบ หัวหน้าวิศวกรทดสอบ วิศวกรทดสอบ ผู้ชำนาญการทดสอบและตรวจสอบถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงและผู้ชำนาญการทดสอบกรรมวิธีไม่ทำลายสภาพเดิม ข้อ 8 - 9 กำหนดแบบคำขอหนังสือรับรอง แบบหนังสือรับรอง อายุหนังสือรับรองและการเพิกถอนหนังสือรับรอง
(6) หมวด 5 หลักเกณฑ์ วิธีการทดสอบและตรวจสอบ ข้อ 10 - 15 กำหนด หลักเกณฑ์ วิธีการ ตลอดจนข้อปฏิบัติในการทดสอบและตรวจสอบ
(7) บทเฉพาะกาล ข้อ 16 ภายในระยะเวลา 2 ปี นับแต่วันที่กฎกระทรวงนี้มีผล บังคับใช้หากยังไม่มีผู้ทดสอบและตรวจสอบหรือมีแต่ไม่เพียงพอ การทดสอบและตรวจสอบให้ดำเนินการโดยผู้ประกอบกิจการหรือผู้ที่ทำการทดสอบและตรวจสอบ และการทดสอบและตรวจสอบต้องกระทำ ต่อหน้าพนักงานเจ้าหน้าที่
2.5 ร่างกฎกระทรวงระบบไฟฟ้าของสถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. .... โดยที่กฎหมายว่าด้วยการควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิงบัญญัติให้กำหนดวิธีการปฏิบัติงานและการจัดให้มีและบำรุงรักษาอุปกรณ์หรือเครื่องมืออื่นใด เพื่อประโยชน์ในการดำเนินการเก็บรักษา การขนส่ง การใช้ การจำหน่าย การแบ่งบรรจุน้ำมันเชื้อเพลิงของสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง สถานที่เก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง และคลังน้ำมันเชื้อเพลิง รวมทั้งการควบคุมอื่นใดหรือกำหนดการอื่นใดอันจำเป็นไว้ในกฎกระทรวง
(1) ในข้อ 1 นิยามคำว่า สถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง น้ำมันเชื้อเพลิง ระบบไฟฟ้า อุปกรณ์ เครื่องใช้ไฟฟ้า บริภัณฑ์ บริเวณอันตราย การระบายอากาศทางกล ระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า ตัวนำล่อฟ้า ตัวนำลงดิน ตัวนำประสาน รากสายดิน บริเวณป้องกันและจุดต่อทดสอบ
(2) หมวด 1 บททั่วไป ข้อ 2 - 5 กำหนดให้ระบบไฟฟ้า อุปกรณ์ เครื่องใช้ไฟฟ้า และบริภัณฑ์เฉพาะที่อยู่ภายในบริเวณอันตรายของสถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิงต้องปฏิบัติตามกฎกระทรวงนี้ การออกแบบและควบคุม การเดินสายไฟฟ้า การติดตั้งอุปกรณ์ เครื่องใช้ไฟฟ้า บริภัณฑ์ และระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่าให้ออกแบบและควบคุมโดยวิศวกรไฟฟ้าที่ได้รับใบอนุญาตเป็นผู้ประกอบวิชาชีพวิศวกรรมควบคุม มาตรฐานการออกแบบและติดตั้ง กำหนดให้บริเวณที่มีการถ่ายเทน้ำมันเชื้อเพลิง ต้องทำการป้องกันการสะสมของประจุไฟฟ้าสถิต
(3) หมวด 2 แบบระบบไฟฟ้าและระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า ข้อ 6 - 7 กำหนดให้แสดงรายละเอียดของแบบระบบไฟฟ้าและระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า
(4) หมวด 3 บริเวณอันตรายของสถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 8 - 13 กำหนดบริเวณอันตรายตามตำแหน่งพื้นที่และขอบเขตระยะห่างภายในสถานีบริการน้ำมันเชื้อเพลิง สถานที่เก็บรักษาน้ำมันเชื้อเพลิง คลังน้ำมันเชื้อเพลิง และสถานที่มีการรับจ่ายน้ำมันเชื้อเพลิงโดยระบบ ขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงทางท่อ พร้อมแสดงบริเวณอันตรายและเทคนิคการป้องกันการระเบิดของบริภัณฑ์ตามกฎกระทรวงนี้เปรียบเทียบกับมาตรฐานสากล
(5) หมวด 4 ระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า ข้อ 14 - 28 กำหนดสิ่งปลูกสร้างที่ต้องจัดให้มีระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า วัสดุ อุปกรณ์ การติดตั้ง การวัดความต้านทานของรากสายดิน มาตรฐานของการออกแบบ
(6) หมวด 5 มาตรฐานขั้นต่ำของอุปกรณ์ เครื่องใช้ไฟฟ้าและบริภัณฑ์ ที่ใช้ในบริเวณอันตรายของสถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง ข้อ 29 กำหนดให้ อุปกรณ์ เครื่องใช้ไฟฟ้า และบริภัณฑ์ที่อยู่ภายในบริเวณอันตรายต้องได้รับการรับรองจากสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหรือจากสถาบันนานาชาติ
(7) หมวด 6 การตรวจสอบและรับรองระบบไฟฟ้าและระบบป้องกันอันตรายจาก ฟ้าผ่า ข้อ 30 กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการต้องจัดให้มีการตรวจสอบระบบไฟฟ้าและระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า โดยกรมธุรกิจพลังงานหรือผู้ทดสอบและตรวจสอบ
(8) บทเฉพาะกาล ข้อ 31 สถานที่ประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิงที่ติดตั้งระบบไฟฟ้าและระบบป้องกันอันตรายจากฟ้าผ่า อยู่ก่อนกฎกระทรวงนี้มีผลบังคับใช้ไม่ต้องปฏิบัติเว้นแต่ให้ยื่นแบบแสดงการติดตั้งและปฏิบัติตามกฎกระทรวงนี้ ภายในระยะเวลาที่กำหนด
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงคลังน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. …. โดยในหมวด 3 ลักษณะและระยะปลอดภัยภายนอก ให้แก้ไขการกำหนดที่ตั้งของคลังน้ำมันจากเขตสถานศึกษา ศาสนสถาน สถานพยาบาล และโบราณสถาน จาก ต้องไม่อยู่ภายในระยะ 100 เมตร เป็น ต้องไม่อยู่ภายในระยะ 200 เมตร ทั้งนี้ เพื่อให้มีความปลอดภัยต่อประชาชนในบริเวณใกล้เคียงมากยิ่งขึ้น
2. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงการขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง โดยยานพาหนะทางบก พ.ศ. ….
3. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงการซ่อมบำรุงถังเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงและถังขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. …
4. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติของผู้ทดสอบและตรวจสอบ พ.ศ. ….
5. เห็นชอบร่างกฎกระทรวงระบบไฟฟ้าของสถานีประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ . …
เรื่องที่ 6 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กระบบ Cogeneration
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 เห็นชอบการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำร่วมกัน (Cogeneration) ซึ่งเป็นการส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานนอกรูปแบบและพลังงานพลอยได้ในประเทศให้เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น และเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพ อีกทั้งเป็นการช่วยแบ่งเบาภาระการลงทุนของภาครัฐในระบบการผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าด้วย โดยการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 จำนวน 300 เมกะวัตต์ และได้มีการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เป็นลำดับ โดยมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 ได้เห็นชอบให้ขยายปริมาณการรับซื้อเป็น 3,200 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้า ในช่วงปี พ.ศ. 2539-2543 และให้มีการรับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุ เหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงต่อไป โดยไม่กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า
2. ต่อมารัฐบาลได้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง เนื่องจาก ภาวะเศรษฐกิจที่ตกต่ำตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา ส่งผลให้ความต้องการใช้ไฟฟ้าลดต่ำลง ในขณะที่กำลังการผลิตสำรอง (Reserve Margin) ของระบบอยู่ในระดับสูง อย่างไรก็ตาม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนมีประโยชน์ต่อประเทศโดยรวม เป็นการส่งเสริมให้เกิดการใช้ทรัพยากรภายในประเทศอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ ตลอดจนเป็นการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน คณะรัฐมนตรีจึงมีมติเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2540 เห็นชอบให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก เศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และโครงการ SPP ประเภท Non-Firm ให้แก่ กฟผ. ต่อไป โดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับขีดความสามารถของระบบส่งและระบบจำหน่ายที่จะรับได้
3. ตั้งแต่ปี 2535 ถึงปัจจุบัน (ณ เดือนกันยายน 2549) มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 113 ราย มีปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 2,726.62 เมกะวัตต์ ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 79 ราย มีปริมาณเสนอขายไฟฟ้ารวม 2,337.50 เมกะวัตต์ ราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจาก SPP ณ เดือนสิงหาคม 2549 ประเภทสัญญา Firm 2.56 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง และสัญญาประเภท Non-Firm 2.21 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
4. เพื่อเป็นการส่งเสริมให้เกิดการใช้ทรัพยากรอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุด กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาในรายละเอียดความเหมาะสมในการเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยพิจารณาโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้า ประสิทธิภาพและความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน ต่อมากระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพด้วยระบบ Cogeneration และได้เสนอ กพช. เพื่อทราบในการประชุมเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 ซึ่งกระทรวงพลังงานมีความเห็นว่าควรเปิด ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP ในปัจจุบัน แต่ปรับโครงสร้างราคาให้แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ (TOU) ทั้งนี้ จะมีการพิจารณาปรับปรุงการกำหนดเงื่อนไขประสิทธิภาพของการผลิตไฟฟ้าในระบบ Cogeneration ให้เหมาะสมกับ สถานการณ์ปัจจุบัน โดยจะจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง เพื่อนำความเห็นมา ปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ต่อไป
5. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เรื่อง นโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ ซึ่งกำหนดมาตรการในการจัดหาพลังงาน โดยส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ ด้วยการสนับสนุนให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) ในปริมาณที่เหมาะสม โดยผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ดำเนินการตามมติ กพช. วันที่ 4 กันยายน 2549 แล้วเห็นว่า เพื่อเป็นการดำเนินการตามนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ และเป็นการส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้า อย่างมีประสิทธิภาพ ควรเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยได้มีการหารือกับ กฟผ. เกี่ยวกับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าแล้วเห็นว่า ควรขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า เป็น 4,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ จะต้องมีการดำเนินการ ยกเลิกมติคณะรัฐมนตรี เพื่อเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration และดำเนินการ ปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ให้มีความเหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน ตามแนวทางดังต่อไปนี้
6.1 คำนึงถึงวัตถุประสงค์ของการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ และการ ส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนในการมีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า
6.2 กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าให้แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use: TOU)
6.3 กำหนดเงื่อนไขประสิทธิภาพของการผลิตไฟฟ้าในระบบ Cogeneration ข้อกำหนด ทางด้านเทคนิค รวมทั้ง ข้อกำหนดอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ให้เหมาะสมและจูงใจให้เกิดการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพอย่างแท้จริง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์
2. มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ระบบ Cogeneration ตามแนวทางในข้อ 6.1 - 6.3 และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อขอความเห็นชอบก่อนออกประกาศใช้ต่อไป
3. ให้เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อแก้ไขมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2540 ให้สามารถจัดซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กระบบ Cogeneration ได้ต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 23 ธันวาคม 2547 ได้อนุมัติกรอบแผนอนุรักษ์พลังงานฯ ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2548-2554) ตามข้อเสนอของคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน โดยมี เป้าหมายตามยุทธศาสตร์พลังงานของประเทศที่จะลดอัตราส่วน การใช้พลังงานต่ออัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจจาก 1.4:1 เป็น 1:1 ภายในปี 2551 และเพิ่มอัตราส่วนการใช้พลังงานทดแทนจากร้อยละ 0.5 เป็นร้อยละ 8 ภายในปี 2554 ซึ่งผลการดำเนินการในปี 2548 และปี 2549 คาดว่าจะลดการใช้พลังงานได้ 2,490 ktoe/ปี หรือคิดเป็นจำนวนเงินทั้งสิ้น 47,310 ล้านบาท การใช้พลังงานต่ออัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจปรับจาก 1.4:1 เป็น 1.2:1 และเพิ่มอัตราส่วนการใช้พลังงานทดแทนจากร้อยละ 0.5 เป็นร้อยละ 3 และยังมีประโยชน์ในด้านอื่นๆ เช่น ลดการก่อมลพิษให้กับสิ่งแวดล้อม เป็นต้น
2. เพื่อให้การดำเนินการอนุรักษ์พลังงานสอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันและเหมาะสมกับประเทศมากขึ้น รวมทั้งความสอดคล้องกับยุทธศาสตร์ด้านพลังงานของประเทศ และนโยบายด้านพลังงานของรัฐบาลชุดปัจจุบัน ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ประชุมหารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อทบทวนและปรับแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ที่ยังเหลืออยู่ในช่วงปี 2550 - 2554 และเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชุมครั้งที่ 3/2549 (ครั้งที่ 44) เมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2549 และมีมติเห็นควรปรับลดเป้าหมายพลังงานแสงอาทิตย์ลงเป็น 45 MW เพิ่มเป้าหมายของพลังงานลมเป็น 115 MW และปรับลดเป้า NGV เป็น 251,600 คัน ส่วนแนวทางดำเนินการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในขนส่ง ได้เห็นชอบกรอบแผนงานตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอ และเมื่อแผนงานทางกระทรวงคมนาคมมีความชัดเจน คณะกรรมการ กองทุนฯ จะพิจารณารายละเอียดต่อไป
3. แผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2550-2554 ประกอบด้วย 3 แผนงาน คือ
3.1 แผนงานพัฒนาพลังงานทดแทน เป็นแผนงานเกี่ยวกับ 1) งานศึกษา วิจัยพัฒนา และ ส่งเสริมเพื่อก่อให้เกิดการใช้พลังงานทดแทนมากขึ้น 2) งานสร้างและพัฒนาศักยภาพของบุคคลที่ เกี่ยวข้องกับงานด้านพลังงานทดแทน และ 3) งานเผยแพร่ข้อมูลสร้างความรู้ความเข้าใจให้กับประชาชนทั่วไปเพื่อรู้จักพลังงานทดแทนให้ถูกต้อง มีความเชื่อมั่น และสนับสนุนการดำเนินงานของรัฐ
3.2 แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เป็นแผนงานเกี่ยวกับ 1) งานศึกษาวิจัยพัฒนาและส่งเสริมเพื่อก่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในทุกๆ ด้าน 2) งานสร้างและพัฒนาศักยภาพของบุคคลที่เกี่ยวข้องกับงานอนุรักษ์พลังงาน และ 3) งานสร้างความรู้ความเข้าใจเพื่อให้มีการใช้พลังงาน อย่างรู้คุณค่า ปรับเปลี่ยนลักษณะการใช้พลังงานให้เป็นไปอย่างพอประมาณ
3.3 แผนงานบริหารเชิงกลยุทธ์ เป็นแผนงานเกี่ยวกับ 1) งานศึกษาวิจัยเชิงนโยบายเพื่อเป็นข้อเสนอแนะ ทางเลือกหรือภาพรวมของสถานการณ์ที่ผสมผสานทั้งมิติด้านการผลิตและการใช้พลังงาน ผลกระทบต่อเศรษฐกิจ สังคม และสิ่งแวดล้อม สำหรับใช้ประกอบการตัดสินใจพัฒนาแผนพลังงานทดแทน หรือแผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานให้เหมาะสมทันต่อสถานการณ์ เป็นเครื่องมือนำทางสำหรับ จัดลำดับความสำคัญของงานและการจัดสรรงบประมาณ 2) งานด้านบริหารจัดการให้แผนอนุรักษ์พลังงานดำเนินไปอย่างมีประสิทธิภาพ และ 3) งานช่วยเหลือส่งเสริมการดำเนินงานอื่นๆ เป็นเรื่องเฉพาะกิจที่สำคัญหรือเร่งด่วน
4. แนวทางดำเนินการจะยังคงมาตรการเดิม แต่ทั้งนี้ได้มีการปรับเป้าหมายและวิธีดำเนินการ เช่น แก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้องเพื่อให้โรงงานควบคุมและอาคารควบคุมปฏิบัติตามพระราชบัญญัติฯ อย่างจริงจัง และดำเนินการกับโรงงานอาคารที่ใช้พลังงานสูงเป็นอันดับต้นๆ ของประเทศ ไม่น้อยกว่า 5 ราย เพื่อเป็นตัวอย่าง นอกจากนี้กำหนดจะเร่งออกมาตรฐานประสิทธิภาพด้านการใช้พลังงานกับ เครื่องใช้ อุปกรณ์ วัสดุต่างๆ ที่ผลิตและจำหน่ายในประเทศ 33 รายการ และลดเป้าหมายการประหยัด พลังงาน เนื่องจากได้เลื่อนแผนงานด้านขนส่ง และได้ทบทวนเป้าหมายและแผนด้านพลังงานทดแทน แสงอาทิตย์ ลม น้ำ แก๊สโซฮอล์ ไบโอดีเซล พร้อมทั้งได้เพิ่มมาตรการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์
5. สรุปเป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ในช่วงปี 2550-2554
(1) เพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน โดยลดใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ ในปี 2554 จาก 91,877 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ เหลือ 84,183 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือลดการใช้พลังงานโดยไม่เกิดประโยชน์ได้ประมาณ 9.1 เปอร์เซ็นต์ หรือประมาณ 7,694 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ จำแนกเป็นภาคคมนาคมขนส่งร้อยละ 3.9 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 4.6 และการจัดการใช้พลังงานร้อยละ 0.7
(2) พัฒนาพลังงานทดแทนให้มีสัดส่วนการใช้เพิ่มขึ้น โดยในปี 2554 จะมีการใช้พลังงานอื่นๆ เพิ่มขึ้นร้อยละ 12.1 ของความต้องการใช้พลังงานขั้นสุดท้าย หรือทดแทนการใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ประมาณ 1 0,226 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ จำแนกเป็น 1) ภาคคมนาคมขนส่ง มีการใช้พลังงานทดแทนร้อยละ 21 โดยใช้ Biodiesel แทนน้ำมันดีเซล 1,258 ktoe ใช้ Ethanol แทนน้ำมันเบนซิน 820 ktoe และใช้ NGV 3,264 ktoe และ 2) ภาคอุตสาหกรรมและบ้านอยู่อาศัย มีการใช้พลังงานทดแทน ดังนี้ ใช้แสงอาทิตย์ผลิตไฟฟ้า 45 MW คิดเป็น 4 ktoe และทำน้ำร้อน 5 ktoe ใช้พลังลมสูบน้ำและผลิตไฟฟ้า 115 MW คิดเป็น 13 ktoe ใช้น้ำท้ายเขื่อนชลประทานผลิตไฟฟ้า 156 MW คิดเป็น 18 ktoe ใช้ชีวมวลผลิตไฟฟ้า 2,800 MW คิดเป็น 940 ktoe และให้ความร้อน 3,660 ktoe และใช้น้ำเสียมาเป็นก๊าซชีวภาพผลิตไฟฟ้า 30 MW และให้ความร้อน 186 ktoe โดยจะจัดสรรเงินจากกองทุนฯ ไปช่วยเหลือสนับสนุนการดำเนินงานบางส่วน ในวงเงินประมาณ 12,488 ล้านบาท และคณะกรรมการกองทุนฯ จะใช้จ่ายเงินรวมดังกล่าว โดยสามารถปรับปรุงแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ และการจัดสรรเงินตามแผนงานต่างๆ ได้ตามความจำเป็นและเหมาะสม ภายในวงเงินรวมดังกล่าว
6. สำหรับฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ 30 กันยายน 2549 มีเงินคงเหลืออยู่ประมาณ 2,674 ล้านบาท ขณะที่ค่าใช้จ่ายตามแผนงานในช่วงปี 2550-2554 วงเงินประมาณ 12,488 ล้านบาท (ประมาณ 2,000-2,400 ล้านบาท/ปี) พบว่าฐานะการเงินกองทุนฯ ไม่เพียงพอ เมื่อพิจารณาในปี 2540 กพช. ได้ปรับลดอัตราจัดเก็บเงินส่งเข้ากองทุนฯ จาก 7 สตางค์/ลิตร ไปเก็บที่ 4 สตางค์/ลิตร เป็นการชั่วคราว เพื่อช่วยบรรเทาสถานการรายได้ของรัฐ ในช่วงปี 2540 - 2541 ทำให้กองทุนฯ มีรายรับเหลือประมาณ 1,300-1400 ล้านบาทต่อปี แต่ในช่วง 5 ปีที่ผ่านมารายจ่ายกองทุนฯ เพิ่มขึ้นเฉลี่ย 3,521 ล้านบาท/ปี ซึ่งทำให้ฐานะ การเงินกองทุนฯ ในช่วงต่อไปมีไม่เพียงพอ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาสถานการงบประมาณของประเทศในปัจจุบันค่อนข้างมั่นคง และเพื่อให้ฐานะทางการเงินของกองทุนฯ เพิ่มขึ้นสู่ระดับ และสอดคล้องกับการใช้จ่ายเงินของกองทุนฯ ตามแผนอนุรักษ์พลังงาน จึงขอเสนอปรับเพิ่มอัตราส่งเงินเข้ากองทุนฯ เป็นอัตรา 7 สตางค์ต่อลิตร สำหรับน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล และเตาที่ผลิตในประเทศและนำเข้า และอัตรา 6.3 สตางค์ต่อลิตร สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยในช่วง 2-3 ปีแรก รายจ่ายยังสูงกว่ารายรับแต่ที่ผ่านมาการเบิกจ่ายเงินกองทุนฯ ดำเนินการได้เฉลี่ยร้อยละ 70 ของงบประมาณประจำปีที่ได้รับ และเมื่อนำมาประเมินฐานะการเงินของกองทุนฯ ในช่วงปี 2550-2554 ทำให้มีสภาพคล่องเพียงพอรองรับกับแผนงานฯ ดังนี้
หน่วย : ล้านบาท
(สถานี)
ปีงบประมาณ | 2550 | 2551 | 2552 | 2553 | 2554 | รวม |
1. เงินคงเหลือยกมาต้นปี | 4915 | 1348 | (4) | 25 | 491 | 4915 |
2. ประมาณการรายรับล่วงหน้า | 2102 | 2149 | 2198 | 2248 | 2299 | 10995 |
3. เงินทุนหมุนเวียนรอรับคืนจาก พพ. | 413 | 937 | 1080 | 986 | 936 | 4351 |
รวมรับ | 2514 | 3086 | 3277 | 3233 | 3235 | 4351 |
4. รายจ่าย ประกอบด้วย | ||||||
4.1 รายจ่ายผูกพัน ปี 2538-2547 | 558 | 468 | 398 | 256 | 76 | 1764 |
4.1 รายจ่ายผูกพัน ปี 2548-2549 | 3082 | 824 | 551 | 503 | - | 4959 |
4.3 ประมาณการรายจ่ายล่วงหน้า | 2441 | 3146 | 2300 | 2000 | 2600 | 12488 |
รวมจ่าย | 6081 | 4438 | 3248 | 2768 | 2676 | 19212 |
5. เงินคงเหลือปลายปี ยกไป | 1348 | (4) | 25 | 491 | 1049 | 1049 |
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน และกรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2550-2554
2. เห็นชอบให้กำหนดอัตราส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานเป็นอัตรา 7 สตางค์ต่อลิตร สำหรับน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล และน้ำมันเตาที่ผลิตภายในประเทศและนำเข้า และอัตรา 6.3 สตางค์ต่อลิตรสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์
เรื่องที่ 8 มาตรการประหยัดพลังงานของส่วนราชการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อ 17 พฤษภาคม 2548 ได้มีมาตรการให้ทุกหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจลดการใช้พลังงานลง ร้อยละ 10-15 เทียบกับปริมาณการใช้ไฟฟ้าและน้ำมันเชื้อเพลิงของปีงบประมาณ 2546 และให้สำนักงาน ก.พ.ร. กำหนดให้ตัวชี้วัด (Key Performance Index: KPI) “ระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงาน” เป็นหนึ่งในกรอบการประเมินผลการปฏิบัติราชการของ ส่วนราชการ จังหวัด และสถาบันอุดมศึกษา โดยเริ่มตั้งแต่ปีงบประมาณ 2549 เป็นต้นไป และ สนพ. เป็นเจ้าภาพหลัก โดยส่วนราชการจะรายงานผ่าน www.e-report.energy.go.th ที่ สนพ. จัดทำไว้
2. ผลการลดใช้พลังงานของส่วนราชการปี 2549 เมื่อเทียบกับปี 2546
ด้านการใช้ไฟฟ้า | ส่วนราชการ (รวม 154 กรม) |
ส่วนจังหวัด (รวม 76 จังหวัด) |
ส่วนสถาบันอุดมศึกษา (รวม 79 สถาบัน) |
|
ใช้ลดลงจาก 46 | -146 | -38 | +18 | ล้านหน่วย |
ลดลงร้อยละ | -9.0% | -12.11% | +2.11% |
ด้านการใช้น้ำมัน | ส่วนราชการ (รวม 154 กรม) |
ส่วนจังหวัด (รวม 76 จังหวัด) |
ส่วนสถาบันอุดมศึกษา (รวม 79 สถาบัน) |
|
ใช้ลดลงจาก 46 | -40 | -2 | +6 | ล้านหน่วย |
ลดลงร้อยละ | -21.27% | -5.87% | +84.59% |
3. สำนักงาน ก.พ.ร. และ สนพ. ได้รับคำอุทธรณ์จากหน่วยงานหลายแห่ง เรื่องตัวชี้วัดประสิทธิภาพของส่วนราชการ ที่กำหนดเป้าหมายลดการใช้พลังงานลงให้ได้ร้อยละ 10 - 15 ไม่ยุติธรรมเนื่องจากแต่ละหน่วยงานมีบทบาทและภารกิจต่างกันหลายประการ และมีการขยายตัวทุกปีทั้งในด้านจำนวนบุคลากรและกิจกรรมที่ต้องปฏิบัติ ซึ่งส่งผลโดยตรงถึงการใช้พลังงานโดยรวมของหน่วยงานเพิ่มขึ้น
4. สำนักงาน ก.พ.ร. และ สนพ. ร่วมกันพิจารณาทบทวนกำหนดเป้าหมายลดใช้พลังงานให้เหมาะสม โดย สนพ. ได้ศึกษาและสำรวจความเห็นจากส่วนราชการ ทำให้ทราบว่าหน่วยงานราชการมีความแตกต่างกันหลายประการ เช่น ลักษณะและที่ตั้งของอาคารที่หน่วยงานนั้นตั้งอยู่ ลักษณะการใช้งานอาคาร กิจกรรมของหน่วยงาน หน้าที่หลักหรือการให้บริการของหน่วยงาน ขนาดของหน่วยงานในแต่ละกระทรวงที่แตกต่างกัน นอกจากนี้ ยังมีการขยายตัวทุกปีทั้งด้านจำนวนบุคลากรและกิจกรรมที่ต้องทำ ซึ่งปัจจัยเหล่านี้ส่งผลโดยตรงถึงการใช้พลังงานโดยรวมของหน่วยงาน
5. สำนักงาน ก.พ.ร. ได้เชิญ สนพ. ประชุมร่วมกันเมื่อ 31 สิงหาคม 2549 เพื่อปรับเป้าหมายจากที่กำหนดให้ทุกส่วนราชการลดการใช้พลังงานลงให้ได้ร้อยละ 10-15 โดย สนพ. เสนอกำหนดเป็น ”ค่า มาตรฐานการจัดการใช้พลังงานในส่วนราชการ” โดยกำหนดเกณฑ์ประเมินผลระดับความสำเร็จของการดำเนินการตามมาตรการประหยัดพลังงานของส่วนราชการดังนี้
5.1 ปีงบประมาณ 2550 : Energy Utilization Index – EUI ประเมินจากค่าดัชนีการใช้พลังงานของหน่วยงาน เปรียบเทียบกับค่าดัชนีการใช้พลังงานของหน่วยงานอื่นๆ ที่อยู่ในกลุ่มเดียวกันตามที่ สนพ. จำแนกประเภทไว้ ซึ่งในเบื้องต้นมี 9 กลุ่ม ได้แก่ (1) กลุ่มทั่วไป (2) กลุ่มโรงพยาบาลและสถานีอนามัย (3) กลุ่มโรงเรียน (4) กลุ่มศาลและสำนักงานอัยการ (5) กลุ่มเรือนจำและสถานคุมประพฤติ (6) กลุ่มสถานีตำรวจ (7) กลุ่มสถาบันอุดมศึกษาและสถาบันอาชีวศึกษา (8) กลุ่มสถานสงเคราะห์ และ (9) กลุ่มสถานีวิทยุและสถานีเครื่องส่งสัญญาณ ซึ่ง สนพ. ได้จัดทำรายละเอียดเสนอ สำนักงาน ก.พ.ร. กำหนดเป็นประเด็นประเมินผลด้านการประหยัดพลังงานของส่วนราชการ ปีงบประมาณ 2550 แล้ว
5.2 ปีงบประมาณ 2551 : Energy Performance Index - EPI ประเมินจากค่าดัชนีการใช้พลังงานของหน่วยงานนั้นที่ใช้จริงในปี 2551 เปรียบเทียบค่าดัชนีมาตรฐานการใช้พลังงานของกลุ่ม
5.3 ในปี 2551 จากการรวบรวมข้อมูลต่างๆ คาดว่าจะทราบค่าใช้จ่ายด้านพลังงานของหน่วยงานที่ได้จากสูตรคำนวณทางคณิตศาสตร์ ซึ่งมีค่าน้ำหนักของตัวแปรต่างๆ เหมาะสมกับส่วนราชการ เช่น จำนวนบุคลากร จำนวนเวลาทำการ พื้นที่ให้บริการ ฯลฯ ที่เป็นประโยชน์ต่อสำนักงบประมาณจะนำไปเป็นเกณฑ์พิจารณาจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปีในส่วนค่าไฟฟ้าและค่าน้ำมันเชื้อเพลิงให้กับแต่ละส่วนราชการ ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2552 เป็นต้นไป
6. เสนอให้กระทรวงการคลังกำหนดให้ทุกส่วนราชการจัดซื้ออุปกรณ์และครุภัณฑ์โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ตลอดจนจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปีในส่วนค่าบำรุงดูแลรักษา เครื่องปรับอากาศและรถยนต์ที่เป็นครุภัณฑ์ของส่วนราชการให้แต่ละส่วนราชการด้วย
มติของที่ประชุม
1. ให้นำ “ค่ามาตรฐานการจัดการใช้พลังงานในส่วนราชการ” มาใช้เป็นเกณฑ์ในการประเมินผลด้านการประหยัดพลังงานของส่วนราชการตั้งแต่ปีงบประมาณ 2551 เป็นต้นไป โดยมอบหมาย สำนักงาน ก.พ.ร. และ สนพ. ร่วมกันพิจารณากำหนดปัจจัยต่างๆ ที่เป็นตัวแปรให้เหมาะสมและเป็นที่ยอมรับของ ส่วนราชการ และให้สำนักงบประมาณนำ “ค่ามาตรฐานการจัดการใช้พลังงานในส่วนราชการ” ไปใช้ประกอบการพิจารณาจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปี ในส่วนค่าไฟฟ้าและค่าน้ำมันเชื้อเพลิงให้แต่ละส่วนราชการโดยเริ่มใช้ตั้งแต่ปีงบประมาณ 2552 เป็นต้นไป
2. ในปีงบประมาณ 2550 ให้คงกำหนดเป้าหมายลดใช้พลังงานของส่วนราชการจาก “ร้อยละ 10 –15 เมื่อเทียบกับการใช้พลังงานในปีงบประมาณ 2546” ไปก่อน และขณะเดียวกันให้ สนพ. ทำความ เข้าใจกับส่วนราชการเรื่องเกณฑ์ใหม่ “ค่ามาตรฐานการจัดการใช้พลังงานในส่วนราชการ” เพื่อเป็นการเตรียมความพร้อมในการใช้งานต่อไป
3. ให้กระทรวงการคลังกำหนดให้ทุกส่วนราชการจัดซื้ออุปกรณ์และครุภัณฑ์ โดยคำนึงถึงประสิทธิภาพการใช้พลังงานระดับดีมาก (ฉลากเบอร์ 5) ตลอดจนจัดสรรงบประมาณรายจ่ายประจำปีในส่วนค่าบำรุงดูแลรักษา เครื่องปรับอากาศและรถยนต์ที่เป็นครุภัณฑ์ของส่วนราชการให้แต่ละส่วนราชการด้วย
เรื่องที่ 9 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ปี 2549
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ : ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ในไตรมาสที่ 1 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 57.95 และ 62.41 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่แล้ว 5.08 และ 5.17 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากบริษัท Gazprom ผู้ผลิตก๊าซธรรมชาติในรัสเซียหยุดการส่งก๊าซธรรมชาติไปยูเครน ประกอบกับท่อขนส่ง น้ำมันในประเทศไนจีเรียถูกลอบวางระเบิดและสถานการณ์ความตึงเครียดในประเทศตะวันออกกลาง สำหรับไตรมาสที่ 2 และ 3 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่แล้ว 8.01 และ 7.87 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากผู้นำสูงสุดของอิหร่านเตือนสหรัฐอเมริกาในการคัดค้านการพัฒนาโครงการนิวเคลียร์ของอิหร่านและตลาดยังคงกังวลเกี่ยวกับความไม่แน่นอนของสถานการณ์ความตึงเครียดในตะวันออกกลาง ตลอดจนโรงกลั่นของสหรัฐอเมริกา 2 แห่งปิดฉุกเฉิน ส่วนในไตรมาสที่ 4 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 57.14 และ 60.00 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากไตรมาสที่แล้ว 8.82 และ 10.28 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากนักลงทุนและกลุ่มผู้ซื้อขายน้ำมันให้ความสำคัญกับปัจจัยพื้นฐานในระยะสั้นโดยเฉพาะปริมาณสำรองน้ำมันดิบสหรัฐอเมริกาที่ยังคงอยู่ในระดับสูงมากกว่า ส่งผลให้นักลงทุนและกลุ่มผู้บริโภคที่ทำธุรกิจซื้อขายล่วงหน้าเทขายเพื่อทำกำไร
สรุปปี 2549 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยปี 2549 อยู่ที่ระดับ 61.64 และ 65.88 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 12.10 และ 11.03 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ : ในไตรมาสที่ 1 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 67.29 และ 66.39 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่แล้ว 3.58 และ 3.90 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากบริษัท Lanka IOC Ltd. ของศรีลังกาออกประมูลซื้อน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ปริมาณ 5,000 ตัน ในส่วนราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 69.36 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่แล้ว 3.21 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากบริษัท Petechim ของเวียดนามนำเข้าน้ำมันดีเซล ปริมาณ 10,000 ตัน ประกอบกับโรงกลั่นเกาหลีใต้ลดปริมาณการส่งออกน้ำมันดีเซลในเดือนมีนาคม 2549 ลงประมาณ 122,000 ตัน ส่วนในไตรมาสที่ 2 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่แล้ว 16.34 และ 16.53 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากอุปทานในภูมิภาคเอเชียค่อนข้างตึงตัวด้วยโรงกลั่นในภูมิภาคหลายแห่งปิดซ่อมบำรุง ในส่วนราคาน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสที่แล้ว 15.07 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากบริษัท Pertamina ต้องการนำเข้าน้ำมันดีเซลในเดือนมิถุนายนเพิ่มอีก 600,000 บาร์เรล เพื่อใช้ในโรงไฟฟ้า PT Perusahaan Listrik Negara ไตรมาสที่ 3 และ 4 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ปรับตัวลดลงจากไตรมาสที่แล้ว 20.15 และ 20.20 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ทำให้ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 63.48 และ 62.72 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากความต้องการใช้ในภูมิภาคเอเซียลดลง ในส่วนราคาน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวลดลง 13.95 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ ระดับ 70.47 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากสิ้นสุดฤดูกาลท่องเที่ยวในสหรัฐอเมริกาทำให้นักลงทุนลดปริมาณการส่งน้ำมันดีเซลจากเอเชียไปสหรัฐอเมริกาลง และ Petroleum Association of Japan ประกาศปริมาณสำรองน้ำมันก๊าดของญี่ปุ่นอยู่ในระดับสูงสุดในรอบ 10 ปี ที่ 544 ล้านลิตร
สรุปปี 2549 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วปี 2549 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 73.33, 75.52 และ 77.05 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 10.95 , 11.17 และ 12.70 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงปรับตัวสูงขึ้นและลดลงตามราคาตลาดจรในสิงคโปร์ โดยปี 2549 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และ ดีเซลหมุนเร็ว เฉลี่ยอยู่ที่ 27.58, 26.78 และ 25.61 บาท/ลิตร ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 อยู่ 3.67, 3.67 และ 5.57 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันปี 2550 คาดว่าราคาน้ำมันยังคงผันผวน โดยแนวโน้มราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ จะเฉลี่ยอ่อนตัวลงจากปี 2549 จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 55 - 65 และ 62 - 70 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ และคาดว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 65 - 75 และ 68 - 75 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปัจจัยที่ส่งผลต่อราคา คือ เศรษฐกิจของโลกอยู่ในช่วงชะลอตัว ความต้องการใช้น้ำมันลดลงจากที่ได้คาดการณ์ไว้ก่อนหน้านี้ ปริมาณสำรองน้ำมันดิบของโลกโดยเฉพาะของประเทศสหรัฐอเมริกาและกลุ่มประเทศ OECD อยู่ในระดับสูงกว่าช่วงเดียวกันของปี
5. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 18 ธันวาคม 2549 มีเงินสดสุทธิ 4,934 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 48,598 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 17,446 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,546 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 11,927 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 79 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 43,664 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 สถานการณ์พลังงานในปี 2549 และแนวโน้มปี 2550
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวม ในปี 2549 การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นอยู่ที่ระดับ 1,557 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวันหรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.4 เป็นการใช้น้ำมันลดลงจากปีที่ผ่านมาร้อยละ 1.9 ขณะที่การใช้ก๊าซธรรมชาติและถ่านหินเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8 และ 34.9 ตามลำดับ ส่วนการใช้ลิกไนต์ลดลงจากปีที่ผ่านมา ร้อยละ 12.3 และการใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าเพิ่มขึ้น ร้อยละ 39.2 การผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นอยู่ที่ระดับ 770 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมาร้อยละ 3.7 โดยการผลิตน้ำมันดิบ คอนเดนเสท และไฟฟ้าพลังน้ำเพิ่มขึ้นมาก แต่การผลิตลิกไนต์ของภาคเอกชนลดลง ส่วนการนำเข้า (สุทธิ) พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้น อยู่ที่ระดับ 974 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน ลดลงร้อยละ 0.7 เนื่องจากการนำเข้าน้ำมันดิบลดลงแต่มูลค่าอยู่ที่ระดับ 912,240 ล้านบาทหรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 16.0 เมื่อเทียบกับปี 2548 เนื่องจากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกอยู่ในระดับสูง
2. น้ำมันสำเร็จรูป ในปี 2549 การใช้น้ำมันสำเร็จรูปมีจำนวน 709 พันบาร์เรลต่อวัน ลดลง จากปีก่อนร้อยละ 1.3 โดยปริมาณการใช้น้ำมันเบนซินอยู่ระดับที่ 125 พันบาร์เรลต่อวัน เนื่องจากระดับราคาสูงขึ้นจึงส่งผลให้ประชาชนหันมาใช้เชื้อเพลิงทางเลือกอื่นแทนน้ำมันมากขึ้น ได้แก่ LPG และ NGV ส่วนการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์อยู่ที่ระดับ 3.5 ล้านลิตรต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 56.5 เมื่อเทียบกับปีที่ผ่านมา ส่วนปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลอยู่ 318 พันบาร์เรลต่อวัน ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 5.7 สาเหตุจากภาครัฐได้ปล่อยลอยตัวราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลในเดือนกรกฎาคม 2548 ขณะที่ LPG มีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 13.6 (ไม่รวมการใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี) เป็นการใช้ในรถยนต์เป็นหลัก ได้ขยายตัวเพิ่มสูงขึ้นถึงร้อยละ 50.2มติของที่ประชุม
3. ในปี 2549 การใช้ก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ระดับ 3,236 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 2.8 โดยเป็นการใช้เพื่อผลิตไฟฟ้าคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 75 ใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรม ปิโตรเคมี และอื่นๆ (โพรเพน อีเทน และ LPG) ร้อยละ 16 และที่เหลือร้อยละ 9 ใช้เป็นเชื้อเพลิงในโรงงานอุตสาหกรรม
4. สำหรับการใช้ลิกไนต์/ถ่านหิน อยู่ที่ระดับ 31 ล้านตัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.7 โดยการใช้ลิกไนต์ ลดลงร้อยละ 9.1 เนื่องจากอุปทานภายในประเทศน้อยลงจากการที่บริษัท ลานนารีซอร์สเซส จำกัด (มหาชน) หยุดผลิต ขณะที่การใช้ถ่านหินนำเข้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 34.9 เพื่อทดแทนลิกไนต์ภายในประเทศและการใช้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของบริษัท บีแอลซีพีเพาเวอร์ จำกัด ที่เริ่มดำเนินการเมื่อต้นปี 2549
5. ไฟฟ้า กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้า ณ วันที่ 30 เดือนพฤศจิกายน 2549 อยู่ที่ 27,087 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดในปีนี้เกิดขึ้นในเดือนพฤษภาคมที่ระดับ 21,064 เมกะวัตต์ สูงกว่าปีก่อน 526 เมกะวัตต์ กำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุด (Reserved Margin) อยู่ที่ร้อยละ 22.1
6. ปริมาณการใช้ไฟฟ้ารวมทั้งประเทศ ในปี 2549 อยู่ที่ระดับ 126,600 กิกะวัตต์ชั่วโมง ขยายตัว เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 4.9 เป็นการใช้ในเขตนครหลวง 41,344 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.1 เขตภูมิภาค 82,772 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.0 และการใช้ของลูกค้าตรงของ กฟผ. 2,484 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.1 โดยภาคอุตสาหกรรมมีสัดส่วนการใช้มากที่สุดคิดเป็นร้อยละ 45 ของการใช้ ไฟฟ้าทั้งประเทศเพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 5.3 สาขาธุรกิจ และบ้านและที่อยู่อาศัยเพิ่มขึ้นเท่ากันคือร้อยละ 4.7 สาขาเกษตรลดลงร้อยละ 11.6 เนื่องจากเกิดภาวะน้ำท่วมในหลายจังหวัด และสาขาอื่นๆ เพิ่มขึ้น ร้อยละ 5.4
7. แนวโน้มการใช้พลังงานในปี 2550 ความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์คาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 1,636 พันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปี 2549 ร้อยละ 5.1 โดยความต้องการพลังงานเกือบทุกชนิดเพิ่มขึ้น ยกเว้นไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้าลดลงร้อยละ 13.3 เนื่องจากปี 2549 เป็นปีที่มีปริมาณน้ำมาก เป็นพิเศษ การใช้น้ำมันเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.7 โดยประมาณการว่าความต้องการน้ำมันสำเร็จรูปทุกชนิดเพิ่มขึ้นยกเว้นน้ำมันเตาที่มีการใช้ลดลงร้อยละ 8.5 เนื่องจาก กฟผ. ลดการใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิงลงด้วยปีหน้า ปตท. สามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติให้ กฟผ. ได้มากขึ้น ส่วนการใช้น้ำมันเบนซิน และดีเซลจะเพิ่มขึ้น ร้อยละ 3.2 และ 2.4 ตามลำดับ เนื่องจากผู้ใช้รถมีทางเลือกการใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนน้ำมัน ได้แก่ LPG และ NGV ทั้งนี้ คาดว่าการใช้ LPG ในรถยนต์จะชะลอตัวลงจากปี 2549 เนื่องจากรัฐบาลมีนโยบายที่จะลดการชดเชยราคา LPG ทำให้ LPG มีราคาสูงขึ้น รวมทั้งรถแท็กซี่ส่วนหนึ่งจะหันไปใช้ NGV มากขึ้นตามนโยบายรัฐบาล
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 108 - วันจันทร์ที่ 4 ธันวาคม 2549
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2549 (ครั้งที่ 108)
วันจันทร์ที่ 4 ธันวาคม พ.ศ. 2549 เวลา 13.00 น
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3
2.การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
3.การกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต
4.แนวทางปฏิบัติตามนโยบายเปิดเสรีการจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
5.การแต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
6.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (เดือนพฤศจิกายน 2549)
7.การลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย
ม.ร.ว. ปรีดิยาธร เทวกุล รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล รองผู้อำนวยการฯ รักษาราชการแทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว จำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 ต่อมา คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เรื่องการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ซึ่งปัจจุบันมี 2 โครงการ ได้จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้วได้แก่ โครงการน้ำเทิน - หินบุน และห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว คือ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้เจรจากับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้จัดร่างบันทึกเตรียมร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 โดยใช้ MOU ของโครงการน้ำงึม 2 เป็นต้นแบบ ซึ่งร่าง MOU ของทั้งสองโครงการได้รับความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้าน พลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านแล้ว เมื่อวันที่ 13 พฤศจิกายน 2549 และต่อมาเมื่อวันที่ 24 พฤศจิกายน 2549 กฟผ. ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงาน เสนอร่าง MOU การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการ น้ำงึม 3 เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบร่าง MOU ของทั้งสองโครงการก่อนลงนามร่วมกับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการต่อไป
3. ลักษณะของโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 สรุปได้ดังนี้
3.1 โครงการน้ำเทิน 1 มีกำลังผลิตติดตั้ง 523 เมกะวัตต์ จ่ายพลังงานไฟฟ้าในส่วนของ Primary Energy (PE) และ Secondary Energy (SE) ปีละประมาณ 1,996 ล้านหน่วย เชื่อมกับระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3โดยระบบ 500 กิโลโวลต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ประมาณปี 2556 ซึ่งกลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท Gamuda Berhad จำกัด, บมจ. ผลิตไฟฟ้า (EGCO) และรัฐบาล สปป. ลาว. ถือหุ้นร้อยละ 40,40 และ 20 ตามลำดับ
3.2 โครงการน้ำงึม 3 มีกำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ จ่ายพลังงานไฟฟ้าในส่วนของ PE และ SE ปีละประมาณ 2,212 ล้านหน่วย เชื่อมกับระบบส่งไฟฟ้าของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 โดยระบบ 230 กิโลโวลต์ กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ ประมาณปี 2556 ซึ่งกลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย MDX Lao, บริษัท Marubeni จำกัด, บมจ. ผลิตไฟฟ้าราชบุรีโฮลดิ้ง และรัฐบาล สปป. ลาว ถือหุ้นร้อยละ 27, 25, 25 และ 23 ตามลำดับ
4. สาระสำคัญของร่าง MOU โครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และ [ชื่อบริษัท] จำกัด ใน สปป. ลาว
4.2 โครงการมีกำลังผลิตติดตั้งประมาณ 523 [440]* เมกะวัตต์และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ PE เท่ากับ 1,692 [1,982]* ล้านหน่วย และ SE เท่ากับ 304 [230]* ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) จำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE
4.3 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน มีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า กล่าวคือ 1) Primary Energy (PE)Tariff ส่วนที่ 1 เท่ากับ 2.6700 Cents/หน่วย และส่วนที่ 2 เท่ากับ 1.0146 บาท/หน่วย 2) Secondary Energy (SE) Tariff เท่ากับ 1.2335 บาท/หน่วย 3) Excess Energy (EE) Tariff เท่ากับ 1.1307 บาท/หน่วย และ 4) Pre COD Energy Tariff เท่ากับ 1.5419 บาท/หน่วย
4.4 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date:COD) โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาว อนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง โดยทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 2 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.5 หากโครงการได้รับผลประโยชน์จากกลไกพัฒนาที่สะอาด (Clean Development Mechanism: CDM) โครงการจะต้องเจรจาแบ่งผลประโยชน์กับ กฟผ. ทั้งนี้จะขึ้นกับการตกลงของรัฐบาล สปป. ลาว
4.6 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน (1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป (3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้ ซึ่งแต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบ ค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายต่อเนื่องจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU
4.7 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆจะเป็นดังนี้
- Scheduled Financial Close Date (SFCD) เท่ากับ 6 เดือนนับจากลงนาม PPA
- Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ 54 [53]* เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date(FCD) และ วัน SFCD
- Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2556 และ 60 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน FCD และ วัน SFCD
- หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน
4.8 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกันกำหนดไว้ 1) วันลงนามสัญญาฯ จำนวน 7.6 [8.9]* Million USD 2) วัน Financial Close Date จำนวน 19.1 [22.4]* Million USD 3) วันที่ COD จำนวน 17.1 [20.0]* Million USD และ 4) วันครบรอบ COD 14 ปี จำนวน 5.75 [6.7]* Million USD โดยสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับ และ ตีความตามกฎหมายไทย
(หมายเหตุ * : ค่าใน [ ] เป็นค่าของโครงการน้ำงึม 3)
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1และโครงการน้ำงึม 3
2.เห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย นำร่างบันทึกความเข้าใจฯที่ได้รับความเห็นชอบแล้วในข้อ1 ไปลงนามร่วมกับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 ต่อไป
เรื่องที่ 2 การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีมีติเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 ได้มีมติอนุมัติตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กรกฎาคม 2547 เรื่อง แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004) โดยเห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า 4 โรง รวมกำลังผลิต 2,800 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ จะต้องมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย Renewable Portfolio Standard (RPS) ร้อยละ 5 ของกำลังผลิตโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะสร้างขึ้นตามแผน PDP 2004 หรือปริมาณ 140 เมกะวัตต์
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าราย เล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงภาระค่าไฟฟ้าของประชาชนด้วย และมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ดำเนินการในรายละเอียด และนำเสนอ กพช. ขอความเห็นชอบต่อไป นอกจากนี้ ได้เห็นชอบการกำหนดสัดส่วนกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ตามนโยบาย RPS ของ กฟผ. และมอบหมายให้ กฟผ. เร่งดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน กำลังการผลิตประมาณ 80 เมกะวัตต์ ส่วนกำลังการผลิตส่วนที่เหลืออีก 60 เมกะวัตต์ ให้ กฟผ. เร่งดำเนินการออกประกาศเชิญชวนให้ผู้ลงทุนยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้า โดยใช้วิธีประมูลแข่งขัน สำหรับราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขันดังกล่าว ให้ สนพ. นำไปประกอบการพิจารณากำหนดส่วนเพิ่มอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงาน หมุนเวียนต่อไป
3. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2549 กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และได้เห็นควรกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า แยกตามประเภทเชื้อเพลิง โดยจะให้การสนับสนุน 1) ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP ได้รับส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ และ 2) ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ จะเปิดให้มีการประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า
4. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 ได้พิจารณาเรื่อง การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน และการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ กฟผ. -และได้มีมติ-ดังนี้
4.1 เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการ รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยให้การสนับสนุนเป็นระยะเวลา 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา และกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP โดยให้การสนับสนุนเฉพาะโรงไฟฟ้าใหม่ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการ รับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ภายหลังวันที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) แยกตามประเภทเชื้อเพลิง และมูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าตามส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวให้ส่งผ่าน ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ทั้งนี้ ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) แยกตามประเภทเชื้อเพลิงเป็นดังนี้
เชื้อเพลิง/เทคโนโลยี | ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) |
ชีวมวล | 0.30 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) | 0.40 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (< 50 กิโลวัตต์) | 0.80 |
ขยะ | 2.50 |
พลังงานลม | 2.50 |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 |
4.2 เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. กำลังการผลิตรวม 81.7 เมกะวัตต์ โดยจำแนกเป็น พลังน้ำขนาดเล็ก 78.7 เมกะวัตต์ แสงอาทิตย์ 1 เมกะวัตต์ และกังหันลม 2 เมกะวัตต์ ตามลำดับ และให้ กฟผ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุนส่วน เพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ที่จะมีการเปิดประมูลแข่งขันในอนาคต ทั้งนี้ ให้คงสัดส่วนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่ากับร้อยละ 5 ของกำลังการผลิตใหม่ตามเดิม
5. ตามมติ กบง. ในข้อ 4 กำหนดให้คงสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร้อยละ 5 ของกำลังการผลิตติดตั้งโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. หรือปริมาณ 140 เมกะวัตต์ โดยให้ กฟผ. ดำเนินการลงทุนเอง กำลังการผลิต 81.7 เมกะวัตต์ สำหรับการผลิตส่วนที่เหลืออีกประมาณ 59 เมกะวัตต์ ให้นำมานับรวมในมาตรการสนับสนุนส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โดยกำหนดสัดส่วนกำลังการผลิตแยกตามประเภท เชื้อเพลิง ตามสัดส่วนที่ กฟผ. เสนอ และกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าตามมติ กบง. จะส่งผลกระทบทำให้ค่า Ft เพิ่มขึ้นประมาณ 0.36 - 0.40 สตางค์ต่อหน่วย
มติของที่ประชุม
- เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผลิตและขายเข้าระบบสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ทั้งนี้ไม่รวมถึงผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนเงินลงทุนในการผลิตไฟฟ้า รูปแบบอื่นๆ แล้ว โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551
- เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. กำลังการผลิต 81.7 เมกะวัตต์ และเห็นชอบให้ กฟผ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุน ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ทั้งนี้ให้คงสัดส่วนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่ากับร้อย ละ 5 ของกำลังการผลิตใหม่ตามเดิม
เรื่องที่ 3 การกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ดำเนินการออกประกาศเกี่ยวกับข้อกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซิน น้ำมันแก๊สโซฮอล์ และน้ำมันดีเซล 3 ฉบับ ประกอบด้วย 1) ประกาศเรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันเบนซิน พ.ศ. 2547 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 26 มกราคม 2547 2) ประกาศเรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ (ฉบับที่ 4) พ.ศ. 2548 โดยมีผลบังคับใช้ ตั้งแต่วันที่ 23 กันยายน 2548 และ 3) ประกาศเรื่อง กำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันดีเซล (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2548 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 23 กันยายน 2548
2. เพื่อให้เป็นไปตามนโยบายการบริหารประเทศด้านพลังงาน ในการส่งเสริมการใช้พลังงานสะอาด สนพ. ได้ดำเนินการศึกษาแนวทางการปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับ อนาคต ขณะที่ปัจจุบันคุณภาพอากาศของไทยพบว่า ปัญหามลพิษฝุ่นละอองขนาดเล็กกว่า 10 ไมครอน (PM-10) จากการใช้น้ำมันดีเซลที่มีค่ากำมะถันสูง และปัญหาก๊าซโอโซนมีปริมาณสูงเกินมาตรฐานในหลายพื้นที่ โดยเฉพาะในเขตเมืองใหญ่ โดยมีสาเหตุหลักจากการเผาไหม้น้ำมันเชื้อเพลิง นอกจากนี้ในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2549 พบว่าสัดส่วนการใช้น้ำมันเบนซิน/น้ำมันแก๊สโซฮอล์ และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วมีปริมาณถึงร้อยละ 60 ของการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงทั้งหมด และปริมาณรถยนต์ที่จดทะเบียนทั่วประเทศในปี 2547 ได้เพิ่มขึ้นจากจำนวน 20.624 ล้านคัน เป็น 25.266 ล้านคัน ในปี 2548 หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 22.50 ขณะเดียวกันในกลุ่มสหภาพ ยุโรปได้มีการปรับปรุงมาตรฐานการปล่อยไอเสียรถยนต์ และมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง โดยได้บังคับใช้มาตรฐาน EURO 4 ในปี 2548 ซึ่งกำหนดปริมาณกำมะถันในน้ำมันเบนซินและดีเซลไว้ไม่สูงกว่า 50 ppm
3. กระทรวงพลังงานได้จัดประชุมผู้ประกอบการอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมัน ผู้ผลิตรถยนต์ และหน่วยราชการที่เกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2549 เพื่อพิจารณามาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต โดยมีข้อเสนอการปรับปรุงคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงสรุปได้ดังนี้
3.1 กำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงตามแนวทางมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิง EURO 4 โดยปรับปรุงจากมาตรฐานคุณภาพน้ำมันที่บังคับใช้อยู่ในปัจจุบัน เฉพาะข้อกำหนดดังต่อไปนี้
3.1.1 น้ำมันเบนซิน/แก๊สโซฮอล์
ข้อกำหนด | หน่วย | อัตราสูงต่ำ | ประกาศฉบับปัจจุบัน | ประกาศอนาคต |
โอเลฟีน | ร้อยละโดยปริมาตร | ไม่สูงกว่า | (ไม่ได้กำหนด) | 18 |
ตะกั่ว | กรัม/ลิตร | ไม่สูงกว่า | 0.013 | 0.005 |
กำมะถัน | ร้อยละโดยน้ำหนัก | ไม่สูงกว่า | 0.05 | 0.005 |
เบนซีน | ร้อยละโดยปริมาตร | ไม่สูงกว่า | 3.5 | 1.0 |
3.1.2 น้ำมันดีเซล
ข้อกำหนด | หน่วย | อัตราสูงต่ำ | ประกาศฉบับปัจจุบัน | ประกาศอนาคต |
Polycyclic Aromatic Hydrocarbon (PAH) | ร้อยละโดยน้ำหนัก | ไม่สูงกว่า | (ไม่ได้กำหนด) | 11 |
กำมะถัน | ร้อยละโดยน้ำหนัก | ไม่สูงกว่า | 0.035 | 0.005 |
จำนวนซีเทน/ดัชนีซีเทน | - | ไม่ต่ำกว่า | 47 | 50 |
3.2 การปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต ประมาณการเบื้องต้นว่าจะต้องใช้เงินลงทุนประมาณ 50,000 ล้านบาท เพื่อปรับลดปริมาณกำมะถันลงไปที่ระดับ 50 ppm และใช้เพิ่มอีก 30,000 ล้านบาท เพื่อลดปริมาณกำมะถันลงไปที่ 10 ppm ซึ่งจะต้องใช้ระยะเวลาดำเนินการปรับปรุงโรงกลั่นน้ำมันอย่างน้อย 5 ปี จึงควรกำหนดระยะเวลาการบังคับใช้ มาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงใหม่ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
3.3 ที่ประชุมได้มีข้อสังเกตว่าการลงทุนปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง ภาครัฐควรมีการดำเนินการอย่างเข้มงวดในการควบคุมการปล่อยมลพิษของรถยนต์ใช้ งาน และควรพิจารณาให้สิทธิประโยชน์ ทั้งด้านการสนับสนุนเงินลงทุน การลดหย่อนภาษี และมาตรการจูงใจในด้านอื่นๆ แก่ผู้ประกอบการที่สามารถดำเนินการตามนโยบายของรัฐได้ก่อนระยะเวลาที่กำหนด ตลอดจนควรพิจารณาให้ปรับปริมาณสารอะโรมาติกในน้ำมันแก๊สโซฮอล์ เป็นร้อยละ 39 เพื่อให้กลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นมีความคล่องตัวในการจัดหาองค์ประกอบ ส่วนการปรับลดกำมะถันในน้ำมันเชื้อเพลิงไปที่ระดับ 10 ppm ควรเป็นความสมัครใจ โดยรัฐบาลอาจใช้มาตรการเสริมเพื่อสร้างแรงจูงใจ และให้กลไกด้านการตลาดเป็นตัวขับเคลื่อน
4. การปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าว จะช่วยลดผลกระทบทั้งทางด้านมลพิษ และทางด้านสุขภาพอนามัย และทำให้สามารถใช้อุปกรณ์กำจัดมลพิษที่เป็น Advance Technology ในรถใหม่ได้อย่างมีประสิทธิภาพ นอกจากนี้การปรับลดกำมะถันในน้ำมันจะช่วยลดการเสื่อมและยืดอายุการใช้งานของ เครื่องยนต์ ตลอดจนอุปกรณ์ลดมลพิษต่างๆ ส่งผลให้ประหยัดค่าใช้จ่ายในการดูแลบำรุงรักษาหรือเปลี่ยนเครื่องยนต์และ อุปกรณ์ลดมลพิษด้วย แต่ทั้งนี้ประเทศไทยอาจจะต้องใช้เงินลงทุนจำนวนมากในการปรับปรุงโรงกลั่น น้ำมัน และพัฒนารถยนต์ ซึ่งจากการประมาณการเบื้องต้นคาดว่ากลุ่มอุตสาหกรรมโรงกลั่นฯ จะมีค่าใช้จ่ายในการลงทุนปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง รวมประมาณถึง 50,960 ล้านบาท อย่างไรก็ตาม เมื่อเปรียบเทียบกับผลประโยชน์ทางด้านสิ่งแวดล้อมและสุขอนามัยของประชาชน จะเห็นว่าการลงทุนดังกล่าวมีความจำเป็นและคุ้มค่า
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศไทยในอนาคต ตามแนวทางของมาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิง EURO 4 โดยการปรับปรุงจากมาตรฐานคุณภาพน้ำมันที่มีบังคับใช้อยู่ในปัจจุบันเฉพาะข้อ กำหนด ดังรายละเอียดในข้อ 3.1.1 และข้อ 3.1.2
2.เห็นชอบให้กำหนดระยะเวลาในการบังคับใช้มาตรฐานน้ำมันเชื้อเพลิงใหม่ ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2555 เป็นต้นไป
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 เห็นชอบยุทธศาสตร์การส่งเสริมน้ำมัน แก๊สโซฮอล์ โดยกำหนดให้มีการใช้เอทานอลวันละ 1 ล้านลิตร ในปี 2549 และเพิ่มเป็น 3 ล้านลิตร ในปี 2554 เพื่อทดแทนสาร MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 และเห็นชอบให้ตั้งคณะทำงานร่วมระหว่างกระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เพื่อกำหนดมาตรการส่งเสริมการจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอล และสนับสนุนแผนการจัดการด้านวัตถุดิบ ตลอดจนรูปแบบการนำไปสู่ การปฏิบัติที่ชัดเจน
2. เมื่อวันที่ 12 เมษายน 2548 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบการแต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อ เพลิงชีวภาพ (กชช.) และได้มีระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการยกเลิก "ระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วย คณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ พ.ศ.2545" ลงวันที่ 26 พฤษภาคม 2548 โดย กชช. มีอำนาจครอบคลุมภารกิจของคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ เมื่อผู้ประกอบการได้รับใบอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อ ใช้เป็นเชื้อเพลิงจาก กชช. แล้ว ผู้ประกอบการต้องยื่นเรื่องต่อกรมโรงงานอุตสาหกรรม กรมสรรพสามิต สำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องตามกฎหมายต่อไป
3. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติให้เปิดเสรีในการขอจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็น เชื้อเพลิงเพื่อเป็นการเร่งรัดและส่งเสริมให้มีการผลิตและจำหน่าย เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงได้ตามเป้าหมายที่กำหนดและสอดคล้องกับนโยบาย ของกระทรวงพลังงาน ซึ่งต่อมาเมื่อวันที่ 12 กันยายน 2549 กชช. ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ และกระทรวงการคลังร่วมกันพิจารณายกเลิกข้อกำหนดที่เป็นอุปสรรคต่อการเปิด เสรีการจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
4. กระทรวงพลังงานได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหารือเพื่อพิจารณายกเลิกข้อ กำหนดที่เป็นอุปสรรคต่อการเปิดเสรีฯ และพิจารณาแนวทางดำเนินการเพื่อส่งเสริมและสนับสนุนตามนโยบายการเปิดเสรีรวม 3 ครั้ง ซึ่งปรากฏว่ามีประกาศและข้อกำหนดที่อาจเป็นอุปสรรคต่อการเปิดเสรีการตั้งโรง งานเอทานอลฯ คือ 1) ประกาศกระทรวงการคลัง เรื่อง วิธีการบริหารงานสุราฯ พ.ศ. 2543 ในส่วนที่ 3 การทำและขายส่งสุราสามทับ (แอลกอฮอล์) ข้อ 11 ไม่อนุญาตให้โรงงานสุรากลั่นแห่งอื่นทำสุราสามทับ (เอทานอล) ออกขายภายในประเทศ 2) เงื่อนไขที่กำหนดและ/หรือข้อถือปฏิบัติโดย กชช. ทั้งหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการขออนุญาตจัดตั้งโรงงาน ดังนั้นเพื่อให้ไม่มีอุปสรรคในนโยบายเปิดเสรีการจัดตั้งโรงงานผลิตและ จำหน่าย เอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง เห็นควรให้ดำเนินการดังนี้
4.1 ให้กระทรวงการคลังจัดทำประกาศ เรื่อง การจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็น เชื้อเพลิงแทนการบังคับใช้ประกาศกระทรวงการคลัง เรื่อง วิธีการบริหารงานสุรา พ.ศ. 2543 สำหรับการ ตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง เพื่อให้สอดคล้องกับนโยบายการเปิดเสรี ทั้งนี้ให้กระทรวง การคลังร่วมกับกระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงพลังงาน ดำเนินการและจัดทำประกาศดังกล่าวให้ แล้วเสร็จโดยเร็ว
4.2 ยกเลิกเงื่อนไขที่กำหนดและ/หรือข้อถือปฏิบัติโดย กชช. และให้ผู้ได้รับใบอนุญาตตั้ง โรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจากคณะกรรมการเอทานอ ลแห่งชาติหรือจาก กชช. ใดที่มีความประสงค์จะปรับเปลี่ยนแก้ไขสาระสำคัญโครงการ รวมทั้งผู้ที่มีความประสงค์จะจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อ เพลิงภายในประเทศ และ/หรือผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อการส่งออก ให้ดำเนินการขออนุญาตจากหน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้องพิจารณาดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ต้องปฏิบัติตามกฎหมาย ประกาศ ระเบียบของหน่วยราชการที่เกี่ยวข้องทุกประการ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้กระทรวงการคลังจัดทำประกาศเรื่อง การจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงแทนการบังคับใช้ ประกาศกระทรวงการคลังเรื่อง วิธีการบริหารงานสุรา พ.ศ. 2543 สำหรับการตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพื่อให้สอดคล้องกับ นโยบายการเปิดเสรี ทั้งนี้ให้กระทรวงการคลังร่วมกับกระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงพลังงาน ดำเนินการและจัดทำประกาศดังกล่าวให้ แล้วเสร็จโดยเร็ว
2.เห็นควรยกเลิกเงื่อนไขที่กำหนดและ/หรือข้อถือปฏิบัติโดยคณะกรรมการพัฒนา และส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ และให้ผู้ได้รับใบอนุญาตตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อ เพลิงจากคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ หรือจากคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพใดที่มีความประสงค์จะ ปรับเปลี่ยนแก้ไขสาระสำคัญโครงการ รวมทั้งผู้ที่มีความประสงค์จะจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงภายในประเทศและ/หรือผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อ เพลิงเพื่อการส่งออกให้ดำเนินการขออนุญาตจากหน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้อง พิจารณาดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ต้องปฏิบัติตามกฎหมาย ประกาศ ระเบียบของหน่วยงานราชการที่เกี่ยวข้องทุกประการ
เรื่องที่ 5 การแต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. องค์การพลังงานโลก (World Energy Council : WEC) เป็นองค์การระหว่างประเทศที่ก่อตั้งขึ้น เพื่อสนับสนุนให้เกิดการศึกษาเกี่ยวกับการจัดหาแหล่งพลังงาน การผลิตและการใช้พลังงานให้มีความสัมพันธ์กับการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ ตลอดจนการอนุรักษ์พลังงาน และส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างยั่งยืน เพื่อให้เกิดประโยชน์สูงสุดแก่ทุกประเทศทั่วโลก ซึ่งการเข้าร่วมเป็นสมาชิกจะต้องจัดตั้งในรูปของคณะกรรมการสมาชิกของประเทศ (Country Member Committee) เท่านั้น
2. ประเทศไทยได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกขององค์การพลังงานโลก ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2496 ในนามของคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย (Thailand National Committee - World Energy Council) โดยมีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นเลขานุการฯ ต่อมา เมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2538 คณะรัฐมนตรีได้แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทยขึ้นใหม่ โดยมี ศ.ดร. บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานฯ และ พพ. เป็นกรรมการและเลขานุการฯ ทั้งนี้ การดำเนินงานที่ผ่านมา ประเทศไทยได้จัดส่งผู้แทนเข้าร่วมในการประชุมและกิจกรรมขององค์การอย่างต่อ เนื่องทุกปี เพื่อติดตามความก้าวหน้าทางวิชาการ โดยมุ่งเน้นด้านเทคโนโลยีและความสำเร็จของการจัดการด้านพลังงาน ตลอดจนการแลกเปลี่ยนความรู้ ประสบการณ์ด้านพลังงานกับประเทศต่างๆ
3. เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2549 สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี (สลค.) ได้มีหนังสือขอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาทบทวนคณะกรรมการที่คณะรัฐมนตรีแต่ง ตั้งไว้ ซึ่งจะสิ้นสุดการปฏิบัติหน้าที่ ในวันที่ 30 พฤศจิกายน 2549 ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10 ตุลาคม 2549 กระทรวงพลังงานจึงได้ทำหนังสือแจ้ง สลค. ขอยกเลิกคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย แต่เนื่องจากองค์การพลังงานโลกของประเทศไทยยังมีความจำเป็นจะต้องคงอยู่ เพื่อทำหน้าที่ประสานความร่วมมือกับองค์การพลังงานโลกต่อไป จึงเห็นควรให้คณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของไทยมาอยู่ภายใต้คณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ โดยปรับให้มีองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ที่สอดคล้องกับนโยบายการพัฒนาพลังงาน ในปัจจุบัน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย ตามการปรับปรุงองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ใหม่
เรื่องที่ 6 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (เดือนพฤศจิกายน 2549)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนพฤศจิกายน อยู่ที่ระดับ 56.72 และ 59.42 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับเพิ่มขึ้นจากเดือนตุลาคม 0.29 และ 0.51 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากข่าวโอเปคจะลดกำลังการผลิตลงอีก 0.3 - 0.5 ล้านบาร์เรลต่อวัน ประกอบกับสถานการณ์ความรุนแรงในประเทศไนจีเรียที่ยืดเยื้อและทวีความรุนแรง มากขึ้น
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 เฉลี่ยเดือนพฤศจิกายนอยู่ที่ระดับ 62.89 และ 62.14 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยปรับเพิ่มขึ้นจากเดือนตุลาคม 1.06 และ 0.93 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจาก Energy Information Administration (EIA) รายงานปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินของสหรัฐฯ ลดลงอยู่ที่ระดับ 204 ล้านบาร์เรล ขณะที่ความต้องการซื้อน้ำมันเบนซินในภูมิภาคยังมีอย่างต่อเนื่อง สำหรับราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยเดือนพฤศจิกายนอยู่ที่ระดับ 69.55 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับลดลง 1.62 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล เนื่องจากโรงกลั่นของเกาหลีใต้ จะเพิ่มการส่งออกน้ำมันเครื่องบินในเดือนธันวาคม 2549
3. ราคาน้ำมันขายปลีกเดือนพฤศจิกายน ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 1 ครั้ง 0.40 บาทต่อลิตร และปรับขึ้น 1 ครั้ง 0.40 บาทต่อลิตร ขณะที่ปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลง 1 ครั้ง 0.40 บาทต่อลิตร ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2549 อยู่ที่ระดับ 25.69 , 24.89 และ 23.84 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (ณ วันที่ 27 พ.ย. 2549) มีเงินสดสุทธิ 8,439 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 53,758 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 22,759 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,617 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคา LPG 11,680 ล้านบาท และดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 102 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 45,319 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 การลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงมหาดไทย ได้เชิญผู้แทน กฟภ. เข้าร่วมการประชุมเพื่อกำหนดแนวทางในการแก้ไขปัญหาและการช่วยเหลือผู้ประสบ อุทกภัย เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2549 และมอบหมายให้ กฟภ. พิจารณาแนวทางช่วยเหลือผู้ประสบอุทกภัย ต่อมา กฟภ. ได้เสนอเรื่อง การลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย ต่อ กบง. พิจารณาในการประชุมเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 และที่ประชุมได้มีมติ ดังนี้
1.1 เห็นชอบในหลักการกำหนดส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็กที่ประสบอุทกภัย รายละ 100 บาท/เดือน เป็นระยะเวลา 5 เดือน ระหว่างเดือนธันวาคม 2549 - เมษายน 2550 ทั้งนี้ ในกรณีที่ผู้ใช้ไฟฟ้ารายใดใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 100 บาท/เดือน จะไม่สามารถนำส่วนลดค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาลดค่าไฟฟ้าในเดือนถัดไปได้
1.2 เห็นชอบแนวทางการแบ่งรับภาระส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ประสบอุทกภัย โดยให้ (1) กฟผ. และ กฟน. แบ่งรับภาระที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟน. ฝ่ายละครึ่ง และ (2) กฟผ. และ กฟภ. แบ่งรับภาระที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟภ. ฝ่ายละครึ่ง
1.3 มอบหมายให้ กฟน. และ กฟภ. จัดทำประมาณการภาระส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับ ผู้ประสบอุทกภัย โดยพิจารณาถึงปริมาณการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาด เล็กที่ประสบอุทกภัยร่วมด้วย และจัดส่งให้ สนพ. เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
2. การประมาณการภาระส่วนลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย ในช่วงเดือนธันวาคม 2549 - เมษายน 2550 พบว่าพื้นที่ประสบอุทกภัยทั้งประเทศจำนวน 47 จังหวัด มีจำนวน ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ประสบอุทกภัยประมาณ 1.22 ล้านราย คิดเป็นภาระส่วนลดค่ากระแสไฟฟ้ารวมประมาณ 531 ล้านบาท จำแนกเป็นการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟน. และ กฟภ. จำนวนประมาณ 50 และ 481 ล้านบาท ตามลำดับ โดยที่ กฟผ. กฟน. และ กฟภ. รับภาระส่วนลดค่าไฟฟ้าเป็นจำนวน 265 25 และ 241 ล้านบาท ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 107 - วันจันทร์ที่ 6 พฤศจิกายน 2549
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2549 (ครั้งที่ 107
วันจันทร์ที่ 6 พฤศจิกายน พ.ศ. 2549 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.นโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ
2.การแก้ไขปัญหาหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และแนวทางในการบริหารกองทุนฯ ในอนาคต
3.แนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ
4.แนวทางการส่งเสริมน้ำมันแก๊สโซฮอล์และการเลื่อนการยกเลิกเบนซิน 95
5.การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
6.การขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว>
7.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตั้งแต่กันยายน - ตุลาคม 2549)
8.การปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และแนวโน้มค่า Ft ในระยะต่อไป
10.การพัฒนาและปรับปรุงกฎหมายต่างๆ ของกระทรวงพลังงาน
ม.ร.ว. ปรีดิยาธร เทวกุล รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 นโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 3 พฤศจิกายน 2549 รัฐบาลได้แถลงนโยบายรัฐบาลต่อสภานิติบัญญัติแห่งชาติ และ ในส่วนของนโยบายด้านพลังงานเป็นดังนี้ "จะส่งเสริมประสิทธิภาพและประหยัดการใช้พลังงาน การพัฒนาและใช้ประโยชน์พลังงานทดแทน การสำรวจและพัฒนาแหล่งพลังงานทั้งภายในประเทศและนอกประเทศ รวมถึงเขตพัฒนาร่วมกันกับประเทศเพื่อนบ้าน การส่งเสริมการใช้พลังงานสะอาด การกำหนดโครงสร้างราคาพลังงานที่เหมาะสม และการปรับโครงสร้างบริหารกิจการพลังงานให้เหมาะสม โดยแยกงานนโยบายและการกำกับดูแลให้มีความชัดเจน รวมทั้งส่งเสริมการแข่งขันในธุรกิจพลังงานในระยะยาว และการศึกษาวิจัยพลังงานทางเลือก" เพื่อให้เกิดความชัดเจนในการดำเนินงาน กระทรวงพลังงานจึงได้จัดทำนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ โดยแบ่งนโยบายพลังงานออกเป็น 2 ระยะคือ มาตรการที่ต้องดำเนินการทันที ซึ่งเป็นนโยบายเร่งด่วนเพื่อแก้ปัญหาพลังงานของประเทศ และมาตรการที่ต้องดำเนินการในระยะต่อไป เป็นนโยบายเพื่อการวางพื้นฐานการพัฒนาพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคงและ ยั่งยืน สอดคล้องกับ หลักปรัชญาเศรษฐกิจพอเพียง
2. นโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ ประกอบด้วย นโยบายในระยะสั้น และระยะยาว โดยที่นโยบายระยะสั้น สรุปได้ดังนี้
2.1 ปรับโครงสร้างการบริหารกิจการพลังงานให้เหมาะสม เพื่อให้การบริหารจัดการพลังงาน ของประเทศมีประสิทธิภาพสูงสุด โดยยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อแยกงานนโยบายและการกำกับดูแลออกจากกันให้มีความชัดเจน ด้วยให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานครอบคลุมถึงกิจการ ไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ และมีการจัดตั้งองค์กรอิสระกำกับดูแลตามกฎหมาย พร้อมทั้งเสนอการแก้ไขพระราชกฤษฎีกา กำหนดอำนาจ สิทธิและประโยชน์ของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พ.ศ. 2544 เพื่อโอนอำนาจรัฐ ให้มาอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐ ตลอดจนเร่งผลักดัน ปรับปรุง แก้ไข กฎหมายด้านพลังงานอื่นๆ เช่น พ.ร.บ. ปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และ พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 เป็นต้น
2.2 การจัดหาพลังงาน เพื่อให้มีความเพียงพอและมั่นคง โดยเร่งรัดและส่งเสริมการสำรวจและพัฒนาแหล่งเชื้อเพลิงปิโตรเลียมทั้งใน ประเทศและเขตพื้นที่ทับซ้อนกับประเทศเพื่อนบ้าน เช่น แหล่งก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยเพิ่มเติม และพัฒนาโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติกับประเทศเพื่อนบ้าน นอกจากนี้ เร่งส่งเสริมบทบาทของ ปตท.สผ. ในการสำรวจพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมทั้งในประเทศและต่างประเทศ ขณะเดียวกันปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ โดยการปรับค่าพยากรณ์ไฟฟ้าให้เหมาะสมและสอดคล้องกับภาวะเศรษฐกิจ และส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้น ตลอดจนกระจายแหล่งและชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน
2.3 ส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ โดยการกำหนดเป้าหมาย และเร่งดำเนินการอนุรักษ์พลังงานทั้งภาครัฐ เอกชน และประชาชน เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติอย่างจริงจังและต่อเนื่อง และจัดตั้งองค์กรหลักในการผลักดันและบริหารจัดการด้านการใช้พลังงาน (National Demand Side Management Office) พร้อมทั้งเร่งดำเนินการกำหนดมาตรฐานการประหยัดพลังงานของอุปกรณ์ เครื่องจักร และเครื่องยนต์ที่ใช้พลังงาน และส่งเสริมการใช้ระบบขนส่งมวลชนให้มากขึ้น ตลอดจนริเริ่ม มาตรการประหยัดพลังงานในภาคคมนาคมขนส่ง รวมทั้งสนับสนุนให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตไฟฟ้า และความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) ในปริมาณที่เหมาะสม โดยผ่านระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
2.4 ส่งเสริมพลังงานทดแทนที่เหมาะสมกับประเทศ เพื่อกระจายชนิดเชื้อเพลิงและลดการพึ่งพาการนำเข้าพลังงาน โดยส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ (NGV) ก๊าซโซฮอล์ (Gasohol) และไบโอดีเซล (Biodiesel) ทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง และสนับสนุนให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ในสัดส่วนและราคาที่เหมาะสม รวมทั้งจัดตั้งองค์การมหาชนเพื่อดำเนินการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนใน ชุมชนให้เกิดขึ้นอย่างจริงจังและยั่งยืน พร้อมทั้งสนับสนุนการศึกษาวิจัยและพัฒนาพลังงานทดแทน เชิงนโยบาย นอกจากนี้จะเผยแพร่ให้ความรู้เพื่อให้ประชาชนรู้จักและมั่นใจการเลือกใช้ เชื้อเพลิงอื่น
2.5 กำหนดโครงสร้างราคาพลังงาน เพื่อให้การกำหนดราคาพลังงานโปร่งใส เป็นธรรม และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยกำกับดูแลให้การกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นไปตามกลไกตลาดที่เสรี โปร่งใส และเป็นธรรม และเร่งดำเนินการเพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและวางกรอบแนวทาง การใช้งบประมาณของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต พร้อมทั้งปรับโครงสร้างราคาและการชดเชยก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เพื่อให้ราคาสะท้อนต้นทุน และปรับวิธีการคำนวณค่า Ft ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมยิ่งขึ้น รวมทั้งกำกับดูแลอัตราค่าตอบแทนในการจัดหา ค่าผ่านท่อ และการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติให้มีความชัดเจน โปร่งใส และเป็นธรรมต่อผู้บริโภค
2.6 กำหนดมาตรการด้านพลังงานสะอาด เพื่อลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมที่เกิดขึ้นจากการประกอบกิจการพลังงานในรูปแบบ ต่างๆ โดยการกำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันสำเร็จรูปให้สูงขึ้นอย่างเหมาะสม และปฏิบัติตามพันธกรณีด้านสิ่งแวดล้อมที่ให้สัตยาบันไว้กับมิตรประเทศ พร้อมทั้งร่วมมือกับนานาประเทศในการดำเนินการด้านสิ่งแวดล้อมที่เกี่ยวข้อง กับการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อให้เกิดการพัฒนาพลังงานอย่างยั่งยืน ตลอดจนเร่งผลักดันกลไกการพัฒนาที่สะอาด (CDM) เพื่อส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ และช่วยให้มีการใช้พลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้น
2.7 ส่งเสริมให้ภาคเอกชนและประชาชนมีส่วนร่วมในการกำหนดนโยบาย โดยส่งเสริมการ มีส่วนร่วมในการกำหนดนโยบายและมาตรการด้านพลังงาน เพื่อให้การพัฒนาพลังงานเป็นการพัฒนาอย่างยั่งยืน รวมทั้งส่งเสริมการมีส่วนร่วมในการพัฒนาพลังงานชุมชน เช่น การผลิตไฟฟ้าและไบโอดีเซลชุมชน
3. สำหรับนโยบายระยะยาว ซึ่งเป็นการวางรากฐานการบริหารจัดการพลังงานแบบยั่งยืน และสอดคล้องตามหลักปรัชญาเศรษฐกิจพอเพียง โดยจะดำเนินการ ดังนี้คือ
3.1 จัดหาพลังงานโดยการกำหนดมาตรการที่ก่อให้เกิดการพัฒนาและจัดหาพลังงานของ ประเทศที่ทำให้เกิดความมั่นคง มีใช้อย่างพอเพียงและทั่วถึง และลดการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศ รวมทั้งศึกษาวิจัยพัฒนาพลังงานทางเลือกอื่นๆ
3.2 พัฒนาพลังงานแบบยั่งยืน โดยให้ความสำคัญในการนำเทคโนโลยีสมัยใหม่มาใช้ในการพัฒนาพลังงาน ควบคู่ไปกับการลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมจากการพัฒนาธุรกิจพลังงาน และปฏิบัติตาม พันธกรณีด้านสิ่งแวดล้อมที่ให้สัตยาบันไว้กับมิตรประเทศ พร้อมทั้งให้ผู้ผลิต ผู้จำหน่าย และผู้ใช้เข้ามามีส่วนร่วมในการรับผิดชอบผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม
3.3 ส่งเสริมการแข่งขันในธุรกิจพลังงาน โดยส่งเสริมการแข่งขันในธุรกิจพลังงานเพื่อให้เกิด ประสิทธิภาพและความเป็นธรรม
มติของที่ประชุม
เห็นชอบนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ ดังนี้
ระยะสั้น เริ่มดำเนินการทันทีภายในรัฐบาลนี้
1. ปรับโครงสร้างการบริหารกิจการพลังงานให้เหมาะสม เพื่อให้การบริหารจัดการพลังงานของประเทศมีประสิทธิภาพสูงสุด
(1) ยกร่างและเร่งดำเนินการเพื่อให้มีพระราชบัญญัติประกอบกิจการพลังงาน เพื่อแยกงานนโยบายและการกำกับดูแลออกจากกันให้มีความชัดเจน โดยให้การกำกับดูแลกิจการพลังงาน ครอบคลุมถึงกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ และมีการจัดตั้งองค์กรอิสระกำกับดูแล
(2) เสนอการแก้ไขพระราชกฤษฎีกา กำหนดอำนาจ สิทธิและประโยชน์ของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พ.ศ. 2544 เพื่อโอนอำนาจรัฐให้มาอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐ
(3) เร่งผลักดัน ปรับปรุง แก้ไข กฎหมายด้านพลังงานอื่นๆ เช่น พ.ร.บ. ปิโตรเลียม พ.ศ. 2515 และ พ.ร.บ. เพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 เป็นต้น ทั้งนี้ เพื่อแก้ปัญหาและอุปสรรค ตลอดจนทำให้เกิดความคล่องตัวในการดำเนินการด้านพลังงาน
2. การจัดหาพลังงาน เพื่อให้พลังงานมีความเพียงพอและมั่นคง
(2.1) เร่งรัดและส่งเสริมการสำรวจและพัฒนาแหล่งเชื้อเพลิงพลังงาน
(1) ส่งเสริมการสำรวจพัฒนาแหล่งเชื้อเพลิงปิโตรเลียมทั้งในประเทศ และเขตพื้นที่ทับซ้อนกับประเทศเพื่อนบ้าน
- เร่งจัดหาก๊าซธรรมชาติในอ่าวไทยเพิ่มเติม จากแหล่งยูโนแคล แหล่งอาทิตย์ แหล่งบงกช แหล่งไพลิน และแหล่งก๊าซในเขตพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย (JDA)
- พัฒนาโครงข่ายท่อก๊าซธรรมชาติกับประเทศเพื่อนบ้าน ได้แก่ สหภาพพม่า แหล่ง M7/M9 และ A1 และประเทศอินโดนีเซีย แหล่งนาทูน่า และหรือ LNG จากต่างประเทศ
- เร่งรัดการเจรจาตกลงเกี่ยวกับการพัฒนาทรัพยากรปิโตรเลียมในเขตไหล่ทวีปทับซ้อนไทย - กัมพูชา
(2) ส่งเสริมบทบาทของ ปตท.สผ. ในการสำรวจพัฒนาแหล่งปิโตรเลียมทั้งในประเทศและต่างประเทศ
(2.2) ปรับปรุงแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้าของประเทศ
(1) ปรับค่าพยากรณ์ไฟฟ้าให้เหมาะสมและสอดคล้องกับภาวะเศรษฐกิจ เพื่อให้การลงทุนด้านกิจการไฟฟ้าเป็นไปอย่างเหมาะสมและเพียงพอต่อความต้อง การใช้
(2) ส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้น โดยเร่งรัดการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP)
(3) กระจายแหล่งและชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า รวมถึงการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน เสถียรภาพของราคาโดยคำนึงถึงต้นทุนการผลิต ผลกระทบสิ่งแวดล้อม และประโยชน์ต่อผู้บริโภค
3. ส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมีประสิทธิภาพ
(1) กำหนดเป้าหมายและเร่งดำเนินการอนุรักษ์พลังงานทั้งภาครัฐ เอกชน และประชาชน เพื่อให้เกิดผลในทางปฏิบัติอย่างจริงจังและต่อเนื่อง และปลูกฝังให้เกิดการใช้พลังงานอย่างรู้คุณค่า เช่น การเลือกซื้ออุปกรณ์ที่ติดฉลากแสดงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เป็นต้น
(2) จัดตั้งองค์กรหลักในการผลักดันและการบริหารจัดการด้านการใช้พลังงาน (National Demand Side Management Office) เพื่อให้การดำเนินการส่งเสริมการประหยัดพลังงานเป็นไปอย่างคล่องตัว มีประสิทธิภาพ มีความต่อเนื่อง
(3) เร่งดำเนินการกำหนดมาตรฐานการประหยัดพลังงานของอุปกรณ์ เครื่องจักร และเครื่องยนต์ที่ใช้พลังงาน รวมทั้ง ดำเนินการติดฉลากอุปกรณ์ที่ได้กำหนดมาตรฐานไว้แล้ว
(4) ส่งเสริมการใช้ระบบขนส่งมวลชนให้มากขึ้น โดยจัดเตรียมพื้นที่จอดรถในลักษณะ Park & Ride และอำนวยความสะดวก โดยเตรียม Feeder ให้บริการเดินทางเข้าสู่เมือง
(5) สนับสนุนให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบผลิตไฟฟ้า และความร้อนร่วมกัน (Cogeneration) ซึ่งเป็นระบบการผลิตไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพ โดยผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) และระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ในปริมาณที่เหมาะสม
(6) ริเริ่มมาตรการประหยัดพลังงานในภาคขนส่ง ได้แก่ การพัฒนาระบบแหล่งมวลชน ระบบ Logistics และการพัฒนายานยนต์ประหยัดพลังงาน เป็นต้น
4. ส่งเสริมพลังงานทดแทนที่เหมาะสมกับประเทศ เพื่อกระจายชนิดเชื้อเพลิงและลดการพึ่งพาการนำเข้าพลังงาน
(1) ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ (NGV) ก๊าซโซฮอล์ (Gasohol) และไบโอดีเซล (Biodiesel) ทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคขนส่ง ตามความเหมาะสมกับศักยภาพด้านการพัฒนาพลังงานทดแทนของประเทศ
(2) สนับสนุนให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เช่น วัสดุเหลือใช้จากการเกษตร ของเสียจากอุตสาหกรรม ก๊าซชีวภาพ ขยะ ลม พลังงานแสงอาทิตย์ ในสัดส่วนและราคาที่เหมาะสม โดยเร่งออกประกาศขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตขนาดเล็กมาก (VSPP) และการกำหนดราคารับซื้อ ไฟฟ้าส่วนเพิ่มจากราคาตามระเบียบ
(3) จัดตั้งองค์การมหาชนเพื่อดำเนินการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนในชุมชน ให้เกิดขึ้นอย่างจริงจังและยั่งยืน เนื่องจากการดำเนินการจะเป็นไปอย่างคล่องตัวและมีประสิทธิภาพ
(4) สนับสนุนการศึกษาวิจัยและพัฒนาพลังงานทดแทนเชิงนโยบาย เพื่อหาแนวทางที่เหมาะสม ในการพัฒนาพลังงานทดแทนของประเทศ
(5) เผยแพร่ให้ความรู้เพื่อให้ประชาชนรู้จักและมั่นใจการเลือกใช้เชื้อเพลิงอื่น เช่น NGV ก๊าซโซฮอล์ และไบโอดีเซล รวมทั้ง ประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความรู้ ความเข้าใจเกี่ยวกับความจำเป็นในการส่งเสริม และพัฒนาพลังงานทางเลือกอื่นๆ เช่น ถ่านหิน และอื่นๆ
5. กำหนดโครงสร้างราคาพลังงาน เพื่อให้การกำหนดราคาพลังงานโปร่งใส เป็นธรรม และสะท้อนต้นทุนที่แท้จริง
(1) กำกับดูแลให้การกำหนดราคาน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นไปตามกลไกตลาดที่เสรี โปร่งใส และเป็นธรรม
(2) เร่งดำเนินการเพื่อลดภาระหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและวางกรอบแนวทางการใช้งบประมาณของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอนาคต
(3) ปรับโครงสร้างราคาและการชดเชยก๊าซหุงต้ม (LPG) เพื่อให้ราคาสะท้อนต้นทุน และลดการบิดเบือนของการใช้ก๊าซหุงต้มที่ไม่เหมาะสม
(4) ปรับวิธีการคำนวณค่า Ft ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมยิ่งขึ้น โดยให้มีการส่งผ่านต้นทุนค่าเชื้อเพลิง และค่าซื้อไฟฟ้าภายใต้การดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ
(5) กำกับดูแลอัตราค่าตอบแทนในการจัดหา ค่าผ่านท่อ และการจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ ให้มีความชัดเจน โปร่งใส และเป็นธรรมต่อผู้บริโภค
(6) ติดตามและกำกับดูแลราคาพลังงานทดแทน (NGV, Gasohol, Biodisel) ให้สะท้อนต้นทุนและเป็นธรรมแก่ผู้บริโภค
6. กำหนดมาตรการด้านพลังงานสะอาด เพื่อลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมที่เกิดขึ้นจากการประกอบกิจการพลังงานในรูปแบบต่างๆ
(1) กำหนดมาตรฐานคุณภาพน้ำมันสำเร็จรูปให้สูงขึ้นอย่างเหมาะสม เพื่อให้สอดคล้องกับการจัดการด้านสิ่งแวดล้อมของประเทศ
(2) ให้ความสำคัญในการลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมจากการพัฒนาธุรกิจพลังงาน โดยให้ ผู้ผลิต ผู้จำหน่าย และผู้ใช้ร่วมรับผิดชอบค่าใช้จ่ายในการป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อม
(3) ปฏิบัติตามพันธกรณีด้านสิ่งแวดล้อมที่ให้สัตยาบันไว้กับมิตรประเทศ
(4) ร่วมมือกับนานาประเทศในการดำเนินการด้านสิ่งแวดล้อมที่เกี่ยวข้องกับการประ กอบกิจการพลังงาน เพื่อให้เกิดการพัฒนาพลังงานอย่างยั่งยืน
(5) เร่งผลักดันกลไกการพัฒนาที่สะอาด (CDM) เพื่อส่งเสริมให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมี ประสิทธิภาพ และช่วยให้มีการใช้พลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้น
7. ส่งเสริมให้ภาคเอกชนและประชาชนมีส่วนร่วมในการกำหนดนโยบาย เพื่อความเข้าใจและร่วมมือกันพัฒนาพลังงานของประเทศ
(1) ส่งเสริมการมีส่วนร่วมในการกำหนดนโยบายและมาตรการด้านพลังงาน เพื่อให้การพัฒนาพลังงานเป็นการพัฒนาอย่างยั่งยืน
(2) ส่งเสริมการมีส่วนร่วมในการพัฒนาพลังงานชุมชน เช่น การผลิตไฟฟ้าและไบโอดีเซลชุมชน อันเป็นการสอดคล้องกับการพัฒนาเศรษฐกิจแบบพอเพียง
ระยะยาว : เริ่มดำเนินการศึกษา วิจัยเพื่อวางรากฐานการบริหารจัดการพลังงานแบบยั่งยืน และสอดคล้องตามหลักปรัชญาเศรษฐกิจพอเพียง โดยจะดำเนินการในเรื่องต่างๆ ดังนี้
8. จัดหาพลังงาน
- กำหนดมาตรการที่ก่อให้เกิดการพัฒนาและจัดหาพลังงานของประเทศที่ทำให้ เกิดความมั่นคง มีใช้อย่างพอเพียงและทั่วถึง และลดการนำเข้าพลังงานจากต่างประเทศ
- สนับสนุนส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทน และศึกษาวิจัยพัฒนาพลังงานทางเลือกอื่นๆ
9. พัฒนาพลังงานแบบยั่งยืน
- ให้ความสำคัญในการนำเทคโนโลยีสมัยใหม่มาใช้ในการพัฒนาพลังงาน ควบคู่ไปกับลดผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อมจากการพัฒนาธุรกิจพลังงาน
- ปฏิบัติตามพันธกรณีด้านสิ่งแวดล้อมที่ให้สัตยาบันไว้กับมิตรประเทศ
- ให้ผู้ผลิต ผู้จำหน่าย และผู้ใช้เข้ามามีส่วนร่วมในการรับผิดชอบผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม
- ให้ประชาชนมีส่วนร่วมในการบริหารจัดการพลังงาน
10 ใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ
- สนับสนุนหน่วยงานอื่นในการพัฒนาโครงการที่ส่งผลในการลดใช้พลังงาน โดยเฉพาะน้ำมัน ได้แก่ การพัฒนาระบบขนส่งมวลชน ระบบ Logistics การพัฒนายานยนต์ประหยัดพลังงาน เป็นต้น
11. ส่งเสริมการแข่งขันในธุรกิจพลังงาน
- ส่งเสริมการแข่งขันในธุรกิจพลังงานเพื่อให้เกิดประสิทธิภาพและความเป็น ธรรม โดยมีระบบกำกับดูแลการประกอบกิจการที่มีประสิทธิภาพและสร้างความเป็นธรรมให้ แก่ผู้บริโภค
เรื่องที่ 2 การแก้ไขปัญหาหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และแนวทางในการบริหารกองทุนฯ ในอนาคต
สรุปสาระสำคัญ
1. จากการปรับตัวเพิ่มสูงขึ้นของราคาน้ำมันในช่วงปลายปี 2546 ถึงต้นปี 2547 รัฐบาลได้มีนโยบายตรึงราคาน้ำมันเชื้อเพลิง โดยเริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2547 ถึงวันที่ 13 กรกฎาคม 2548 ส่งผลให้ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีภาระหนี้สินจากการจ่ายเงินชดเชยสะสมทั้งสิ้น 92,054 ล้านบาท ต่อมาเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2549 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้พิจารณาปัญหาภาระหนี้สินจากการตรึงราคาน้ำมัน และหนี้สินจากเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยพบว่ากองทุนน้ำมันฯ จะมีเงินไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ในช่วงเดือนตุลาคม 2550 - มีนาคม 2551 จำนวนเงิน 11,468 ล้านบาท กบง. จึงเห็นชอบให้ปรับระดับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซล เพิ่มขึ้น 1.50 บาท/ลิตร โดยเพิ่มจาก 2.50 บาท/ลิตร เป็น 4.00 บาท/ลิตร และให้ประธานกรรมการฯ เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นผู้ปรับขึ้นหรือลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมัน เบนซิน แก๊สโซฮอล์ และดีเซล
2. ผลการดำเนินการแก้ไขปัญหาหนี้สินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ จำนวน 4 ครั้ง โดยอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 0.96 บาท/ลิตร และน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 0.55 บาท/ลิตร ส่งผลให้กองทุนฯ มีรายรับจากน้ำมันเพิ่มขึ้นจาก 2,600 ล้านบาท/เดือน เป็น 3,646 ล้านบาท/เดือน ซึ่งเมื่อหักเงินชดเชยก๊าซ LPG แล้วกองทุนฯ จะมีรายได้สุทธิ 3,162 ล้านบาท/เดือน ซึ่งทำให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ สิ้นตุลาคม 2549 มีเงินสดในบัญชี 5,533 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุนฯ 53,656 ล้านบาท และมีฐานะกองทุนฯ สุทธิติดลบ 48,123 ล้านบาท แยกเป็น 3 ประเภท คือ 1) หนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท แบ่งเป็น 2 งวดๆ ละ 8,800 ล้านบาท ซึ่งจะครบกำหนดในเดือนตุลาคม 2550 และตุลาคม 2551 ตามลำดับ 2) หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 22,759 ล้านบาท และ 3)หนี้ค้างชำระเงินชดเชย 13,297 ล้านบาท
3. จากอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ณ ระดับปัจจุบัน คาดว่าจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ สามารถสะสมเงินเพียงพอที่จะชำระหนี้สถาบันการเงินหมดภายในเดือนกรกฎาคม 2550 และชำระหนี้พันธบัตรได้ ภายในเดือนกุมภาพันธ์ 2551 อย่างไรก็ตามหนี้ในส่วนพันธบัตรงวดที่ 2 จำนวน 8,800 ล้านบาท ต้องไถ่ถอนตามกำหนดเวลาเดิม และเมื่อกองทุนฯ ได้ชำระหนี้สินจนหมดแล้ว จึงเห็นควรให้พิจารณาแนวทางในการ จัดการกองทุนน้ำมันฯ โดยพิจารณาจากทางเลือกใน 3 แนวทางคือ 1) ยกเลิกกองทุนน้ำมันฯ เพื่อไม่ให้ กองทุนฯ ถูกใช้เป็นเครื่องมือทางการเมือง 2) คงกองทุนฯ ไว้เพื่อใช้ในยามฉุกเฉิน โดยกำหนดวัตถุประสงค์ การใช้จ่ายเงินที่ชัดเจน หรือ 3) นำเงินกองทุนฯ ไปใช้ในการลดการใช้พลังงานในภาคขนส่ง
มติของที่ประชุม
เห็นควรมอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ ศึกษารายละเอียดแนวทางการจัดการกองทุนน้ำมันฯ เมื่อกองทุนฯ ชำระหนี้สินหมดแล้ว โดยให้คงกองทุนฯ ไว้เพื่อใช้ในยามฉุกเฉิน และ/หรือนำเงินกองทุนฯ ไปใช้ในการลดใช้พลังงานในภาคขนส่ง
เรื่องที่ 3 แนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 ได้เห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้าและแนวทางการจัดตั้งองค์กร กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าของกระทรวงพลังงาน โดยให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการไฟฟ้า โดยให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทำหน้าที่กำกับดูแลในช่วงเปลี่ยนผ่าน และให้กระทรวงพลังงานดำเนินการปรับปรุงกฎหมายที่มีอยู่ให้เหมาะสมต่อไป ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 22 เมษายน 2547 ได้มีมติเห็นชอบให้จัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า โดยในระยะแรกให้จัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน และในระยะยาวให้มีการยกร่าง พ.ร.บ. การประกอบกิจการไฟฟ้า เพื่อให้การกำกับดูแลมีความสมบูรณ์ครบถ้วนต่อไป
2. การดำเนินการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน เป็นดังนี้
2.1 คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2548 ได้มีมติเห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า (กกฟ.) จำนวน 7 ท่าน ตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 ตามข้อเสนอของกระทรวงพลังงาน โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2548 ทั้งนี้ ให้ สนพ. ทำหน้าที่เป็นฝ่ายเลขานุการของ กกฟ. ต่อมา กกฟ. ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการ (อกก.) เพื่อช่วยเหลือการปฏิบัติงาน จำนวน 6 คณะ ประกอบด้วย 1) อกก. กำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ 2) อกก. พิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า 3) อกก. การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า 4) อกก. คุ้มครองผู้บริโภค 5) อกก. กำกับดูแลการดำเนินงานของกิจการไฟฟ้าตามนโยบายของรัฐ และ 6) อกก. ดำเนินการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ต่อมา กกฟ. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ขอลาออกจากตำแหน่ง โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2549 เป็นต้นไป
2.2 การดำเนินการกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติที่ผ่านมาได้ดำเนินงานตามมติคณะ รัฐมนตรีเมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 เรื่องแนวทางการแปรรูปการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย (ปตท.) ซึ่งกำหนด การกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติเป็น 2 ระยะ โดยในระยะสั้น ให้ กพช. ทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ กำกับดูแลอัตราค่าผ่านท่อ คุณภาพการให้บริการ การลงทุนระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งส่งเสริมและขจัดอุปสรรคในการแข่งขัน และในระยะยาวเมื่อการจัดตั้งองค์กรกำกับดูแลตาม พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... แล้วเสร็จ การดำเนินการในการออกใบอนุญาตต่างๆ จะเป็นหน้าที่ขององค์กรกำกับดูแลอิสระ เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลการออกใบอนุญาต ในกิจการระบบท่อส่งก๊าซฯ ท่อจำหน่ายก๊าซฯ การจัดหาและจัดจำหน่ายก๊าซฯ รวมทั้งการกำกับดูแลอัตราค่าบริการผ่านท่อก๊าซฯ การลงทุน คุณภาพการบริการ และความปลอดภัย
3. ข้อเสนอแนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
3.1 การกำกับดูแลระยะยาว เพื่อดำเนินการตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 และให้การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติมีประสิทธิผลในระยะยาว ควรยกร่าง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงานโดยให้มีการกำกับดูแลที่ครอบคลุมถึงกิจการไฟฟ้าและ กิจการก๊าซธรรมชาติ และสามารถจัดตั้งองค์กรกำกับกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติอย่างถาวร มีอำนาจหน้าที่ตามกฎหมาย
3.2 การกำกับดูแลในช่วงเปลี่ยนผ่าน
3.2.1 การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า เนื่องจาก กกฟ. ซึ่งกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่านได้ลาออกทั้งคณะ และปัจจุบันยังไม่มีนโยบายที่จะแปรรูปการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ตลอดจนอำนาจหน้าที่ที่ปฏิบัติโดย กกฟ. เดิม สนพ. ได้ปฏิบัติอยู่แล้ว ดังนั้น การกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน ควรมีการดำเนินการยกเลิกระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับ ดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 และให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อกำกับกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่านภาย ใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน จำนวน 4 คณะ ประกอบด้วย คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า คณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้า จากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
3.2.2 การกำกับดูแลกิจการก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมในการแข่งขันทางธุรกิจ การควบคุมให้การใช้อำนาจทางกฎหมายเป็นไปโดยถูกต้อง และการรักษาประโยชน์ของรัฐควรปรับปรุงแก้ไขพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจ สิทธิและประโยชน์ของบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พ.ศ. 2544 โดยอาศัยอำนาจตามความในมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 กำหนดให้มีคณะกรรมการกำกับกิจการก๊าซธรรมชาติ เพื่อรับโอนอำนาจของรัฐ ซึ่ง บมจ. ปตท. ได้รับโอนไปเพื่อประกอบธุรกิจปิโตรเลียมตามพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจ สิทธิและประโยชน์ของ บมจ. ปตท. พ.ศ. 2544 ได้แก่ อำนาจการประกาศเขต อำนาจการรอนสิทธิเหนือพื้นดินของเอกชน และอำนาจในการเวนคืนที่ดิน ตามมาตรา 29-30 มาตรา 32-36 และมาตรา 38 ของพระราชบัญญัติการปิโตรเลียมแห่งประเทศไทย พ.ศ. 2521 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ทั้งนี้ หากมีการตรากฎหมายการกำกับกิจการพลังงานแล้ว อำนาจหน้าที่ตามพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจ สิทธิ และประโยชน์ของ บมจ. ปตท. พ.ศ. 2544 จะสิ้นสุดลงตามความในมาตรา 26 แห่งพระราชบัญญัติทุน รัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542
ในการดำเนินการปรับปรุงแก้ไขเพิ่มเติมพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจ สิทธิและประโยชน์ขอบ บมจ. ปตท. พ.ศ. 2544 เป็นอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการนโยบายทุนรัฐวิสาหกิจ (กนท.) ตามความในมาตรา 13 (4) และมาตรา 26 วรรค 2 แห่งพระราชบัญญัติทุนรัฐวิสาหกิจ พ.ศ. 2542 ดังนั้น จึงควรมอบหมายให้กระทรวงการคลังนำเสนอเรื่องดังกล่าวต่อ กนท. เพื่อพิจารณาดำเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นควรให้มีการยกร่าง พ.ร.บ. การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... โดยให้มีการกำกับดูแลที่ครอบคลุมถึงกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานมีประสิทธิผลสูงสุดในระยะยาวต่อไป
2.เห็นควรให้ยกเลิกระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแล กิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 และให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแล กิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน รายละเอียดตามข้อ 3.2.1
3.เห็นชอบในหลักการให้ปรับปรุงแก้ไขพระราชกฤษฎีกากำหนดอำนาจ สิทธิและประโยชน์ของ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) พ.ศ. 2544 รายละเอียดตามข้อ 3.2.2 และมอบหมายให้กระทรวงการคลังรับไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 4 แนวทางการส่งเสริมน้ำมันแก๊สโซฮอล์และการเลื่อนการยกเลิกเบนซิน 95
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 เห็นชอบยุทธศาสตร์การส่งเสริมน้ำมันแก๊สโซฮอล์โดยกำหนดให้มีการใช้เอทานอ ลวันละ 1 ล้านลิตร ในปี 2549 เพื่อทดแทนสาร MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 และเห็นชอบให้ตั้งคณะทำงานร่วมระหว่างกระทรวงพลังงาน กระทรวงอุตสาหกรรม และกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ เพื่อกำหนดมาตรการส่งเสริมการจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอล และสนับสนุนแผนการจัดการด้านวัตถุดิบ ตลอดจนรูปแบบการนำไปสู่การปฏิบัติที่ชัดเจน
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 12 เมษายน 2548 ได้เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ เพื่อดำเนินการกำหนดนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาเชื้อเพลิงชีวภาพของ ประเทศ ต่อมาเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบยุทธศาสตร์การแก้ไขปัญหาด้านพลังงานของประเทศ และได้กำหนดเป้าหมายให้มีการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ทั่วประเทศ และยกเลิกน้ำมันเบนซิน 95 ในวันที่ 1 มกราคม 2550
3. การดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา กระทรวงพลังงานได้กำหนดมาตรการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยเพิ่มส่วนต่างของราคาน้ำมันเบนซิน 95 ให้สูงกว่าแก๊สโซฮอล์ 1.50 บาท/ลิตร จนถึงปัจจุบัน (เดือนตุลาคม 2549) มีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล์จำนวน 3,444 สถานี มีปริมาณความต้องการเอทานอลสำหรับผลิตเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 350,000 ลิตร/วัน หรือร้อยละ 44 ของการใช้น้ำมันเบนซิน 95 ทั้งหมด อย่างไรก็ตาม ปริมาณการผลิตเอทานอลในปัจจุบันยังไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ของประเทศ โดย ณ วันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 มีผู้ผลิตเอทานอลเพียง 5 ราย ปริมาณการผลิตเฉลี่ย 480,000 ลิตร/วัน ขณะที่ความต้องการใช้เพื่อทดแทน น้ำมันเบนซิน 95 ทั้งหมดจะมีประมาณ 800,000 ลิตร/วัน ประกอบกับการที่ราคาน้ำมันมีแนวโน้มลดลง ส่งผลให้ส่วนต่างระหว่างราคาน้ำมันเบนซินกับเอทานอลเพิ่มมากขึ้น กล่าวคือ ราคาน้ำมันเบนซิน ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 15 บาท/ลิตร โดยที่ราคาเอทานอลอยู่ที่ระดับ 25.30 บาท/ลิตร ทำให้ต้นทุนน้ำมันแก๊สโซฮอล์สูงขึ้นตาม นอกจากนี้ การยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 อาจก่อให้เกิดผลกระทบกับรถยนต์รุ่นเก่าที่เป็นระบบ คาร์บิวเรเตอร์ที่ยังมีการใช้งานอยู่ประมาณ 500,000 คัน และการเปลี่ยนการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 มาเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล์ จะต้องมีการติดตาม ตรวจสอบ เพื่อป้องกันและแก้ไขปัญหาที่อาจเกิดจากถังเก็บน้ำมันของสถานีบริการมีสิ่ง สกปรก โดยเฉพาะสถานีบริการน้ำมันอิสระที่มีอยู่จำนวนมากและยังไม่ได้เริ่มจำหน่าย น้ำมันแก๊สโซฮอล์ ซึ่งจะต้องใช้เวลาอีกระยะหนึ่งในการดำเนินการเพื่อตรวจสอบให้สถานีบริการดัง กล่าวมีความพร้อม
4. กระทรวงพลังงานได้เชิญผู้ที่เกี่ยวข้องประชุมหารือเมื่อวันที่ 18 และ 26 ตุลาคม 2549 เพื่อประเมินความต้องการใช้และการผลิตเอทานอล ตลอดจนความเป็นไปได้ในการยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ในวันที่ 1 มกราคม 2550 โดยผลการประชุมสรุปได้ว่ายังมีความไม่แน่นอนในประเด็นการผลิต เอทานอลให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ จึงเห็นควรให้กระทรวงพลังงานเลื่อนกำหนดการยกเลิกไปก่อน จนกว่าจะแน่ใจได้ว่ามีการผลิตเอทานอลได้เพียงพอ และควรเร่งรัดการผลิตเอทานอลจากโรงงานให้ได้โดยเร็ว สำหรับด้านราคาเอทานอลที่สูงกว่าเบนซิน 95 ควรจะมีการศึกษาต้นทุนการผลิตที่แท้จริง เพื่อเป็นเกณฑ์ประกอบการเจรจาซื้อขาย ระหว่างผู้ค้าน้ำมันกับโรงงานผลิตเอทานอลต่อไป
5. ข้อเสนอเพื่อพิจารณาแก้ไขปัญหาต่างๆ ดังกล่าวมีดังนี้
5.1 ควรให้มีการเลื่อนกำหนดการยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ออกไป โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาความเหมาะสมของช่วงเวลาในการยกเลิก การจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 โดยคำนึงถึงประเด็นความเพียงพอของปริมาณเอทานอล การกำหนดราคาเอทานอล และแนวทางการลดผลกระทบต่อรถยนต์ที่ไม่สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ได้
5.2 เพื่อให้การบริหารจัดการมีความเป็นเอกภาพ คล่องตัว และมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น ควรเปลี่ยนแปลงองค์กรที่ทำหน้าที่บริหารจัดการด้านการส่งเสริมเอทานอล โดยยกเลิกคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ และให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเอทานอล และไบโอดีเซล ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้เลื่อนกำหนดการยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ออกไป โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาความเหมาะสมของช่วงเวลาในการยกเลิก การจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 โดยคำนึงถึงประเด็นความเพียงพอและปริมาณเอทานอล การกำหนดราคาเอทานอล และแนวทางผลกระทบต่อรถยนต์ที่ไม่สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ได้
2.เห็นควรให้ยกเลิกคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ และให้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการเอทานอล และคณะอนุกรรมการไบโอดีเซลขึ้นภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้กระบวนการบริหารและจัดการเชื้อเพลิงชีวภาพมีความเป็นเอกภาพ คล่องตัว และมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น
เรื่องที่ 5 การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการนโยบายแห่งชาติว่าด้วยการพัฒนา กฎหมาย เพื่อศึกษา และเสนอแนะการยกเลิกและปรับปรุงกฎหมายทั้งระบบ ให้สอดคล้องกับการปรับโครงสร้างทางเศรษฐกิจและการพัฒนาประเทศ และให้กระทรวง กรม รัฐวิสาหกิจและหน่วยงานของรัฐทุกแห่งจัดทำแผนพัฒนากฎหมายเป็นรายปี กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติจึงได้แต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนากฎหมายของกรมฯ ขึ้น ซึ่ง คณะกรรมการฯ ได้ตรวจสอบ ศึกษา วิเคราะห์พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 และฉบับแก้ไขเพิ่มเติมทุกฉบับ รวมทั้ง การรับฟังความคิดเห็นจากผู้เกี่ยวข้อง และนำมาประกอบการพิจารณายกร่างแก้ไขปรับปรุงกฎหมาย ตามหลักการที่กำหนด คือ ปรับปรุงข้อกำหนดการจัดเก็บรายได้รัฐ ปรับอัตราและระยะเวลาการลดหย่อนค่า ภาคหลวงปิโตรเลียมในพื้นที่ที่มีลักษณะพิเศษ ปรับปรุงขั้นตอนการอนุมัติ อนุญาตเกี่ยวกับการสำรวจและ ผลิตปิโตรเลียมให้รวดเร็วยิ่งขึ้น
2. พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ได้ประกาศใช้เมื่อวันที่ 23 เมษายน 2514 ประกอบด้วย 25 มาตรา และได้มีการแก้ไขปรับปรุงมาแล้วรวม 4 ครั้ง เมื่อปี พ.ศ. 2516 , 2522 , 2532 และ 2534 ตามลำดับ และการแก้ไขครั้งที่ 5 มีวัตถุประสงค์เพื่อปรับปรุงแก้ไขให้มีมาตรการที่เหมาะสมสอดคล้องกับ สถานการณ์ปัจจุบัน อันจะส่งผลให้มีนักลงทุนต่างประเทศเข้ามาร่วมลงทุนมากขึ้น เพื่อเพิ่มโอกาสในการแข่งขันของประเทศต่อไป ซึ่งสาระสำคัญในการปรับปรุงสรุปได้ดังนี้
2.1 ปรับปรุงอำนาจหน้าที่ของรัฐมนตรี องค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการปิโตรเลียม คุณสมบัติของกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ และอำนาจหน้าที่ของอธิบดี ตลอดจน ขั้นตอนการพิจารณาอนุมัติและอนุญาตเกี่ยวกับการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมให้ เหมาะสมยิ่งขึ้น ได้แก่ การปรับปรุงอำนาจของ รัฐมนตรี ให้พิจารณาเฉพาะเรื่องนโยบายสำคัญและเกี่ยวข้องกับผลประโยชน์โดยตรงของ ประเทศเท่านั้น รวมทั้ง แก้ไขปรับปรุงเรื่องการอนุมัติหรืออนุญาตที่เป็นเรื่องที่มีความสำคัญรองลง มาและการปรับปรุง องค์ประกอบคณะกรรมการฯ โดยเปลี่ยนผู้แทนกระทรวงอุตสาหกรรมเป็นผู้อำนวยการ สนพ. และเพิ่มเลขาธิการสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมเป็น กรรมการ โดยที่ลดจำนวนกรรมการที่แต่งตั้งโดยคณะรัฐมนตรีเหลือ 5 คน และเพิ่มบทบัญญัติเกี่ยวกับคุณสมบัติวาระการดำรงตำแหน่งของกรรมการผู้ทรง คุณวุฒิ
2.2 แก้ไขเพิ่มเติมบทบัญญัติ เพื่อเพิ่มแรงจูงใจในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ได้แก่
- ปรับปรุงกรณีที่ผู้รับสัมปทานสามารถขอขยายอายุสัมปทาน เมื่อการประกอบกิจการปิโตรเลียมส่วนใหญ่ ต้องหยุดชะงักลง ให้ครอบคลุมถึงกรณีที่มิใช่ความผิดของผู้รับสัมปทาน
- ยกเลิกการจำกัดจำนวนแปลงและพื้นที่รวมของแปลงสำรวจ
- กำหนดให้ผู้รับสัมปทานหลายรายที่มีพื้นที่ผลิตคาบเกี่ยวกัน ในแหล่งสะสมปิโตรเลียมแหล่งเดียวกัน หรือต่างแหล่งกัน และการผลิตปิโตรเลียมของผู้รับสัมปทานรายหนึ่งรายใด ไม่คุ้มค่าในเชิงพาณิชย์สามารถร่วมกันผลิตได้
- กำหนดให้อธิบดีสั่งให้บุคคลอื่นเข้าดำเนินการบำบัดปัดป้องความโสโครก จากการประกอบกิจการปิโตรเลียมโดยผู้รับสัมปทานได้ โดยให้ผู้รับสัมปทานเป็นผู้รับผิดชอบค่าใช้จ่ายทั้งหมด
- กำหนดให้ผู้รับสัมปทานต้องเสนอแผนงาน งบประมาณประจำปี และงบการเงินประจำปีต่อกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ
- ปรับเพดานอัตราและระยะเวลาการลดหย่อนค่าภาคหลวงเพิ่มขึ้น สำหรับแหล่งที่มีสภาพธรณีวิทยาไม่เอื้ออำนวย หรือแหล่งที่มีอัตราการผลิตลดต่ำลง หรือแหล่งที่มีค่าใช้จ่ายในการดำเนินการสูงกว่าปกติ
- เพิ่มข้อกำหนดให้รัฐมนตรีสามารถเปลี่ยนแปลงค่าคงที่ทางธรณีวิทยาได้ในกรณีที่เห็นสมควร
2.3 เพิ่มบทบัญญัติให้อำนาจรัฐในการกำหนดหลักเกณฑ์เกี่ยวกับการรื้อถอนสิ่งปลูก สร้าง วัสดุ อุปกรณ์ และสิ่งอำนวยความสะดวกออกจากพื้นที่ผลิต เมื่อผู้รับสัมปทานสิ้นสุดสิทธิการดำเนินการในพื้นที่ หรือหมดอายุการใช้งาน เพื่อป้องกันปัญหาสิ่งแวดล้อมที่อาจเกิดขึ้นในอนาคต และส่งเสริมการปฏิบัติตามหลักการประกอบกิจการปิโตรเลียมที่ดี
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ตาม ข้อ 2.1 - 2.2
เรื่องที่ 6 การขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาล สปป. ลาว ได้ลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว เพื่อจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2543 ต่อมา ได้มีการปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยเพิ่มเติม เป็น 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 โดยรัฐบาลทั้งสองประเทศได้มีการลงนามใน MOU เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539
2. ในการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าใน สปป. ลาว โดยฝ่ายไทยและ สปป. ลาว จะเจรจาเป็นรายโครงการ ตามที่รัฐบาล สปป. ลาว จะเสนอโครงการให้ไทยพิจารณาทั้งนี้ฝ่ายไทยมีคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านทำหน้าที่กำกับดูแล
3. การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ภายใต้ MOU ดังกล่าว ปัจจุบันมี 2 โครงการที่จ่ายไฟฟ้า เชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน ขนาดกำลังผลิต 187 เมกะวัตต์ และโครงการห้วยเฮาะ ขนาดกำลังผลิต 126 เมกะวัตต์ และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 ขนาดกำลังผลิต 920 เมกะวัตต์ และโครงการน้ำงึม 2 ขนาดกำลังผลิต 615 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการน้ำเทิน 1 ได้ผ่านความเห็นชอบการรับซื้อไฟฟ้า จากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศ เพื่อนบ้านแล้ว ปัจจุบันอยู่ระหว่างการจัดทำบันทึกความเข้าใจเรื่องอัตราค่าไฟฟ้า (Tariff MOU) และโครงการน้ำงึม 3 ในเบื้องต้นได้มีการเจรจาราคาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว
4. เนื่องจากปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จำนวน 3,000 เมกะวัตต์ ตาม MOU ซึ่งลงนามเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 จะสิ้นสุดภายในปี 2549 ในขณะที่ความต้องการใช้ไฟฟ้าของประเทศได้สูงขึ้น ในช่วง 5 ปี ตั้งแต่ปี 2550-2554 จะเพิ่มขึ้นปีละประมาณ 1,400 เมกะวัตต์ และปี 2555-2559 จะเพิ่มขึ้น ปีละประมาณ 1,700 เมกะวัตต์ ประกอบกับปัจจุบัน สปป. ลาว ได้เสนอโครงการที่มีศักยภาพใน สปป. ลาว จำนวน 7 โครงการ รวมโครงการที่มีศักยภาพ และที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จะทำให้ปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าอาจเพิ่มสูงขึ้นเป็น 5,781 เมกะวัตต์ ซึ่งการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จะช่วยให้ สปป. ลาว มีรายได้มากขึ้น สามารถนำเงินไปใช้พัฒนาเศรษฐกิจของประเทศให้ดีขึ้น และช่วยส่งเสริมความสัมพันธ์อันดีระหว่างไทยกับ สปป. ลาว โดยทั้งนี้ฝ่ายไทยและ สปป. ลาว ได้มีการเจรจาบันทึกความเข้าใจขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาวแล้ว
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการให้มีการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558
2.เห็นชอบในหลักการร่าง MOU รายละเอียดปรากฏตามเอกสารแนบ 3.6.4 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงการต่างประเทศปรับปรุงแก้ไขร่าง MOU และหากไม่มีประเด็นการแก้ไขที่เป็นสาระสำคัญ ให้กระทรวงพลังงานดำเนินการให้มีการลงนามใน MOU ดังกล่าวต่อไป โดยไม่ต้องนำกลับมาขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการฯ อีก
3.มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้ลงนามใน MOU
เรื่องที่ 7 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตั้งแต่กันยายน - ตุลาคม 2549)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยตั้งแต่ กันยายน - ตุลาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 58.25 และ 60.99 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนสิงหาคม 10.52 และ 12.74 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากการเทขายทำกำไรของนักลงทุนในตลาดซื้อขายล่วงหน้า และผู้ค้าคลายความกังวล เกี่ยวกับสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างอิหร่านและสหประชาชาติ ประกอบกับปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐฯปรับตัวเพิ่มขึ้น
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยในตลาดจรสิงคโปร์ ระหว่างเดือนกันยายน - ตุลาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 64.04, 63.39 และ 73.70 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยปรับตัวลดลงจากเดือนสิงหาคม 17.18 , 16.97 และ 12.59 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ รวมทั้งจีน ไต้หวัน และอินเดีย ได้ออกประมูลขายน้ำมันเบนซินส่งมอบในเดือนตุลาคม 2549 ประกอบกับความต้องการใช้ในภูมิภาคลดลงและสิ้นสุดฤดูกาลท่องเที่ยวในสหรัฐ อเมริกา
3. เนื่องจากผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลงจากเดือนสิงหาคม 3.96 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลลดลง 3.30 บาท/ลิตร ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 25.69 , 24.89 และ 24.24 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 27 ตุลาคม 2549 มีเงินสดสุทธิ 7,167 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 55,709 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 24,702 ล้านบาท หนี้เงิน ชดเชยตรึงราคาค้างชำระ 1,627 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 11,510 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 159 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 111 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 48,542 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 การปรับค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) และแนวโน้มค่า Ft ในระยะต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ค่าไฟฟ้าที่การไฟฟ้าเรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้า ประกอบด้วย 3 ส่วน คือ (1) ค่าไฟฟ้าฐาน กำหนดขึ้นภายใต้สมมติฐานความต้องการใช้ไฟฟ้า ราคาเชื้อเพลิง อัตราแลกเปลี่ยน และอัตราเงินเฟ้อในระดับหนึ่ง ซึ่งจะมีการปรับทุก 3-5 ปี โดยค่าไฟฟ้าฐานเฉลี่ยปัจจุบันเท่ากับ 2.25 บาท/หน่วย (2) ค่าไฟฟ้าตามสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) คำนวณจากค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปจากค่า ไฟฟ้าฐาน และ (3) ภาษีมูลค่าเพิ่ม คิดในอัตราร้อยละ 7 ของมูลค่าไฟฟ้ารวม โดยการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้มีการเก็บค่า Ft ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2535 เป็นต้นมา และสูตร Ft มีการปรับปรุงแก้ไขเพื่อให้มีความเหมาะสมหลายครั้ง ซึ่ง สูตร Ft ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นมา จะเปลี่ยนแปลงตามค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง และค่าซื้อไฟฟ้า
2. การเปลี่ยนแปลงค่า Ft ที่เพิ่มสูงขึ้นในช่วงที่ผ่านมา เป็นผลมาจาก (1) สถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงที่เพิ่มสูงขึ้น โดยเฉพาะราคาก๊าซธรรมชาติที่เป็นเชื้อเพลิงหลักในการผลิตไฟฟ้า และ (2) ข้อจำกัดท่อก๊าซธรรมชาติและปริมาณก๊าซธรรมชาติทำให้ต้องมีการผลิตไฟฟ้าจาก น้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลที่มีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าสูงเพิ่มขึ้น ทั้งนี้ ค่า Ft ที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าในปัจจุบัน (เดือนตุลาคม 2549 - มกราคม 2550) เท่ากับ 78.42 สตางค์/หน่วย ลดลงจากช่วงก่อนหน้า จำนวน 7.02 สตางค์/หน่วย เป็นผลมาจากความต้องการใช้ไฟฟ้าที่ลดลง และการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโรงไฟฟ้าถ่านหินเอกชนบีแอลซีพี ในเดือนตุลาคม 2549 ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่เรียกเก็บจากประชาชนลดลงจาก 3.10 บาท/หน่วย เป็น 3.04 บาท/หน่วย หรือลดลงประมาณร้อยละ 2.06
3. การประมาณการค่า Ft สำหรับการเรียกเก็บในเดือนกุมภาพันธ์ - พฤษภาคม 2550 ในเบื้องต้นคาดว่าจะอยู่ในระดับ 87.14 สตางค์/หน่วย เพิ่มขึ้นจากปัจจุบันเท่ากับ 8.72 สตางค์/หน่วย อย่างไรก็ตาม ได้มีการดำเนินการเพื่อลดผลกระทบของค่า Ft ดังนี้
3.1 ประสานงานกับกรมชลประทาน เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำจำนวน 422 ล้านหน่วย
3.2 เลื่อนกำหนดการจ่ายไฟฟ้าก่อนการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Pre COD) ของโรงไฟฟ้าถ่านหินเอกชนบีแอลซีพี ให้เร็วขึ้น 15 วัน เป็นวันที่ 1 ธันวาคม 2549 เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากถ่านหินนำเข้าจำนวน 324 ล้านหน่วย
3.3 ให้บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) เร่งรัดการนำก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 (Early Gas) เข้าใช้งานเร็วขึ้น 1 เดือน เป็นเดือนพฤษภาคม 2550 เพิ่มการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติจำนวน 526 ล้านหน่วย
อย่างไรก็ตาม เนื่องจากก๊าซธรรมชาติแหล่งภูฮ่อมเลื่อนกำหนดแล้วเสร็จล่าช้ากว่าเดิม 15 วัน เป็นวันที่ 16 พฤศจิกายน 2549 และปัจจัยอื่นๆ ทำให้การผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาในช่วงเดือนตุลาคม 2549 - พฤษภาคม 2550 ลดลงได้เพียง 721 ล้านหน่วย หรือคิดเป็นต้นทุนค่าไฟฟ้าประมาณ 2,224 ล้านบาท ทั้งนี้ จากสถานการณ์ปริมาณน้ำในเขื่อนอยู่ระดับสูงมากในปัจจุบัน และการบริหารต้นทุนการผลิตไฟฟ้าอย่างมี ประสิทธิภาพ จะทำให้ค่า Ft ในรอบเดือนกุมภาพันธ์ - พฤษภาคม 2550 ไม่ปรับเพิ่มขึ้นจากปัจจุบัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
1.1 กฟน. และ กฟภ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2545 และวันที่ 15 กรกฎาคม 2545 ตามลำดับ สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ณ เดือนกันยายน 2549 มี VSPP เสนอขายไฟฟ้าเข้าระบบรวม 96 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 16.86 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 20 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้ารวม 11.02 เมกะวัตต์
1.2 กพช. มีมติเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration และร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาน กับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ตลอดจนได้มอบหมายให้ สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินการในรายละเอียดทางด้านเทคนิค และเอกสารประกอบการออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เพื่อขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทั้งนี้ เมื่อดำเนินการแล้วเสร็จให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย เร่งดำเนินการออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ต่อไป
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
2.1 คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 เห็นชอบการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำร่วมกัน (Cogeneration) ต่อมาการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 จำนวน 300 เมกะวัตต์ และ คณะรัฐมนตรีมีมติเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 เห็นชอบให้ขยายปริมาณการรับซื้อเป็น 3,200 เมกะวัตต์ ในช่วงปี พ.ศ. 2539-2543 และให้มีการรับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงต่อไป โดยไม่กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า
2.2 รัฐบาลได้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง เนื่องจาก ภาวะเศรษฐกิจที่ตกต่ำตั้งแต่ปี 2540 เป็นต้นมา ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 11 สิงหาคม 2540 เห็นชอบให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก เศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และ โครงการ SPP ประเภท Non-Firm ต่อไป โดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ตั้งแต่ปี 2535 เป็นต้นมา มีผู้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าทั้งสิ้น 168 ราย ณ เดือนสิงหาคม 2549 มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้วจำนวน 112 ราย โดย กฟผ. ได้ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วจำนวน 95 ราย มี SPP 78 ราย ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วมีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวมทั้งสิ้น 2,333.10 เมกะวัตต์
2.3 กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 มอบหมายให้ สนพ. ศึกษาในรายละเอียด ความเหมาะสมในการเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยพิจารณาโครงสร้างราคา รับซื้อไฟฟ้า ประสิทธิภาพและความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน
3. ความคืบหน้าการดำเนินงาน
3.1 สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ได้ดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 เรื่อง การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP แล้ว โดยยังคงเหลือประเด็นด้านค่าใช้จ่ายในการติดตั้งอุปกรณ์ป้องกัน และค่าบริการทางวิศวกรรม ซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณา คาดว่าจะสามารถ นำเสนอ กบง. พิจารณาอนุมัติ และออกประกาศขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2549
3.2 กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพด้วยระบบ Cogeneration ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2549 และได้ข้อสรุปแนวทางเพิ่มเติมจากมติ กพช. ดังนี้
3.2.1 เห็นควรเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP ในปัจจุบัน แต่ปรับโครงสร้างราคาให้แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ (TOU) เพื่อส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ จะมีการพิจารณาปรับปรุงการกำหนดเงื่อนไข ประสิทธิภาพของการผลิตไฟฟ้าในระบบ Cogeneration ให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน โดยจะจัดสัมมนารับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง เพื่อนำความเห็นมาปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ต่อไป
3.2.2 การส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เห็นควรกำหนดส่วนเพิ่มราคา รับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า แยกตามประเภท เชื้อเพลิง โดยมี แนวทางในการให้การสนับสนุนให้ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่ เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขาย ไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP ได้รับส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ และผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ จะเปิดให้มีการประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า
3.3.3 การกำหนดสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร้อยละ 5 ของกำลัง การผลิตใหม่ของ กฟผ. (RPS) ในปริมาณ 140 เมกะวัตต์ ซึ่ง กฟผ. จะผลิตจากพลังน้ำขนาดเล็ก 80 เมกะวัตต์ โดย กฟผ. จะดำเนินการเอง และจากพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ อีก 60 เมกะวัตต์ ซึ่งจะเปิดประมูลแข่งขัน ให้ กฟผ. เร่งดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว นอกจากนี้ ให้ กฟผ. พิจารณาปรับลดกำลังการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ และพลังงานลม เนื่องจากมีต้นทุนสูง และเสนอแผนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เสนอ กพช. อนุมัติต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 การพัฒนาและปรับปรุงกฎหมายต่างๆ ของกระทรวงพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงาน มีกฎหมายสำคัญที่เป็นพระราชบัญญัติ จำนวน 6 ฉบับ และประกาศคณะปฏิวัติอีก 1 ฉบับ ได้แก่
1.1 พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 มีคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทำหน้าที่เสนอแนะนโยบายและแผนการบริหาร และพัฒนาพลังงานต่อคณะรัฐมนตรี เพื่อให้การบริหารและพัฒนาพลังงานมีเอกภาพ มีประสิทธิภาพและเป็นไปอย่างต่อเนื่อง
1.2 พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 เป็นการกำหนดมาตรการ ในการกำกับ ดูแล ส่งเสริม และช่วยเหลือเกี่ยวกับการใช้พลังงาน รวมทั้งการจัดตั้งกองทุนเพื่อพัฒนาและอนุรักษ์พลังงานเพื่อให้การอุดหนุน ช่วยเหลือในการอนุรักษ์พลังงาน
1.3 พระราชบัญญัติการพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน พ.ศ. 2535 เป็นการกำหนดอำนาจหน้าที่ของกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน วิธีการดำเนินงาน และขอบเขตการรอนสิทธิเพื่อดำเนินการตามอำนาจหน้าที่ รวมทั้งบทกำหนดโทษการไม่ปฏิบัติตามกฎหมาย
1.4 พระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 ใช้ในการส่งเสริมการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม ภายใต้มาตรการควบคุมที่เหมาะสม เพื่ออำนวยประโยชน์ให้แก่รัฐ ผู้ประกอบกิจการปิโตรเลียมและประชาชน
1.5 พระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ใช้กำกับดูแลการค้าและการสำรองน้ำมันเพื่อความมั่นคงด้านพลังงาน รวมทั้งการกำกับดูแลเรื่องคุณภาพน้ำมัน
1.6 พระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 เพื่อใช้กำหนดหลักเกณฑ์การควบคุมการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง โดยกำหนดมาตรการในการเก็บรักษา การขนส่ง การใช้ การจำหน่าย การแบ่งบรรจุน้ำมันเชื้อเพลิงของคลังน้ำมันเชื้อเพลิง และระบบขนส่งน้ำมันเชื้อเพลิงทางท่อ
1.7 ประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 28 ลงวันที่ 29 ธันวาคม พ.ศ. 2514 ว่าด้วยการบรรจุก๊าซปิโตรเลียมเหลว และออกหลักเกณฑ์ในการกำกับดูแลให้สถานประกอบการเกี่ยวกับก๊าซปิโตรเลียมเหลว ก่อให้เกิดความปลอดภัย
2. ในการดำเนินการตามกฎหมายได้เกิดปัญหาและอุปสรรคต่างๆ ได้แก่ องค์ประกอบของคณะกรรมการตามกฎหมายที่ควรปรับปรุง และขอบเขตของกิจกรรมพลังงานให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบันและอนาคต โดยมีผลเนื่องจากการปฏิรูประบบราชการปี 2545 และการเปลี่ยนแปลงโครงสร้างของหน่วยงานภาครัฐ นอกจากนี้ ความซ้ำซ้อนของกฎหมายและการบังคับใช้ การใช้อำนาจตามกฎหมายของเจ้าหน้าที่ตามกฎหมายในบางหน่วยงานที่ควรปรับ เปลี่ยน ตลอดจนการปฏิบัติตามกฎหมายที่ควรปรับลดขั้นตอนและระยะเวลาให้ง่าย รวดเร็ว และทันต่อการเปลี่ยนแปลง
3. กระทรวงพลังงานอยู่ระหว่างการปรับปรุงและพัฒนากฎหมายต่างๆ โดยเฉพาะอย่างยิ่งพระราชบัญญัติทั้ง 6 ฉบับ และประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 28 ให้มีความเหมาะสมและสอดคล้องกับสภาพแวดล้อมที่เปลี่ยนแปลงไป ซึ่งเมื่อพระราชบัญญัติหรือกฎหมายฉบับใดมีการปรับปรุงเปลี่ยนแปลงแก้ไขแล้ว เสร็จสมบูรณ์ กระทรวงพลังงานได้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติทราบ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
คณะอนุกรรมการประเมินผลโครงการภายใต้กองทุนฯ (คำสั่ง5)
คำสั่งคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
ที่ /2558
เรื่อง เพิ่มองค์ประกอบคณะอนุกรรมการประเมินผลโครงการภายใต้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
กพช. ครั้งที่ 121 - วันพุธที่ 12 มีนาคม 2551
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2551 (ครั้งที่ 121)
วันพุธที่ 12 มีนาคม พ.ศ. 2551 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535
2.นโยบายการพัฒนาพลังงานของประเทศตามนโยบายรัฐบาล
4.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มกราคม - 7 มีนาคม 2551)
5.แนวทางการแก้ไขผลกระทบราคาน้ำมันแพง
6.แนวทางการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับรถยนต์ (Natural Gas for Vehicle หรือ NGV)
7.แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
8.แนวทางการส่งเสริมและพัฒนาการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ
9.การปรับสถานภาพของสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
นายสหัส บัณฑิตกุล รองนายกรัฐมนตรี เป็นประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ
ประธานฯ ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่าการประชุมในครั้งนี้เป็นการประชุม กพช. ครั้งแรกของ รัฐบาลชุดปัจจุบัน ซึ่งมีวาระสำคัญที่จำเป็นต้องพิจารณาในหลายเรื่อง โดยเฉพาะเรื่องการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันแพง เพื่อให้มีผลกระทบต่อประชาชนให้น้อยที่สุด โดยการนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานมาใช้เพื่อพยุงราคาน้ำมันดีเซลภาย ในประเทศไม่ให้ปรับตัวสูงขึ้นมาก ตามการเพิ่มขึ้นของราคาน้ำมันในตลาดโลก ซึ่งจะทำให้สามารถบรรเทาผลกระทบที่เกิดขึ้นกับภาคการขนส่งและอุตสาหกรรม ต่างๆ ได้ส่วนหนึ่ง ทั้งนี้ โดยจะพิจารณาช่วยเหลือภายใต้ขอบข่ายอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ
เรื่องที่ 1 การแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 4 กุมภาพันธ์ 2535 ซึ่งสาระสำคัญคือ กำหนดให้มีคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทำหน้าที่พิจารณาเสนอแนะนโยบายและแผนการบริหารและพัฒนาพลังงานของ ประเทศต่อคณะรัฐมนตรี รวมทั้งกำกับดูแลประสานงาน และประเมินผลการปฏิบัติงานด้านพลังงานของหน่วยงานต่างๆ โดยมีสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) หรือสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในปัจจุบัน ทำหน้าที่ฝ่ายเลขานุการของ กพช. ต่อมาในปี 2545 มีการปฏิรูประบบราชการ ทำให้มีการจัดตั้งกระทรวงพลังงานขึ้น ส่งผลให้องค์ประกอบของ กพช. ไม่สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน กระทรวงพลังงานจึงขอเสนอแก้ไขเพิ่มเติม พ.ร.บ. กพช. พ.ศ. 2535 เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบัน
2. เมื่อวันที่ 16 ตุลาคม 2550 พ.ร.บ. กพช. (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 ได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษา มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 17 ตุลาคม 2550 เป็นต้นไป โดยสาระสำคัญในการแก้ไข พ.ร.บ. ฉบับนี้ ประกอบด้วย 1) แก้ไขเพิ่มเติมองค์ประกอบ กพช. ในมาตรา 5 โดยเปลี่ยนแปลงกรรมการจากปลัดกระทรวงอุตสาหกรรม เป็นรัฐมนตรีว่าการกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม และอธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน เป็นปลัดกระทรวงพลังงาน รวมทั้งเพิ่มเติมรัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีเป็นกรรมการ กพช. และ 2) แก้ไขปรับปรุงข้อความในมาตรา 13 โดย (1) มาตรา 13 วรรคแรก ตัดคำว่า "ขึ้นตรงต่อนายกรัฐมนตรี" ออก และเพิ่มข้อความท้ายวรรคแรก "โดยมีรองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นผู้ช่วยสั่งและปฏิบัติ ราชการ" และ (2) ตัดข้อความในมาตรา 13 วรรคสอง และวรรคสามออก
3. พ.ร.บ. กพช. (ฉบับที่ 3) พ.ศ. 2551 ได้ประกาศลงราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2551 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 2 มีนาคม 2551 เป็นต้นไป โดยมีสาระสำคัญในการแก้ไขเกี่ยวกับการกำหนดลักษณะต้องห้ามของผู้ที่มาดำรง ตำแหน่งกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ดังนี้ 1) ไม่เป็นผู้ถือหุ้นหรือรู้เห็นเป็นใจหรือยินยอมให้คู่สมรสของตนถือหุ้นใน นิติบุคคลที่ดำเนินธุรกิจเกี่ยวกับการผลิต การส่ง หรือจำหน่ายพลังงานสิ้นเปลืองหรือไฟฟ้า หรือ 2) ไม่เป็นผู้ดำรงตำแหน่งใดในนิติบุคคลที่ดำเนินธุรกิจต่างๆ เกี่ยวกับพลังงาน เว้นแต่กรรมการฯ นั้นเป็นข้าราชการประจำซึ่งทางราชการหรือ คณะกรรมการรัฐวิสาหกิจนั้น มอบหมายให้ดำรงตำแหน่งกรรมการหรือดำรงตำแหน่งอื่นในรัฐวิสาหกิจที่ดำเนิน ธุรกิจเกี่ยวกับพลังงานหรือในนิติบุคคลที่รัฐวิสาหกิจนั้นเป็นผู้ถือหุ้น ทั้งนี้ ให้กรรมการฯ ดำเนินการภายใน 60 วัน นับตั้งแต่วันที่เข้ามาดำรงตำแหน่ง (มาตรา 3 เพิ่มเป็นมาตรา 5/1) และ 3) กำหนดให้กรรมการฯ ที่มิได้เข้าข้อยกเว้นตามมาตรา 5/1 และดำรงตำแหน่งอยู่ในวันที่ พ.ร.บ.ฯ นี้ใช้บังคับ ต้องดำเนินการให้เป็นไปตามมาตรา 5/1 แห่ง พ.ร.บ.ฯ นี้ ภายใน 60 วันนับแต่วันที่ พ.ร.บ.ฯ นี้ใช้บังคับ (มาตรา 4)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 นโยบายการพัฒนาพลังงานของประเทศตามนโยบายรัฐบาล
สรุปสาระสำคัญ
นายกรัฐมนตรี (นายสมัคร สุนทรเวช) ได้แถลงนโยบายของคณะรัฐมนตรีต่อรัฐสภา เมื่อวันที่ 18 กุมภาพันธ์ 2551 โดยกำหนดนโยบายการบริหารราชการแผ่นดิน แบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ระยะเร่งด่วน ที่ต้องเริ่มดำเนินการในปีแรก และระยะการบริหารราชการ 4 ปี ของรัฐบาล ทั้งนี้ นโยบายเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรก ประกอบด้วย 19 ข้อ และนโยบายที่จะดำเนินการในช่วง 4 ปี ได้กำหนดนโยบายทางด้านพลังงาน ไว้ 5 ข้อ ซึ่งกระทรวงพลังงานได้แปลงเป็นกลยุทธ์เพื่อดำเนินการ โดยกำหนดเป้าหมายและหน่วยงานรับผิดชอบในด้านต่างๆ ดังนี้
1. นโยบายที่ 1 เสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน ด้วยการจัดหาพลังงานให้เพียงพอต่อการพัฒนาประเทศ โดยเร่งรัดให้มีการลงทุนสำรวจและพัฒนาพลังงานทั้งจากในประเทศ เขตพื้นที่พัฒนาร่วม และจากประเทศเพื่อนบ้านให้เพิ่มมากขึ้น รวมทั้งส่งเสริมความร่วมมือด้านพลังงานกับต่างประเทศ ซึ่งกระทรวงพลังงานได้กำหนดกลยุทธ์ไว้ 8 ข้อ ได้แก่ การจัดหาน้ำมัน โดยกำหนดเป้าหมายให้เพิ่มการผลิตน้ำมันดิบและก๊าซธรรมชาติเหลวที่เป็นสัด ส่วนภายในประเทศ เป็นวันละ 250,000 บาร์เรล หรือเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 35 ภายใน 4 ปี และการจัดหาก๊าซธรรมชาติได้มีเป้าหมายให้รักษาปริมาณแหล่ง 2P ให้ได้ 30 ปีตลอดเวลา รวมทั้งจัดหาไฟฟ้าโดยกำหนดให้มีสัดส่วนกำลังการผลิตภาครัฐ (กฟผ.) ให้มากกว่าร้อยละ 50 ของความต้องการใช้ในประเทศ และให้มีกำลังผลิตไฟฟ้าสำรอง ไม่น้อยกว่าร้อยละ 15 พร้อมทั้งให้การสนับสนุนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กทั้ง SPP และ VSPP ที่ใช้พลังงานทดแทนเป็นเชื้อเพลิง นอกจากนี้ สนับสนุนการผลิตไฟฟ้าจากนิวเคลียร์โดยให้มีการศึกษารายละเอียดในการจัดตั้ง โรงไฟฟ้านิวเคลียร์และสร้างความรู้ความเข้าใจให้เกิดขึ้นจนเป็นที่ยอมรับของ ประชาชนก่อนดำเนินการตัดสินใจ เป็นต้น
2. นโยบายที่ 2 ส่งเสริมให้มีการกำกับดูแลกิจการพลังงานให้มีราคาพลังงานที่เหมาะสม เป็นธรรม และก่อให้เกิดการแข่งขันลงทุนในธุรกิจพลังงาน โดยมีมาตรฐานคุณภาพการให้บริการและความปลอดภัยที่ดี กระทรวงพลังงานได้กำหนดกลยุทธ์ประกอบด้วย การกำกับนโยบายด้านราคาพลังงานที่มีเป้าหมายที่จะดำเนินการให้ราคาพลังงาน ของประเทศเป็นราคาที่เป็นธรรมและเหมาะสมกับภาวะเศรษฐกิจและสังคม โดยไม่มีต้นทุนที่แพงกว่าประเทศเพื่อนบ้าน และการสร้างการแข่งขันในภาคธุรกิจพลังงานให้เป็นไปอย่างโปร่งใสและเป็น มาตรฐานสากล ตลอดจนให้มีการคุ้มครองผู้บริโภคโดยการให้ข้อมูลข่าวสารที่ถูกต้องด้านความ ปลอดภัยเกี่ยวกับการใช้พลังงานทุกชนิด โดยกำหนดให้มีการจัดตั้งสำนักงานพลังงานจังหวัดครบทุกจังหวัดภายใน 4 ปี รวมทั้งสนับสนุนบทบาทคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (Regulator)
3. นโยบายที่ 3 พัฒนาและวิจัยพลังงานทดแทนทุกรูปแบบ เพื่อเป็นทางเลือกแก่ประชาชนตามหลักปรัชญาของเศรษฐกิจพอเพียงและการพัฒนา อย่างยั่งยืน รวมทั้งศึกษาเพื่อเตรียมความพร้อมในการตัดสินใจพัฒนา พลังงานทางเลือกอื่นๆ ที่ใช้เทคโนโลยีชั้นสูงและพลังงานที่สอดคล้องกับท้องถิ่น โดยกำหนดกลยุทธ์ 4 ด้าน ได้แก่ 1) การส่งเสริมการผลิตเอทานอล โดยผลักดันให้มีการใช้แก๊สโซฮอล วันละ 12 ล้านลิตร ในต้นปี 2552 2) การส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล โดยการจัดทำแผนแก้ไขปัญหาน้ำมันปาล์ม อย่างบูรณาการ 3) การส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV) โดยให้มีการจัดทำแผน Consolidated Action Plan เพื่อให้มีการใช้ NGV ทดแทนการใช้น้ำมันให้ได้ร้อยละ 20 และ 4) พลังงานเพียงพอด้วยพลังงานพอเพียง โดยการจัดทำแผนแม่บทการพัฒนาพลังงานทดแทน (Renewable Energy Development Plan: RED) ระยะ 15 ปี
4. นโยบายที่ 4 ส่งเสริมการอนุรักษ์และประหยัดพลังงานอย่างจริงจังและต่อเนื่อง รวมทั้งสนับสนุนการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพทั้งในภาคการผลิต ภาคบริการและภาคประชาชน โดยมีมาตรการจูงใจที่เหมาะสม กระทรวงพลังงานได้กำหนดกลยุทธ์ของนโยบาย 6 ข้อ ดังนี้ 1) ปรับปรุงแผนอนุรักษ์พลังงาน (2551-2554) ใหม่ โดยกำหนดเป้าหมายให้เกิดการประหยัดพลังงานร้อยละ 20 ภายในปี 2554 2) ส่งเสริมภาคอุตสาหกรรมให้มีการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ โดยตั้งเป้าหมายให้ ค่า Energy Intensity ของภาคอุตสาหกรรมลดลงเหลือร้อยละ 20 ในปี 2554 3) สนับสนุนมาตรการประหยัดพลังงานในอาคารโดยกำหนดให้มีการกำกับใช้ Building Energy Code และ 4) สนับสนุนมาตรการสร้างแรงจูงใจการประหยัดพลังงานของภาคประชาชน ด้วยเป้าหมายให้มีการประหยัดพลังงานของประชาชนเพิ่มขึ้น ร้อยละ 10
5. นโยบายที่ 5 ส่งเสริมการพัฒนา ผลิต และใช้พลังงานควบคู่ไปกับการดูแลรักษาสิ่งแวดล้อม ส่ง เสริมกลไกการพัฒนาพลังงานที่สะอาด รวมทั้ง ให้ความสำคัญกับการจัดการก๊าซเรือนกระจกเพื่อช่วยบรรเทาสภาวะโลกร้อน โดยมีกลยุทธ์คือ การป้องกันและลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ (CO2) และก๊าซเรือนกระจกจากสาขาเศรษฐกิจต่างๆ ซึ่งมีเป้าหมายให้ลดอัตราการปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่อ 1 หน่วยพลังงานที่ใช้ในภาคขนส่งลดลงร้อยละ 15 - 20 และในโรงกลั่นน้ำมันลดลงร้อยละ 20 รวมทั้งสนับสนุนให้มีการเผยแพร่ความรู้เพื่อผลักดันให้โครงการพลังงานเป็น โครงการกลไกการพัฒนาที่สะอาด (Clean Development Mechanism : CDM) โดยมีเป้าหมายประเทศไทยต้องส่งโครงการด้านพลังงานเข้ารับรองตามกลไกการพัฒนา สะอาดปริมาณรวม 1 ล้านตัน CO2ต่อปี และประเทศไทยจะเป็นผู้นำในการส่งออกคาร์บอนเครดิตในภูมิภาคเอเชีย
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 สถานการณ์พลังงานปี 2550
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวมพลังงานปี 2550 มีอัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจอยู่ที่ ระดับร้อยละ 4.8 เนื่องจากการส่งออกของไทยขยายตัวในระดับสูงมาก อัตราดอกเบี้ยที่ต่ำลงช่วงครึ่งแรกของปี และความเชื่อมั่นของผู้บริโภคและภาคธุรกิจที่เริ่มดีขึ้นในช่วงปลายปี ส่งผลให้การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นอยู่ที่ระดับ 1,602 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นร้อยละ 3.6 โดยการนำเข้าพลังงาน มีจำนวน 998 เทียบเท่า พันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 2.0 มีมูลค่ารวม 874,612 ล้านบาท ขณะที่การส่งออกพลังงานมีมูลค่า 206,999 ล้านบาท
2. ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกพุ่งสูงขึ้นเป็นประวัติการณ์ โดยในช่วงเมษายน - สิงหาคม 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบอยู่ในระดับ 64 - 69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และเพิ่มสูงขึ้นกว่า 91 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ในช่วงเดือนธันวาคม 2550 ส่งผลให้ไทยลดการนำเข้าลง โดยปริมาณการนำเข้าลดลงร้อยละ 3.6 และมูลค่าลดลงร้อยละ 5.7
3. การใช้น้ำมันสำเร็จรูปมีปริมาณรวม 704 พันบาร์เรลต่อวัน ลดลงจากปีก่อนร้อยละ 0.1 เนื่องจากราคาน้ำมันอยู่ในระดับสูงจากการปล่อยลอยตัว ประกอบกับมาตรการประหยัดพลังงานของภาครัฐ ซึ่งส่งผลให้การใช้น้ำมันเบนซินและดีเซลชะลอตัวลง อีกทั้ง กฟผ. ลดการใช้น้ำมันเตาลงถึงร้อยละ 27.8 จึงทำให้ภาพรวมการใช้น้ำมันลดลง
การใช้น้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 1.6 เนื่องจากระดับราคาสูงจากการประกาศลอยตัวราคาน้ำมันเบนซินตั้งแต่ปลายปี 2547 เป็นต้นมา ทำให้ประชาชนส่วนหนึ่งหันไปใช้เชื้อเพลิงทางเลือกอื่นๆ เพื่อทดแทนน้ำมัน ได้แก่ LPG และ NGV ส่งผลให้การใช้ LPG ในรถยนต์เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 24.7 และ NGV เพิ่มขึ้นร้อยละ 118.2 การใช้แก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นร้อยละ 37.0 เป็นผลจากนโยบายส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลของกระทรวงพลังงาน โดยลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันแก๊สโซฮอลให้ต่ำกว่าน้ำมันเบนซินมีผลทำ ให้ราคาแก๊สโซฮอลต่ำกว่าเบนซิน
การใช้ดีเซลเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8 เนื่องจาราคาทรงตัวอยู่ในระดับสูง การใช้ไบโอดีเซล เพิ่มขึ้นมากจาก 0.7 พันบาร์เรลต่อวัน เพิ่มขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 10.8 พันบาร์เรลต่อวัน ในปีนี้ เนื่องจากรัฐบาลต้องการส่งเสริมให้มีการใช้ไบโอดีเซล บี 5 จึงได้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในปี 2550 เท่ากับ 0.59 บาท/ลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซล บี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร นอกจากนี้กระทรวงพลังงานกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ต้องผสมไบโอดีเซลร้อยละ 2 โดยปริมาตร (บี 2) โดยจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551 เป็นต้นไป
LPG การใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 13.7 (ไม่รวมการใช้เป็นวัตถุดิบในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี) โดยปีนี้มี การใช้ LPG ในรถยนต์ขยายตัวเพิ่มสูงถึงร้อยละ 24.7 เนื่องจากระดับราคาน้ำมันเบนซินสูงทำให้ผู้ใช้รถยนต์ส่วนหนึ่งหันมาใช้ LPG ทดแทน การใช้ในครัวเรือนเพิ่มขึ้นร้อยละ 9.5 และการใช้ในอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้นร้อยละ 17.8
4. การใช้ก๊าซธรรมชาติ อยู่ที่ระดับ 3,201 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 4.0 เนื่องจากปีนี้สามารถผลิตก๊าซฯ จากแหล่งภูฮ่อมได้ตลอดปีในระดับ 85 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ประกอบกับการเพิ่มการนำเข้าจากแหล่งพม่า
5. การใช้ลิกไนต์/ถ่านหิน อยู่ที่ระดับ 32 ล้านตัน เพิ่มขึ้นจากปีก่อน ร้อยละ 11.4 ประกอบด้วยการใช้ลิกไนต์ 18 ล้านตัน และถ่านหินนำเข้า 14 ล้านตัน เป็นการใช้ลิกไนต์ในภาคการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. จำนวน 16 ล้านตัน ที่เหลือจำนวน 2 ล้านตัน ถูกนำไปใช้ในภาคอุตสาหกรรม ในช่วงปี 2549 และ 2550 การใช้ถ่านหินนำเข้าเพิ่มขึ้นสูงเฉลี่ยร้อยละ 64 ต่อปี เนื่องจากบริษัทผลิตไฟฟ้า BLCP ซึ่งเป็น IPP ที่ใช้ถ่านหินรายแรกของไทย เริ่มผลิตไฟฟ้าจ่ายเข้าระบบในเดือนเมษายน 2549 เป็นต้นมา
6. กำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าปี 2550 อยู่ที่ 28,530 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้น ณ วันที่ 24 เมษายน 2550 ที่ระดับ 22,586 เมกะวัตต์ สูงขึ้นกว่าปีก่อน 1,522 เมกะวัตต์ ค่าตัวประกอบไฟฟ้าเฉลี่ย (Load Factor) อยู่ที่ร้อยละ 74.7 และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุด (Reserved Margin) อยู่ที่ร้อยละ 20.4
การผลิตไฟฟ้า ในปี 2550 มีจำนวน 147,026 กิกะวัตต์ชั่วโมง เพิ่มขึ้นจากปีก่อนร้อยละ 3.6 โดยมีสัดส่วนการผลิตจากเชื้อเพลิงชนิดต่างๆ ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติร้อยละ 67 ลิกไนต์/ถ่านหินร้อยละ 21 จากพลังน้ำร้อยละ 5 การนำเข้าร้อยละ 5 และน้ำมันร้อยละ 2 ในปีนี้มีการลดค่าเอฟที 4 ครั้ง รวมเป็นจำนวนเงินลดลง 19.33 สตางค์/หน่วย และในปี 2551 มีการปรับเอฟทีครั้งแรกในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ - พฤษภาคม 2551 โดยเพิ่มขึ้น 2.75 สตางค์/หน่วย
7. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2551 คาดว่าในปี 2551 เศรษฐกิจจะขยายตัวร้อยละ 4.5-5.5 สนพ. จึงประมาณการความต้องการพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นคาดว่าจะอยู่ที่ระดับ 1,673 พันบาร์เรลน้ำมันดิบ ต่อวัน เพิ่มขึ้นจากปี 2550 ร้อยละ 4.2 โดยความต้องการน้ำมันยังคงลดลงเล็กน้อย ขณะที่ก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นร้อยละ 12.4 และลิกไนต์/ถ่านหินเพิ่มขึ้นร้อยละ 1.8
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มกราคม - 7 มีนาคม 2551)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนมกราคม 2550 อยู่ที่ระดับ 87.37 และ 92.03 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 1.79 และ 0.78 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ จากกลุ่มโอเปคจะยังไม่พิจารณาเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันในการประชุมวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551 เนื่องจากอุปทานน้ำมันยังคงเพียงพอต่อความต้องการในตลาด และข่าวความไม่สงบในประเทศผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันที่ยังเกิดขึ้นอย่างต่อ เนื่อง สำหรับเดือนกุมภาพันธ์ 2551 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 90.02 และ 94.73 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ จาก Meteorlogix คาดการณ์อุณหภูมิบริเวณภาคตะวันออกเฉียงเหนือของสหรัฐอเมริกาจะลดลงต่ำกว่า ปกติ และข่าวบริษัทน้ำมัน Lukoil ของรัสเซียหยุดการส่งน้ำมันดิบทางท่อส่งน้ำมันปริมาณ 520,000 ตัน ไปยังประเทศเยอรมนี และต่อมาในช่วงวันที่ 1 - 7 มีนาคม 2551 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 94.87 และ 100.56 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรลจากข่าวค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ อ่อนตัวลงสู่ระดับต่ำสุดอีกครั้งและข่าวโอเปคมีมติคงปริมาณการผลิตในการ ประชุมวันที่ 5 มีนาคม 2551
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยเดือนมกราคม 2551 อยู่ที่ระดับ 100.51, 99.56 และ 105.70 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 2.13, 2.47 และ 0.01 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และจากมาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจของธนาคารกลางสหรัฐฯ ที่ปรับลดอัตราดอกเบี้ยลงร้อยละ 0.75 รวมทั้งจีนมีแผนลดปริมาณส่งออกน้ำมันเบนซินเพื่อสำรองไว้ใช้ในระหว่างฤดูกาล แข่งขันกีฬาโอลิมปิคฤดูร้อน สำหรับเดือนกุมภาพันธ์ 2551 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 105.07, 104.13 และ 111.20 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ และในช่วงวันที่ 1 - 7 มีนาคม 2551 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซล ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 108.42 , 107.90 และ 119.77 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล จากข่าวจีนและเกาหลีใต้ ชะลอการส่งออกน้ำมันเบนซินเนื่องจากปริมาณการผลิตน้ำมันภายในประเทศลดลงและ ข่าวเกาหลีใต้มีแผนลดการส่งออกน้ำมันดีเซล ลงประมาณ 225,000 - 450,000 บาร์เรล ในเดือนเมษายน 2551
3. ราคาขายปลีกเดือนมกราคม ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับลดราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95 , แก๊สโซฮอล 95 (E10) , (E20) , แก๊สโซฮอล 91 ลดลง 0.10 บาท/ลิตร ปรับลดราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.20 บาท/ลิตร และปรับเพิ่มราคาน้ำมันเบนซิน 91 0.20 บาท/ลิตร สำหรับเดือนกุมภาพันธ์ 2551 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซล เพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 2 ครั้ง และปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.30 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 แก๊สโซฮอล 95 (E10), (E20), 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 29 กุมภาพันธ์ 2551 อยู่ที่ระดับ 33.59, 32.49, 29.59, 27.59, 28.79, 29.94 และ 29.44 บาท/ลิตร ตามลำดับ และในช่วงวันที่ 1 - 7 มีนาคม 2551 ผู้ค้าน้ำมันทุกรายไม่มีการเปลี่ยนแปลงราคาขายปลีก ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน ออกเทน 95 , 91 แก๊สโซฮอล 95 (E10), (E20), 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 7 มีนาคม 2551 อยู่ที่ระดับ 33.59, 32.49, 29.59, 27.59, 28.79, 29.94 และ 29.44 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนมีนาคม 2551 คาดว่าราคาน้ำมันจะทรงตัวใน ระดับสูง ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 90 - 100 และ 95 - 105 เหรียญสหรัฐฯ/บาร์เรล ตามลำดับ จากความกังวลเกี่ยวกับ Supply Disruption และค่าเงินดอลลาร์ที่อ่อนตัวทำให้ Traders & Hedge Funds เข้าซื้อขายเพื่อเก็งกำไรในตลาดซื้อขายล่วงหน้า สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในตลาดจรสิงคโปร์อยู่ที่ระดับ 100 - 110 และ 110 - 120 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นของประเทศสหรัฐฯ และจีน
5. สำหรับสถานการณ์ LPG ช่วงเดือนมีนาคม 2551 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนมีนาคม 2551 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 20เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 822 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน เนื่องจากความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่นและจากธุรกิจปิโตรเคมี ส่งผลให้ปริมาณอุปทานในภูมิภาคตึงตัว ภาครัฐกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น อยู่ในระดับ 10.9960 บาท/กก. ราคาขายส่งไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ระดับ 13.6863 ส่งผลให้ราคาขายปลีกอยู่ที่ระดับ 18.13 บาท/กก. แนวโน้มของราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนเมษายน 2551 คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 800 - 850 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 7 มีนาคม 2551 มีเงินสดในบัญชี 14,119 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุนน้ำมันฯ 10,134 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ยพันธบัตร 388 ล้านบาท และหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 946 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 3,986 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 แนวทางการแก้ไขผลกระทบราคาน้ำมันแพง
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากนักลงทุนและ Hedge Funds เข้าซื้อขายน้ำมันเพื่อทำกำไรและปัญหาค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ ที่อ่อนตัวลงอย่างต่อเนื่อง ประกอบกับการประชุมของกลุ่มโอเปกเมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2551 มีมติตรึงเพดานปริมาณการผลิต ทำให้ราคาน้ำมันดิบและน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดโลกปรับตัวสูงขึ้นมาก ส่งผลราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในประเทศปรับตัวสูงขึ้นตาม ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95, 91 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วของไทยปรับตัวสูงขึ้นมาอยู่ที่ระดับ 33.59, 32.49, 29.59, 28.79 และ 29.94 บาท/ลิตร ตามลำดับ
2. ราคาน้ำมันภายในประเทศเกิดความผันผวนและแกว่งตัวขึ้นลงในระดับสูง ซึ่งส่งผลกระทบโดยตรงต่อทุกภาคเศรษฐกิจของประเทศ โดยเฉพาะภาคขนส่ง ได้แก่ กลุ่มผู้ใช้น้ำมันดีเซล จะได้รับผลกระทบต่อต้นทุนในการขนส่งสินค้าและบริการ รวมทั้งค่าครองชีพ ซึ่งมีทางเลือกการใช้ NGV ส่วนกลุ่มผู้ใช้น้ำมันเบนซิน จะได้รับผลกระทบต่อค่าใช้จ่ายระดับครัวเรือนเป็นหลัก ซึ่งมีน้ำมันแก๊สโซฮอลที่ถูกกว่าน้ำมันเบนซินเป็นทางเลือก และกลุ่มเรือประมงชายฝั่ง จะได้รับผลกระทบต่อต้นทุนการทำประมงโดยตรง โดยมีโครงการน้ำมันม่วงเป็นทางเลือก
3. โครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบันมีการจัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯชนิดต่างๆ ในอัตราที่แตกต่างกัน โดยราคาขายปลีกแก๊สโซฮอล 95 (E10) และ (E20) ต่ำกว่าน้ำมันเบนซิน 95 ลิตรละ 4.00 และ 6.00 บาท ตามลำดับ แก๊สโซฮอล 91 ต่ำกว่าเบนซิน 91 ลิตรละ 3.70 บาท และ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 ต่ำกว่าดีเซลหมุนเร็วลิตรละ 0.50 บาท ซึ่งส่งผลให้มีเงินไหลเข้ากองทุนน้ำมันฯ จำนวน 33.0 ล้านบาท/วัน และมีเงินไหลเข้ากองทุนอนุรักษ์สำหรับงานบริหารและโครงการระบบขนส่งรางคู่ จำนวน 18.5 และ 23.9 ล้านบาท/วัน ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 10 มีนาคม 2551 มีเงินสดจำนวน 14,020 ล้านบาท หนี้สินกองทุน 10,135 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ยพันธบัตร 388 ล้านบาท และหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 947 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 3,884 ล้านบาท และฐานะกองทุนอนุรักษ์ฯ ณ วันที่ 29 กุมภาพันธ์ 2551 มีเงินคงเหลือ 3,807 ล้านบาท โดยมีรายรับประมาณเดือนละ 1,508 ล้านบาท และรายจ่ายผูกพัน 259 ล้านบาท/เดือน รายจ่ายหมุนเวียน 490 ล้านบาท/เดือน และ รายจ่ายประจำปี 2551 จำนวน 758 ล้านบาท/เดือน
5. กระทรวงพลังงานได้พิจารณาสถานการณ์ราคาน้ำมัน และผลกระทบจากราคาน้ำมันแพงข้างต้น พบว่าราคาน้ำมันยังคงอยู่ในระดับสูงอย่างต่อเนื่อง เพื่อเป็นการบรรเทาความเดือดร้อนในค่าครองชีพของประชาชนและลดผลกระทบต่อระบบ เศรษฐกิจของประเทศ จึงเห็นควรมีการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมัน ดังนี้
5.1 มาตรการระยะสั้น ด้านราคาโดยจะพยายามรักษาระดับราคาไม่ให้ปรับสูงขึ้นไปอีกเท่าที่สามารถทำ ได้ โดยเฉพาะราคาน้ำมันดีเซลที่ส่งผลกระทบต่อระบบเศรษฐกิจของประเทศสูง โดยการเก็บเงินเข้ากองทุนและจ่ายชดเชยของกองทุนน้ำมันฯ ด้วยการบริหารจัดการดังนี้
5.1.1 เนื่องจากปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสูงกว่ารายจ่ายอยู่ในระดับ 33 ล้านบาทต่อวัน เพื่อใช้ส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล และไบโอดีเซล ซึ่งปัจจุบันยังไม่มีการขยายตัวมากนัก สามารถจะนำรายได้จากกองทุนน้ำมันฯดังกล่าวมาใช้บริหารราคาน้ำมันเป็นการชั่ว คราวในช่วงระยะเวลา 6 เดือนได้ โดยที่รายรับของกองทุนน้ำมันฯ วันละ 33 ล้านบาท จะสามารถชะลอการขึ้นราคาน้ำมันดีเซลได้ 0.40 บาท/ลิตร
5.1.2 สำหรับกองทุนอนุรักษ์ฯ ซึ่งมีอัตราเก็บกองทุนฯ ในระดับ 0.50 บาท/ลิตร ที่เตรียมสำหรับโครงการระบบขนส่งรางคู่ ซึ่งการนำเงินกองทุนไปใช้ยังไม่สามารถทำได้จนกว่าโครงการนี้จะได้มีการเริ่ม ก่อสร้าง ซึ่งต้องใช้เวลาไม่น้อยกว่า 3 - 4 ปี ดังนั้นเงินเก็บเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ที่รวมอยู่ในราคาน้ำมันดีเซลในปัจจุบัน จึงสามารถปรับลดอัตรานี้ลงได้ เพื่อนำไปชะลอการขึ้นราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้สูงสุดถึง 0.50 บาท/ลิตร
5.1.3 จากการดำเนินการแก้ไขปัญหาระยะสั้นตามข้อ 5.1.1 และ 5.1.2 จะเห็นได้ว่าสามารถนำเงินของทั้ง 2 กองทุนมาชะลอการปรับราคาของน้ำมันดีเซลได้สูงสุดถึง 0.90 บาท/ลิตร และหากปรับลดลง 0.90 บาท/ลิตร และราคาน้ำมันยังปรับตัวสูงขึ้นอีกจะปล่อยให้ราคาน้ำมันเป็นไปตามกลไกตลาด โลก
5.2 มาตรการระยะยาว กระทรวงพลังงานเห็นควรเร่งส่งเสริมการใช้ NGV ทดแทนน้ำมันเบนซินและดีเซล เป็นร้อยละ 20 ภายในปี 2555 โดยตั้งเป้าหมายภายใน 4 ปีข้างหน้าจะมีรถยนต์ทั่วไปใช้ NGV จำนวน 210,860 คัน รถบรรทุกโดยสารอีก 56,940 คัน และสถานีบริการ NGV จำนวน 580 แห่ง ซึ่ง ปตท. จะต้องลงทุนเพิ่มขึ้นอีกประมาณ 52,805 ล้านบาท ณ สิ้นปี 2555 คาดว่าจะมีรถยนต์ทั่วไปและรถบรรทุกโดยสารที่ใช้ NGV รวมจำนวน 240,000 และ 88,000 คัน ตามลำดับ และมีจำนวนสถานีบริการรวม 725 แห่ง ทั่วประเทศ โดยกระทรวงพลังงานจะต้องดำเนินการดังนี้
5.2.1 เพิ่มขีดความสามารถในการให้บริการ โดยเพิ่มวงเงินจากกองทุนอนุรักษ์ฯ ในโครงการทุนหมุนเวียนสำหรับยานยนต์จาก 2,000 ล้านบาท เป็น 4,000 ล้านบาท ซึ่งวงเงินเดิมของโครงการทุนหมุนเวียนจะเป็นลงทุนดำเนินการของ ปตท. จำนวน 5,000 ล้านบาท และสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จำนวน 2,000 ล้านบาท ซึ่ง สนพ. จะเพิ่มวงเงินเป็น 4,000 ล้านบาท โดยคิดดอกเบี้ยต่ำเพียงร้อยละ 0.5 ต่อปี รวมเป็นเงิน 9,000 ล้านบาท เพื่อให้เกิดอู่ติดตั้งถัง NGV และสถานีบริการ NGV มากขึ้นทันตามกำหนดเวลา
5.2.2 ลดข้อจำกัดทางด้านกฎหมาย โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อเร่งหาข้อยุติเรื่องต่างๆ ดังนี้
-กรุงเทพมหานคร โดยเร่งดำเนินการแก้ไขกฎกระทรวงให้สามารถใช้บังคับผังเมืองรวมกรุงเทพมหานคร พ.ศ. 2549 เพื่อสามารถจัดตั้งสถานี NGV บนถนนสาธารณะที่มีขนาดเขตทางน้อยกว่า 16 เมตร แต่ไม่ต่ำกว่า 10 เมตร ให้แล้วเสร็จ
-กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ทำความตกลงร่วมกับกระทรวงพลังงานเกี่ยวกับการใช้หลักการ Code of Practice (COP) กับท่อที่มีความดันต่ำของโครงการที่สนับสนุน City Gas และภาคขนส่งการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ของโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อลดขั้นตอนและระยะเวลาแทนการผ่านขบวน การ EIA ทั้งหมด
-กระทรวงการคลัง โดยขอให้ขยายระยะเวลาการยกเว้นอากรขาเข้าถังบรรจุ ก๊าซธรรมชาติอัดและอุปกรณ์ควบคุมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (Conversion Kit) ออกไปอีก 4 ปี โดยให้สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 และขอขยายเวลาปรับลดอากรขาเข้าสำหรับรถโดยสาร NGV ในลักษณะแชสซีส์ที่มีเครื่องยนต์ติดตั้งจากร้อยละ 30 ลงเหลือร้อยละ 0 ออกไปอีก 4 ปี โดยให้สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 และให้ครอบคลุมถึงรถบรรทุกและรถหัวลาก รวมทั้งให้ปรับลดอากรขาเข้าส่วนประกอบและอุปกรณ์ประกอบซึ่งนำเข้ามาในลักษณะ ชิ้นส่วนสมบูรณ์ (CKD) เพื่อประกอบและผลิตในประเทศ จากร้อยละ 10 ลงเหลือร้อยละ 0 ครอบคลุมถึงรถบรรทุกและรถหัวลาก
5.3 แนวทางการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้โดยเฉพาะเจาะจง โดยจำแนกเป็นกลุ่มต่างๆ ดังนี้
5.3.1 กลุ่มเรือประมง ได้แก่ กลุ่มเรือประมงชายฝั่งโดยในระยะสั้น ให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อลดราคาน้ำมันม่วงให้ต่ำกว่าราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบนบก และในระยะยาว โดยการส่งเสริมการใช้ LNG (Liquefied Natural Gas) สำหรับกลุ่มเรือประมงเพื่อลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ โดยการสร้างระบบการผลิตเพิ่มขึ้นที่สงขลาจากที่มีอยู่ในปัจจุบันที่จังหวัด ระยอง และกลุ่มเรือประมงน้ำลึก โดยให้การสนับสนุนการจำหน่ายน้ำมันเขียวด้วยราคาที่ถูกกว่าน้ำมันดีเซลบนบก สำหรับเรือประมงขนาดกลางถึงขนาดใหญ่ในบริเวณเขตต่อเนื่องซึ่งห่างจากฝั่ง 12-24 ไมล์ทะเลทั้งฝั่งอ่าวไทยและอันดามัน ทั้งนี้น้ำมันเขียวซึ่งได้รับการยกเว้นภาษีอากร และไม่เก็บเงินเข้ากองทุนต่างๆ ทำให้ราคาน้ำมันเขียวถูกกว่าน้ำมันเบนซินบนบกประมาณ 6-7 บาท/ลิตร
5.3.2 กลุ่มธุรกิจการขนส่ง ได้แก่ รถกระบะและรถตู้ที่ไม่สามารถดัดแปลงหรือปรับแต่งเครื่องยนต์ให้เปลี่ยนไปใช้ NGV ได้ จะสามารถหันไปเลือกใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ที่มีราคาถูกกว่าน้ำมันดีเซล 0.70 บาท/ลิตร
5.3.3 กลุ่มเกษตรกร โดยส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ที่มีราคาถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร ให้มีการจำหน่ายอย่างทั่วถึงทั้งสถานีบริการของ ปตท. และ บางจาก รวมทั้งส่งเสริมการผลิตและการใช้ไบโอดีเซลชุมชนสำหรับเครื่องจักรกลการเกษตร ในพื้นที่ชนบททั่วไป
5.4 สำหรับแนวทางการสร้างกระแสการประหยัดพลังงานภาคประชาชน เพื่อให้ประชาชนเข้าใจและยอมรับแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันระยะสั้นตาม ข้อ 5.1 และแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาน้ำมันในระยะยาว ตามข้อ 5.2 จึงจำเป็นต้องรณรงค์สร้างกระแสสังคมให้สำนึกถึงสถานการณ์ของราคาน้ำมันที่ อยู่ในระดับสูงไม่เป็นปกติจะส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจและค่าครองชีพอย่างต่อ เนื่อง ขณะที่การดำเนินนโยบายและมาตรการในภาวะปกติจะไม่สามารถแก้ไขปัญหาที่เกิดได้ ภาครัฐจึงจำเป็นต้องเข้ามาบริหารและจัดการราคาน้ำมันโดยให้กระทบต่อกลไกการ ตลาดอย่างน้อยที่สุดเป็นการชั่วคราว และต้องรณรงค์ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนเกิดการประหยัดและใช้น้ำมันอย่างมี ประสิทธิภาพ และเร่งดำเนินส่งเสริมและสนับสนุนการใช้ NGV อย่างจริงจังและต่อเนื่อง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบมาตรการระยะสั้นในการแก้ไขผลกระทบจากราคาน้ำมันแพง โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป ดังนี้
1.1 เนื่องจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในปัจจุบันมีรายรับสูงกว่ารายจ่ายประมาณ 33 ล้านบาท/วัน ซึ่งในส่วนนี้เตรียมไว้เพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลและไบโอดีเซล โดยสามารถนำรายได้จากกองทุนน้ำมันฯ ดังกล่าวมาใช้เพื่อบริหาร ซึ่งสามารถชะลอการขึ้นราคาน้ำมันดีเซลเป็นการชั่วคราวได้ 0.40 บาทต่อลิตร ทั้งนี้ อยู่ในอำนาจของรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานที่จะดำเนินการได้
1.2 ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมัน ดีเซลในส่วนที่เก็บไว้สำหรับโครงการระบบขนส่งรางคู่ลง 0.50 บาทต่อลิตร เป็นการชั่วคราวจนถึงประมาณสิ้นเดือนกรกฎาคม 2551 โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาทบทวนการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของ น้ำมันดีเซล แล้วนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่งต่อไป
จากการดำเนินการแก้ไขปัญหาระยะสั้นตามข้อ 1.1 และ 1.2 จะสามารถนำเงินทั้ง 2 กองทุนมาชะลอการปรับราคาของน้ำมันดีเซลได้ 0.90 บาท/ลิตร และหากราคาน้ำมันยังปรับตัวสูงขึ้นอีก ก็จะปล่อยให้ราคาน้ำมันนั้นเป็นไปตามกลไกตลาดโลก
2.มาตรการในระยะยาว เห็นควรให้เร่งส่งเสริมการใช้ NGV ทดแทนน้ำมันเบนซินและดีเซลให้ได้ถึงร้อยละ 20 ภายในปี 2555 โดยตั้งเป้าหมายให้มีรถยนต์ที่ใช้ NGV เพิ่มขึ้นเป็น 240,000 คัน รถบรรทุกโดยสาร 88,000 คัน และมีจำนวนสถานีบริการเพิ่มเป็น 725 แห่งทั่วประเทศ
3.เห็นชอบแนวทางการช่วยเหลือกลุ่มผู้ใช้น้ำมันโดยเฉพาะเจาะจง และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการดังนี้
3.1 กลุ่มเรือประมง
(1) กลุ่มเรือประมงชายฝั่ง
- ระยะสั้นใช้น้ำมันม่วง : โดยใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อลดราคาน้ำมันม่วงให้ต่ำว่าดีเซลหมุนเร็วบนบกประมาณ 2 บาท/ลิตร
- ระยะยาวใช้ LNG (Liquified Natural Gas) : ส่งเสริมการใช้ LNG เพื่อลดค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ โดยสร้างระบบการผลิต LNG เพิ่มที่สงขลาจากที่มีอยู่ในปัจจุบันที่ระยอง
(2) กลุ่มเรือประมงน้ำลึก
กระทรวงพลังงานให้การสนับสนุนการจำหน่ายน้ำมันเขียว โดยจะจำหน่ายในราคาที่ถูกกว่าน้ำมันดีเซลบนบกสำหรับเรือประมงขนาดกลางและ ขนาดใหญ่ในบริเวณเขตต่อเนื่อง ซึ่งห่างจากฝั่ง 12-24 ไมล์ทะเล ทั้งฝั่งอ่าวไทยและอันดามัน ทั้งนี้น้ำมันเขียวได้รับการยกเว้นภาษีอากร และไม่เก็บเงินเข้ากองทุนต่างๆ ทำให้ราคาน้ำมันเขียวถูกกว่าน้ำมันเบนซินบนบกประมาณ 5-6 บาท/ลิตร
3.2 กลุ่มธุรกิจการขนส่ง : รถกระบะและรถตู้ที่ไม่สามารถดัดแปลงหรือปรับแต่งเครื่องยนต์ให้เปลี่ยนไปใช้ NGV ได้ ยังสามารถหันไปเลือกใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 ซึ่งจะใช้การบริหารกองทุนน้ำมันฯ ให้ถูกกว่าน้ำมันดีเซล 0.70 บาท/ลิตร
3.3 กลุ่มเกษตรกร : ส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี5 ซึ่งถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร ให้มีการจำหน่ายทั่วถึงในสถานีบริการของ ปตท. และ บางจาก รวมทั้ง ส่งเสริมการผลิตและการใช้ไบโอดีเซลชุมชนสำหรับเครื่องจักรกลการเกษตรใน พื้นที่ชนบททั่วไป
4.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการรณรงค์ ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนเกิดความเข้าใจและยอมรับแนวทางการแก้ไขปัญหาราคา น้ำมันระยะสั้นและระยะยาว ในสถานการณ์ของราคาน้ำมันที่อยู่ในระดับสูงไม่เป็นปกติ ซึ่งส่งผลกระทบต่อเศรษฐกิจและ ค่าครองชีพ รวมทั้งเร่งรณรงค์ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนเกิดการประหยัดและการใช้น้ำมัน อย่างมีประสิทธิภาพอย่างจริงจังและต่อเนื่อง
(อนึ่ง มติของที่ประชุมในวาระนี้ ได้รับการรับรองมติแล้วเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2551)
เรื่องที่ 6 แนวทางการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับรถยนต์ (Natural Gas for Vehicle หรือ NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2545 เห็นชอบมาตรการส่งเสริมและสนับสนุนการนำก๊าซธรรมชาติมาใช้เป็นเชื้อเพลิงใน ภาคการขนส่งในช่วงปี 2546-2551 ในเรื่องของการกำหนดราคาจำหน่าย NGV ได้กำหนดเงื่อนไขไว้ ดังนี้ 1) ปี 2546-2549 (1 ม.ค. 46 - 31 ธ.ค. 49) กำหนดราคา NGV เท่ากับร้อยละ 50 ของราคาน้ำมันดีเซล 2) ปี 2550 (1 ม.ค. 50 - 31 ธ.ค. 50) กำหนดราคา NGV เท่ากับร้อยละ 55 ของราคาน้ำมันเบนซิน 91 3) ปี 2551 (1 ม.ค. 51 - 31 ธ.ค. 51) กำหนดราคา NGV เท่ากับร้อยละ 60 ของราคาน้ำมันเบนซิน 91 และ 4) ปี 2552 เป็นต้นไป กำหนดราคา NGV เท่ากับร้อยละ 65 ของราคาน้ำมันเบนซิน 91 ทั้งนี้ได้กำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV ภายในประเทศไว้ที่ระดับไม่เกิน 10 บาทต่อลิตรเทียบเท่าเบนซิน 91 (หรือ 10.34 บาท/กิโลกรัม ของ NGV)
2. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบมาตรการส่งเสริมใช้พลังงานทดแทนน้ำมันและการใช้พลังงานอย่าง มีประสิทธิภาพในภาคขนส่ง ทั้งนี้ให้มีการลดการใช้น้ำมันรวมทั้งประเทศลงร้อยละ 25 ภายในปี 2552 โดยในส่วนของ NGV ได้กำหนดการใช้ NGV ทดแทนน้ำมันเบนซินและดีเซลร้อยละ 10 ในปี 2551
3. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้เห็นชอบในหลักการของการกำหนดราคา NGV ตามต้นทุน โดยให้ใช้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติ ณ ราคาก๊าซเฉลี่ย POOL 2 บวกด้วยค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ (ซึ่งรวมค่าการตลาดแล้ว) และ สนพ. นำเสนอในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการอีกครั้ง
4. ต่อมา เมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบในหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ ธรรมชาติ และหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV อัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และได้มอบหมายให้ สนพ. จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการ ส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อสำหรับใช้ในการอ้างอิงการคำนวณ ทั้งนี้ เพื่อมิให้การปรับราคา NGV ส่งผลกระทบต่อแผนการขยายการใช้ NGV เพื่อทดแทนน้ำมัน
5. ณ วันที่ 2 มีนาคม 2551 มีจำนวนรถ NGV รวม 65,349 คัน จำแนกเป็น รถเบนซิน 55,320 คัน รถดีเซล 7,618 คัน รถ NGV (OEM) 2,411 คัน และจำนวนสถานีบริการ (จำนวนสะสมรวม) 175 สถานี ตั้งอยู่ในเขตกรุงเทพ/ปริมณฑล 146 สถานี และต่างจังหวัด 29 สถานี
6. มาตรการสนับสนุนการใช้รถ NGV ที่ได้ดำเนินการแล้ว ประกอบด้วย
6.1 มาตรการด้านภาษี
รายละเอียดที่ได้รับการสนับสนุน | การยกเว้น/อัตราลดหย่อน | ระยะเวลาสิ้นสุด |
1. การยกเว้นและลดหย่อนอากรจากการนำเข้า | ||
1.1 ถังและอุปกรณ์ควบคุมการใช้ NGV | ยกเว้นอากรขาเข้า | 31 ธ.ค. 51 |
1.2 อุปกรณ์ NGV สำหรับสถานีบริการ | ลดหย่อนเหลือ 1-3% | ไม่มีกำหนด |
1.3 เครื่องยนต์ NGV (เก่า) | ยกเว้นอากรขาเข้า | 31 พ.ค. 51 |
เครื่องยนต์ NGV (ใหม่) | ยกเว้นอากรขาเข้า | ไม่มีกำหนด |
1.4 รถขนส่งบุคคล 10 คนขึ้นไป | ยกเว้นอากรขาเข้า | ไม่มีกำหนด |
- ส่วนประกอบที่นำเข้ามาในลักษณะชิ้นส่วนสมบูรณ์ - แชสซีส์ที่มีเครื่องยนต์ติดตั้ง |
(จาก 10% เป็น 0%) (จาก 30% เป็น 0%) |
31 ธ.ค. 51 |
1.6 รถโดยสารตู้สาธารณะ NGV | ลดหย่อนจาก 40%เหลือ 22% | 31 ธ.ค. 51 |
1.7 ส่วนประกอบและอุปกรณ์ประกอบ (CKD) สำหรับรถตู้ | ยกเว้นอากรขาเข้า | 31 ธ.ค. 55 |
2. การยกเว้นและลดหย่อนภาษี สรรพสามิต | ||
2.1 รถยนต์นั่ง/โดยสาร NGV ที่ผลิตจากโรงงาน | ลดหย่อนจาก 30% เหลือ 20% | ไม่มีกำหนด |
2.2 รถยนต์ที่ติดตั้งระบบ NGV Retrofit | ยกเว้นภาษีเท่าค่าใช้จ่ายจริงและไม่เกิน 50,000 บาท | 31 ธ.ค. 51 |
3. ภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ประจำปี | ||
3.1 รถยนต์ที่ใช้ NGV เป็นเชื้อเพลิงอย่างเดียว | ลดหย่อนเหลือ 50% ของอัตราปกติ | ไม่มีกำหนด |
3.2 รถยนต์ที่ใช้ NGV เป็นเชื้อเพลิงร่วม | ลดหย่อนเหลือ 25% ของอัตราปกติ | ไม่มีกำหนด |
6.2 มาตรการด้านกฎหมายเพื่อขยายจำนวนรถและสถานีบริการ NGV
(1) กระทรวงคมนาคมได้ออกกฎกระทรวงว่าด้วยรถยนต์รับจ้างบรรทุกคนโดยสาร ไม่เกินเจ็ดคน (Taxi-Meter) ที่จดทะเบียนในเขตกรุงเทพมหานคร โดยกำหนดให้ Taxi ใหม่ต้องเป็นรถ NGV มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 31 ธันวาคม 2550 เป็นต้นไป
(2) คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 15 พฤษภาคม 2550 เห็นชอบให้กรุงเทพมหานครแก้ไขกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมกรุงเทพมหา นคร พ.ศ. 2549 เพื่อให้สามารถจัดตั้งสถานีบริการ NGV บนถนนสาธารณะที่มีขอบเขตทางน้อยกว่า 16 เมตร แต่ไม่ต่ำกว่า 10 เมตร ในเขตกรุงเทพมหานครได้
6.3 การรับรองมาตรฐานศูนย์ติดตั้ง NGV กระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการติด ตั้งอุปกรณ์ NGV ขึ้น เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2550 และปัจจุบันมีอู่ที่ได้รับการรับรองมาตรฐานการติดตั้งอุปกรณ์ NGV จำนวน 21 แห่ง
6.4 มาตรการด้านราคา คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 เห็นชอบในหลักการของการกำหนดราคา NGV ตามต้นทุน แต่เพื่อไม่ให้ส่งผลต่อแผนการขยายการใช้ NGV จึงขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้มีการกำหนดราคา NGV .ในปี 2550 - 2551 เท่ากับ 8.50 บาท/กก. แล้วจึงปรับราคา NGV ขึ้นแบบขั้นบันไดให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยในปี 2552 ปรับราคาได้ไม่เกิน 12 บาท/กก. ปี 2553 ปรับราคาได้ไม่เกิน 13 บาท/กก. และตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป จึงปรับราคา NGV ตามต้นทุนที่แท้จริง
6.5 มาตรการด้านการเงิน ปตท. ได้ร่วมกับ สนพ. จัดตั้งเงินกองทุนหมุนเวียนสำหรับยานยนต์ NGV จำนวน 7,000 ล้านบาท (ปตท. 5,000 ล้านบาท และ สนพ. 2,000 ล้านบาท) ให้ผู้ประกอบการยืม โดยเงินสนับสนุนจาก สนพ. จำนวน 2,000 ล้านบาท ได้ถูกจัดสรรให้ผู้ประกอบการรถโดยสารร่วม ขสมก. กู้ยืม ซึ่งปัจจุบันได้อนุมัติแล้วจำนวน 511 ล้านบาท และอยู่ระหว่างการพิจารณาจำนวน 1,470 ล้านบาท
7. ปตท. ได้ปรับเป้าหมายการขยายจำนวนรถ NGV และสถานีใหม่ จากเดิมได้กำหนดให้มีการใช้ NGV เพื่อทดแทนน้ำมันในอัตรา 15 เป็นร้อยละ 20 ในปี 2555 ซึ่งหมายถึงในปี 2555 จะมีจำนวนรถ NGV สะสมทั้งหมด 328,000 คัน และมีจำนวนสถานีบริการทั้งหมด 725 สถานี
8. ปัญหาและอุปสรรคสำคัญที่เกิดขึ้น ประกอบด้วย ต้นทุนการดัดแปลงเครื่องยนต์โดยเฉพาะรถดีเซลขนาดใหญ่หันมาใช้ NGV สูงขึ้น และการแก้ไขกฎกระทรวงใช้บังคับผังเมืองรวมกรุงเทพมหานคร พ.ศ. 2549 ยังไม่แล้วเสร็จ รวมทั้งการขออนุญาตวางท่อส่งก๊าซฯ เข้าสถานีแม่ และ Conventional Station ยังมีความล่าช้า เนื่องจากต้องผ่านหลักการ EIA และมาตรการภาษีที่ภาครัฐเคยให้การสนับสนุนในด้านต่างๆ จะสิ้นสุดลงในปี 2551
มติของที่ประชุม
1. เร่งส่งเสริมการใช้ NGV ทดแทนน้ำมันเบนซินและดีเซลให้ได้ถึงร้อยละ 20 ภายในปี 2555 โดยตั้งเป้าหมายให้ภายใน 4 ปี จะมีรถยนต์ทั่วไปใช้ NGV ถึง 210,860 คัน รถบรรทุกโดยสาร 56,940 คัน และมีสถานีบริการ NGV 580 แห่ง ซึ่ง ปตท. จะต้องลงทุนเพิ่มอีกประมาณ 52,805 ล้านบาท และ ณ สิ้นปี 2555 จำนวนรถยนต์ที่ใช้ NGV จะเพิ่มเป็น 240,000 คัน รถบรรทุกโดยสาร 88,000 คัน และจำนวนสถานีบริการเพิ่มเป็น 725 แห่ง ทั่วประเทศ
2. เพิ่มขีดความสามารถในการให้บริการ โดยพิจารณาเพิ่มวงเงินจากกองทุนอนุรักษ์ฯ ในโครงการทุนหมุนเวียนสำหรับยานยนต์จาก 2,000 ล้านบาท เป็น 4,000 ล้านบาท โดยคิดดอกเบี้ยขั้นต่ำ เพียงร้อยละ 0.5 ต่อปี และกำหนดให้มีการผ่อนคืนภายในระยะเวลา 5 ปีนับจากวันที่กู้ และรวมกับงบประมาณของ ปตท. ที่ได้ลงทุนดำเนินการอีก 5,000 ล้านบาท รวมเป็นทั้งสิ้น 9,000 ล้านบาท ทั้งนี้ เพื่อสนับสนุนผู้ประกอบการรถโดยสารประจำทางในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑล และรถโดยสารระหว่างเมืองในการเปลี่ยนมาใช้ NGV
3. ลดข้อจำกัดทางด้านกฎหมาย โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเร่งหาข้อยุติในเรื่องต่างๆ ดังนี้
3.1 กระทรวงมหาดไทยเร่งดำเนินการแก้ไขกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมกรุงเทพ มหานคร พ.ศ.2549 เพื่อให้สามารถจัดตั้งสถานี NGV บนถนนสาธารณะที่มีขนาดเขตทางน้อยกว่า 16 เมตร แต่ ไม่ต่ำกว่า 10 เมตร ให้แล้วเสร็จ
3.2 กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม ทำความตกลงร่วมกับกระทรวงพลังงานเกี่ยวกับการใช้หลักการ Code of Practice (COP) กับท่อที่มีความดันต่ำ ของโครงการที่สนับสนุน City Gas และภาคขนส่งในการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) ของโครงการระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเพื่อลดขั้นตอนและระยะเวลาการพิจารณาแทน การผ่านขบวนการ EIA ทั้งหมด
3.3 ที่ประชุมมอบหมายให้กระทรวงการคลังรับไปพิจารณา
- ขยายระยะเวลาการยกเว้นอากรขาเข้าถังบรรจุก๊าซธรรมชาติอัดและอุปกรณ์ควบคุม การใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (Conversion Kit) ออกไปอีก 4 ปี โดยให้สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555
- ขอขยายเวลาปรับลดอากรขาเข้าสำหรับรถโดยสาร NGV ในลักษณะแชสซีส์ ที่มีเครื่องยนต์ติดตั้งจากร้อยละ 30 ลงเหลือร้อยละ 0 ออกไปอีก 4 ปี โดยให้สิ้นสุด ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2555 และให้ครอบคลุมถึงรถบรรทุกและรถหัวลาก
- ปรับลดอากรขาเข้าส่วนประกอบและอุปกรณ์ประกอบซึ่งนำเข้ามาในลักษณะชิ้นส่วน สมบูรณ์ (CKD) เพื่อประกอบและผลิตในประเทศ จากร้อยละ 10 ลงเหลือร้อยละ 0 และให้ครอบคลุมถึงรถบรรทุกและรถหัวลาก
- ยกเว้นภาษีเงินได้สำหรับเงินได้ที่จ่ายเป็นค่าใช้จ่ายเพื่อการได้มาซึ่ง ทรัพย์สินประเภทเครื่องจักร อุปกรณ์หรือวัสดุ NGV โดยรวมค่าติดตั้งเป็นจำนวนร้อยละ 25 ของค่าใช้จ่าย ให้แก่บุคคลธรรมดาเฉพาะส่วนที่เป็นเงินได้พึงประเมินตามมาตรา 40(5) (6) (7) หรือ (8) และบริษัทหรือห้างหุ้นส่วนนิติบุคคล ทั้งนี้ ทรัพย์สินจะต้องได้มาและพร้อมใช้งานได้ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2553
เรื่องที่ 7 แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG และได้มีมติเห็นชอบการยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับขึ้นราคาขายส่ง โดยให้ยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG และยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั่วประเทศ โดยเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาคและเห็นชอบหลัก เกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG โดยกำหนดเพดานที่ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 60 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 40 โดยให้ทยอยปรับสัดส่วนการผลิตระหว่างโรงแยกก๊าซและโรงกลั่นน้ำมันไปสู่ระดับ จริง คือ 60 ต่อ 40 รวมทั้งได้มอบอำนาจให้ประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบในการดำเนินการตามแนวทางดังกล่าว ในช่วงระยะเวลาที่เหมาะสม
2. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2550 รัฐได้ยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับราคาขายส่งรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 1.20 บาท/กิโลกรัม จากราคา 16.81 บาท เป็น 18.01 บาท/กิโลกรัม วันที่ 4 มกราคม 2551 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธาน กบง. ได้เห็นชอบการปรับสูตรราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG เท่ากับ ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 95 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 5 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 7 มกราคม 2551 และเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2551 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เห็นชอบราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG ของเดือนกุมภาพันธ์ 2551 ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับตัวเพิ่มขึ้นกิโลกรัมละ 20 สตางค์ จากราคา 18.01 เป็น 18.21 บาท/กิโลกรัม ต่อมาในวันที่ 1 มีนาคม 2551 กบง. ได้เห็นชอบราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG ของเดือนมีนาคม 2551 ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับตัวลดลงกิโลกรัมละ 8 สตางค์ จากราคา 18.21 เป็น 18.13 บาท/กิโลกรัม โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มีนาคม 2551
3. ประมาณการใช้ก๊าซ LPG ในช่วงเดือนมกราคม - เมษายน 2551 อยู่ที่ระดับ 11.87 ล้านกิโลกรัม/วัน เพิ่มจากปีก่อน 1.81 ล้านกิโลกรัม/วัน ขณะที่ประมาณการผลิตอยู่ที่ระดับ 11.20 ล้านกิโลกรัม/วัน ลดลงจากปีก่อน 0.26 ล้านกิโลกรัม/วัน เนื่องจากผู้ผลิตมีแผนปิดซ่อมบำรุงประจำปี ประกอบกับโรงกลั่นได้ปรับเปลี่ยนกระบวนการผลิตโดยใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงแทนน้ำมันเตา เนื่องจากจำหน่ายในประเทศได้ในราคาต่ำ ทั้งนี้ คาดว่าปริมาณการผลิตก๊าซ LPG จะไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ จำเป็นต้องมีการนำเข้าเพื่อให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ โดยคาดว่าในช่วง 4 เดือนแรกของปี 2551 ต้องนำเข้าก๊าซ LPG ประมาณ 81 ล้านกิโลกรัม
4. การแก้ไขปัญหาโดยมติ กบง. เมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2551 มีดังนี้ (1) เห็นชอบให้ขยายเวลาการดำเนินการตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 โดยให้คงราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG เท่ากับ ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 95 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 5 ของเดือนมีนาคม 2551 ไว้ จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551 หลังจากนั้น ให้มีการพิจารณาดำเนินการปรับสูตรราคา ณ โรงกลั่นให้เหมาะสมกับสถานการณ์ (2) เห็นชอบให้รักษาระดับราคาก๊าซ LPG โดยให้คงราคาก๊าชหุงต้มไว้ ณ ระดับราคาตามราคาอิงตลาดโลกในข้อ 1) แต่สำหรับก๊าช LPG ที่นำไปใช้ในทางอื่นๆ ทั้งหมด ให้ปรับเพิ่มขึ้น ตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ เพื่อนำเงินที่ได้จากอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไปชำระหนี้ เงินชดเชยการนำเข้าก๊าช LPG จากต่างประเทศ และลดความต้องการใช้ก๊าช LPG โดยให้กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) รับไปดำเนินการกำหนดรายละเอียดในหลักเกณฑ์วิธีการปฏิบัติต่อไป (3) เห็นชอบให้จ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าตามปริมาณสัดส่วนที่ขาด ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 เป็นต้นไป (4) มอบหมายให้ ธพ. และสถาบันบริหารกองทุนพลังงานร่วมกันจัดระบบการจ่ายเงินชดเชยสำหรับก๊าซ LPG ที่นำเข้ามาใช้ในประเทศ รวมทั้งการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการใช้ก๊าซ LPG ที่มิใช่การใช้ในภาคครัวเรือน โดยให้ ธพ. เป็นผู้รับผิดชอบตรวจสอบปริมาณการนำเข้าและปริมาณการใช้ก๊าซ LPG ที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทั้งนี้ให้ สบพ. เป็นผู้รับผิดชอบ ด้านการจ่ายเงินชดเชย (5) มอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศ กบง. เพื่อกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ อัตราเงินชดเชยและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิต จำหน่ายและนำเข้ามาใช้ในประเทศ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป (6) มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบหรืออนุมัติแทน กบง. ตามข้อ 1 ข้อ 2 และข้อ 3 ได้ตามความเหมาะสม และ (7) มอบหมายให้ ธพ. รับไปจัดทำข้อเสนอตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการนำก๊าซหุงต้มไป จำหน่ายในสาขาอื่น และคณะกรรมการป้องกันการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวเพื่อนำเสนอ กพช. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. รับทราบแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2551 ดังนี้
(1) เห็นชอบให้ขยายเวลาการดำเนินการตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 โดยให้คงราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG เท่ากับ ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 95 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 5 ของเดือนมีนาคม 2551 ไว้ จนถึงเดือนกรกฎาคม 2551หลังจากนั้น ให้มีการพิจารณาดำเนินการปรับสูตรราคา ณ โรงกลั่นให้เหมาะสมกับสถานการณ์
(2) เห็นชอบให้รักษาระดับราคาก๊าซ LPG โดยให้คงราคาก๊าชหุงต้มไว้ ณ ระดับราคาตามราคาอิงตลาดโลกในข้อ (1) แต่สำหรับก๊าช LPG ที่นำไปใช้ในทางอื่นๆ ทั้งหมด ให้ปรับเพิ่มขึ้นตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ เพื่อนำเงินที่ได้จากอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปชำระหนี้เงิน ชดเชยการนำเข้าก๊าช LPG จากต่างประเทศ และลดความต้องการใช้ก๊าช LPG โดยให้กรมธุรกิจพลังงานรับไปดำเนินการกำหนดรายละเอียดในหลักเกณฑ์วิธีการ ปฏิบัติต่อไป
(3) เห็นชอบให้จ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าตามปริมาณสัดส่วนที่ขาด ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 เป็นต้นไป
(4) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานและสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน ร่วมกันจัดระบบการจ่ายเงินชดเชยสำหรับก๊าซ LPG ที่นำเข้ามาใช้ในประเทศ รวมทั้งการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง จากการใช้ก๊าซ LPG ที่มิใช่การใช้ในภาคครัวเรือน โดยให้กรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้รับผิดชอบตรวจสอบปริมาณการนำเข้าและปริมาณการ ใช้ก๊าซ LPG ที่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทั้งนี้ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงานเป็นผู้รับผิดชอบด้านการจ่ายเงินชดเชย
(5) มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน เพื่อกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง อัตราเงินชดเชยและอัตราเงินกองทุนคืนสำหรับก๊าซ LPG ที่ผลิต จำหน่ายและนำเข้ามาใช้ในประเทศ เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
(6) มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณา ให้ความเห็นชอบหรืออนุมัติแทนคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ตามข้อ (1) ข้อ (2) และข้อ (3) ได้ตามความเหมาะสม
(7) มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานรับไปจัดทำข้อเสนอตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลและ ตรวจสอบการนำก๊าซหุงต้มไปจำหน่ายในสาขาอื่น และคณะกรรมการป้องกันการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวประเทศเพื่อนบ้าน เพื่อนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
2. เห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการค้าปิโตรเลียมเหลว และคณะกรรมการติดตามตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศ เพื่อนบ้าน
เรื่องที่ 8 แนวทางการส่งเสริมและพัฒนาการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ
สรุปสาระสำคัญ
1. ปี 2547 รัฐบาลได้กำหนดให้ยกเลิกการใช้ MTBE และให้ส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล โดยในปัจจุบันกำหนดเป้าหมายใช้เอทานอลให้ได้ 2.4 ล้านลิตร/วัน ภายในปี 2554 และได้มีมาตรการส่งเสริม การผลิตเอทานอล ประกอบด้วย การยกเว้นอากรขาเข้าเครื่องจักรและภาษีเงินได้นิติบุคคล 8 ปี การยกเว้นภาษีสรรพสามิตและภาษีเทศบาลสำหรับเอทานอลที่ผสมในแก๊สโซฮอล การเปิดเสรีการผลิตเอทานอล ส่งผลให้มีโรงงานได้รับอนุญาต 45 ราย กำลังผลิตรวม 12 ล้านลิตร/วัน ปัจจุบันมีการผลิต 9 ราย มีกำลังผลิต 1.25 ล้านลิตร/วัน ซึ่งสูงกว่าความต้องการเฉลี่ย 0.73 ล้านลิตร/วัน และการส่งออกตั้งแต่เมษายน 2550 - มกราคม 2551 จำนวน 22.35 ล้านลิตร โดยตลาดการส่งออก ได้แก่ สิงค์โปร์ ยุโรป และออสเตรเลีย เป็นต้น
2. เดือนกุมภาพันธ์ 2551 มีสถานีบริการแก๊สโซฮอล 3,926 แห่ง ปริมาณการจำหน่ายเฉลี่ย 7.3 ล้านลิตร/วัน เป็นแก๊สโซฮอล 91, 95 และ E20 จำนวน 1.63, 5.65 และ 0.002 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ โดยยอดจำหน่ายเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2551 ร้อยละ 8.63 ส่วนด้านการใช้แก๊สโซฮอลในรถยนต์ที่ผลิตหลังปี 1995 ทุกยี่ห้อยืนยันว่าใช้แก๊สโซฮอลได้ สำหรับรถยนต์ที่ใช้แก๊สโซฮอล E20 คาดว่าจะมีจำหน่ายประมาณ 100,000 คัน ในปี 2551
3. ปัญหาด้านวัตถุดิบที่ใช้ผลิตเอทานอลขั้นต่ำตามความต้องการใช้น้ำมันเบนซิน คาดว่าปริมาณกากน้ำตาลและมันสำปะหลังจะมีเพียงพอในปี 2554 แต่หากผู้ผลิตต้องการผลิตเพื่อส่งออก ปริมาณกากน้ำตาลจะไม่เพียงพอในอนาคต ขณะที่มันสำปะหลังยังมีปริมาณเพียงพอ อย่างไรก็ตามแนวโน้มราคา มันสำปะหลังสูงขึ้นและปริมาณการส่งออกมันเส้นมากขึ้นอาจส่งผลให้เกิดการขาด แคลนในอนาคตได้ ซึ่งแนวทางการแก้ไขปัญหาดังกล่าว กระทรวงพลังงานได้ร่วมหารือกับกระทรวงเกษตรฯ เพื่อจัดทำแผน การจัดหาวัตถุดิบโดยมุ่งเน้นการจัดทำ Zoning ที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนการขนส่ง ส่วนปัญหาเอทานอลล้นตลาด เนื่องจากการส่งออกเอทานอลยังทำได้ไม่กว้างขวาง คลังเก็บเอทานอลเพื่อรอการส่งออกมีจำกัด และหาตลาดรับซื้อในต่างประเทศยาก กรมธุรกิจ พลังงาน (ธพ.) ได้ประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กรมสรรพสามิตเพื่อหารือการกำหนดมาตรการให้ผู้ค้าทั่วไปส่งออกได้นอกเหนือจาก ผู้ผลิต การสนับสนุนให้ผู้ผลิตเช่าคลังเก็บเอทานอลรอการส่งออก และพิจารณาความเหมาะสมในการเปิดตลาดกับประเทศ ในภูมิภาค รวมทั้งได้ร่วมกับ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และ สนพ. ประสานผู้ผลิตเอทานอลพิจารณานโยบายสร้างเสถียรภาพราคาและปริมาณเอทานอลใน อนาคต
4. ปัญหาด้านการผลิต การจำหน่ายเอทานอล เนื่องจากโรงกลั่นมีข้อจำกัดในการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐานในเรื่ององค์ ประกอบไม่สมดุล, สถานีบริการมีถังและหัวจ่ายจำกัด และประชาชนบางส่วนยังขาดความเชื่อมั่นในการใช้แก๊สโซฮอล ซึ่ง ธพ. ได้ประสานผู้ค้าน้ำมันประเมินศักยภาพการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน และเร่งขยายสถานีแก๊สโซฮอล 91 ตลอดจนสร้างความรู้ความเข้าใจผู้ที่เกี่ยวข้อง ซึ่ง สนพ. ได้รณรงค์ประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความมั่นใจในการใช้แก๊สโซฮอล เพื่อส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลให้เพิ่มขึ้น
5. รัฐบาลส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลตั้งแต่ปี 2548 และบังคับใช้ B2 ทั่วประเทศตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2551 โดยกำหนดจะใช้ B5 ทั่วประเทศในปี 2554 ความก้าวหน้าการดำเนินการส่งเสริมการผลิตไบโอดีเซล ได้แก่ การให้สิทธิประโยชน์การลงทุน สนับสนุนเงินทุนหมุนเวียนเพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทน ส่งผลให้มีผู้ผลิตที่ขึ้นทะเบียนกับ ธพ. 9 ราย กำลังผลิตรวม 2.18 ล้านลิตร/วัน และอยู่ระหว่างก่อสร้างอีก 13 ราย กำลังการผลิตรวม 2.6 ล้านลิตร/วัน และจากมาตรการสนับสนุนด้านราคาและคุณภาพ ส่งผลให้มีสถานีบริการ 1,054 แห่ง มีการจำหน่าย B5 และ B2 จำนวน 152.6 และ 1,368.8 ล้านลิตร หรือเฉลี่ย 5.26 และ 47.2 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ รวมต้องการ B100 ในเดือนกุมภาพันธ์ 2551 จำนวน 1.2 ล้านลิตร/วัน ส่วนความก้าวหน้าของไบโอดีเซลชุมชน โดย พพ. ให้การสนับสนุนการดำเนินการปี 2548 - 2549 จำนวน 72 ชุมชน อยู่ระหว่างการแก้ไขปัญหาการขาดวัตถุดิบในการผลิต ขณะที่แผนการส่งเสริมปี 2550-2551 จำนวน 400 ชุมชน อยู่ระหว่างพิจารณาความพร้อมในการจัดหาวัตถุดิบของแต่ละชุมชน
6. ปัญหาด้านวัตถุดิบ จากการพิจารณาความต้องการน้ำมันปาล์มดิบ (CPO) ตามยุทธศาสตร์กระทรวงพลังงานที่กำหนดใช้ CPO เพื่อผลิตไบโอดีเซลสำหรับผสมร้อยละ 2 ทั้งหมด และผสมร้อยละ 5 บางส่วน ในปี 2551-2553 ขณะที่ปี 2554 จะบังคับผสมร้อยละ 5 ทั้งหมด ผลการประเมินในกรณีที่ยอมให้มีการส่งออก CPO พบว่า หากผู้ค้าน้ำมันเริ่มส่งเสริมใช้ B5 จะส่งผลให้ขาดแคลน CPO ในปลายปี 2551 ซึ่งกระทรวงพลังงานได้ประสานกระทรวงเกษตรฯ และกระทรวงพาณิชย์ จัดตั้งกลไกการบริหารจัดการ และการจัดหาวัตถุดิบเพื่อผลิตไบโอดีเซลให้เพียงพอต่อการผลิตในราคาที่เหมาะ สม และเร่งกำหนดแนวทางแก้ไขปัญหาการขาดแคลน CPO และผลกระทบต่อราคาน้ำมันบริโภคที่อาจจะเกิดขึ้นภายในปลายปี 2551
7. ด้านการผลิตไบโอดีเซล (B100) เพื่อลดต้นทุนการผลิต ปตท. จะศึกษาการใช้ Ethanol แทน Methanol ในการผลิต Methyl ester และ ธพ. จะประสานบริษัทรถยนต์และผู้เกี่ยวข้องทดสอบการใช้งานเพื่อศึกษาผลกระทบต่อไป ส่วนด้านการจำหน่ายไบโอดีเซล เพื่อสร้างความมั่นใจให้บริษัทรถยนต์และประชาชน ธพ. จะประสานบริษัทรถยนต์กำหนดแนวทางประชาสัมพันธ์การใช้ B2/B5 เพื่อสร้างความเชื่อมั่นให้กับผู้ใช้รถยนต์ โดยให้ผู้บริหารบริษัทรถยนต์ออกมารับประกันการใช้
8. ในปี 2548 กพช. ได้แต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (กชช.) ที่มี รองนายกรัฐมนตรีเป็นประธาน เพื่อเสนอแนะนโยบายและแผนการพัฒนาด้านเชื้อเพลิงชีวภาพ แต่ในปี 2549 กพช. ได้มีมติให้ยกเลิกคณะกรรมการฯ ดังกล่าว โดยให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเอทานอล และคณะอนุกรรมการไบโอดีเซลขึ้นภายใต้ กบง. แต่เนื่องจากปัญหาและอุปสรรคในการส่งเสริมแก๊สโซฮอลและไบโอดีเซลส่วนใหญ่ เป็นเรื่องที่จำเป็นต้องมีการสนับสนุนเชิงนโยบายและปรับปรุงแก้ไขกฎระเบียบ ต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับหน่วยงานภายนอกกระทรวงพลังงานเป็นหลัก ซึ่งคณะอนุกรรมการทั้ง 2 คณะดังกล่าว อาจไม่มีอำนาจเพียงพอในการแก้ปัญหา จึงควรจัดตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพขึ้นใหม่ โดยปรับปรุงองค์ประกอบและอำนาจหน้าที่ให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน เพื่อให้การกำหนดนโยบายร่วมระหว่างกระทรวงในการแก้ไขปัญหาและส่งเสริมการ พัฒนาเชื้อเพลิงชีวภาพเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพสามารถดำเนินการร่วมกันได้ อย่างเป็นระบบต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางในการดำเนินการแก้ไขปัญหาสำหรับการพัฒนาส่งเสริม และพัฒนาการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการต่อไป ดังนี้
1.1 การส่งเสริมและพัฒนาเอทานอล
(1) ด้านวัตถุดิบ มอบหมายให้กระทรวงพลังงานได้ประสานกระทรวงเกษตรและสหกรณ์จัดทำแผนการจัดหา วัตถุดิบโดยมุ่งเน้นการจัดทำ Zoning ที่เหมาะสมเพื่อลดต้นทุนการขนส่ง
(2) ด้านการผลิตเอทานอล มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อสนับสนุนการส่ง ออกเอทานอล แลมอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ประสานผู้ผลิตเอทานอลพิจารณานโยบายสร้างเสถียรภาพราคาและปริมาณเอทานอลใน อนาคต
(3) ด้านการผลิตและจำหน่ายแก๊สโซฮอล มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานประสานผู้ค้าน้ำมันประเมินศักยภาพการผลิตน้ำมัน เบนซินพื้นฐาน และเร่งขยายสถานีแก๊สโซฮอล 91 ตลอดจนสร้างความรู้ความเข้าใจผู้ที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ช่างซ่อมรถยนต์ ตัวแทนจำหน่ายรถยนต์ และ สนพ. รณรงค์ประชาสัมพันธ์เพื่อสร้างความมั่นใจในการใช้แก๊สโซฮอล เพื่อส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลให้เพิ่มขึ้น
1.2 การส่งเสริมและพัฒนาไบโอดีเซล
(1) ด้านวัตถุดิบ มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานกระทรวงเกษตรและสหกรณ์ และกระทรวงพาณิชย์ในการพิจารณาการจัดตั้งกลไกการบริหารจัดการ และการจัดหาวัตถุดิบเพื่อผลิต ไบโอดีเซลให้เพียงพอต่อการผลิตในราคาที่เหมาะสม และเร่งกำหนดแนวทางแก้ไขปัญหาการขาดแคลนน้ำมันปาล์มดิบและผลกระทบต่อราคา น้ำมันบริโภคที่อาจจะเกิดขึ้นภายในปลายปี 2551
(2) ด้านการผลิตไบโอดีเซล (B100) มอบหมายให้ ปตท. ศึกษาการใช้ Ethanol แทน Methanol ในการผลิต Methyl ester และกรมธุรกิจพลังงานประสานบริษัทรถยนต์และผู้เกี่ยวข้องทดสอบการใช้งานเพื่อ ศึกษาผลกระทบ ต่อไป
(3) ด้านการจำหน่ายน้ำมันไบโอดีเซล มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานประสานบริษัทรถยนต์กำหนดแนวทางประชาสัมพันธ์การ ใช้ B2/B5 เพื่อสร้างความเชื่อมั่นใจให้กับผู้ใช้รถยนต์ โดยเห็นควรให้ผู้บริหารบริษัทรถยนต์ออกมารับประกันการใช้
2. เห็นชอบให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ โดยให้เพิ่มอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ เกี่ยวกับการศึกษาวิจัยพืชพลังงานด้วย
เรื่องที่ 9 การปรับสถานภาพของสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007) โดยสาระสำคัญของแผน PDP 2007 คือ การกำหนดทางเลือกให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ในปี 2563 และอีก 2,000 เมกะวัตต์ ในปี 2564
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้มีมติ 1)เห็นชอบในหลักการ แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPIEP) เบื้องต้น 2) เห็นชอบให้มีการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เป็นหน่วยงานภายในกระทรวงพลังงาน 3) เห็นชอบในการดำเนินโครงการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน โดยจัดประชุมสัมมนาอย่างน้อย 8 ครั้ง ในระยะเวลา 6 เดือน 4) เห็นชอบแผนการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) 5) เห็นชอบกรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท เพื่อใช้ในการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ และการดำเนินงานตามแผนฯ โดยให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาจัดหางบประมาณต่อไป 6) เห็นชอบให้การกำกับดูแลในระยะเริ่มแรกให้ใช้กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับพลังงาน ปรมาณูเพื่อสันติ ซึ่งปัจจุบันมีอยู่หลายฉบับไปพลางก่อน และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ รับไปยกร่างกฎหมายเฉพาะในการกำกับดูแล มาตรฐานและความปลอดภัยด้านนิวเคลียร์ โดยครอบคลุมถึงประเด็นที่เกี่ยวข้องทั้งหมด
3. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบ ดังนี้ 1) แผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับ สมบูรณ์ 2) การจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ปรับโครงสร้างการบริหารงานจากระดับ "สำนัก" ตามที่เสนอไว้ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เป็นระดับ "สำนักงาน" โดยเป็นหน่วยงานในกระทรวงพลังงาน และรองปลัดกระทรวงพลังงาน นายณอคุณ สิทธิพงศ์ ปฏิบัติหน้าที่ในฐานะผู้อำนวยการสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ทั้งนี้ให้ปลัดกระทรวงพลังงานดำเนินการแต่งตั้ง ตามขั้นตอนต่อไป 3) ให้แต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐาน พลังงานไฟฟ้านิวเคลียร์ โดยมีอำนาจหน้าที่ตามที่เสนอและให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาปรับองค์ ประกอบให้เหมาะสมตามการพิจารณาของที่ประชุม และประธาน กพช. ได้ลงนามในคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการประสานฯ แล้ว เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2550
4. คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 ได้อนุมัติเงินสนับสนุนการดำเนินการตามแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานฯ จำนวนเงิน 250 ล้านบาท ต่อปี รวม 3 ปี เป็นเงิน 750 ล้านบาท และ กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการกองทุนฯ และรับทราบประมาณการรายจ่ายสำหรับกิจกรรมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ ในช่วง 3 ปีแรก ซึ่งคาดว่าจะใช้จ่ายเงินประมาณ 450 ล้านบาท/ปี หรือจำนวนรวม 1,345 ล้านบาท
5. เนื่องจากสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ที่ได้จัดตั้งขึ้นตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 ได้กำหนดให้เป็นสำนักงานอยู่ภายใต้กระทรวงพลังงาน แต่สำนักงานไม่ได้เป็นนิติบุคคล ตามมาตรา 8 แห่งพระราชบัญญัติระเบียบบริหารราชการแผ่นดิน พ.ศ. 2534 และที่แก้ไขเพิ่มเติม ดังนั้นสำนักงานฯ จึงไม่สามารถทำนิติกรรมสัญญาได้ และสำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานไม่สามารถทำนิติกรรมสัญญาแทนได้ด้วย
6. เพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาดังกล่าว จึงเห็นควรให้มีการดำเนินการดังนี้
6.1 เห็นควรให้ปรับสถานภาพของสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เป็นสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ภายใต้สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานไปพลางก่อนจนกว่าจะมีการตรากฎหมายจัดตั้ง สำนักงานฯ
6.2 เห็นควรให้สำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์มีอำนาจหน้าที่ และมีการแบ่งส่วนราชการในสำนักฯ ดังนี้
(1) มีอำนาจหน้าที่ในการจัดทำโครงการ แผนงาน มาตรการ และดำเนินการประสานและบริหารแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์ และทำหน้าที่เป็นฝ่ายเลขานุการของคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้ง โครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์
(2) ให้แบ่งส่วนราชการในสำนักฯ เป็น ส่วนประสานความร่วมมือการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ส่วนประสานความร่วมมือการวางแผนการดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ส่วนสื่อสารและการยอมรับสาธารณะ และส่วนบริหารงานกลาง
(3) ให้มีผู้อำนวยการสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ มีอำนาจหน้าที่รับผิดชอบในการบริหารการปฏิบัติราชการภายในสำนักพัฒนาโครงการ โรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
ทั้งนี้ โดยเห็นควรมอบหมายให้ปลัดกระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการแต่งตั้งและ มอบอำนาจตามขั้นตอนต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหา ตามข้อ 6 และมอบหมายให้ปลัดกระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการแต่งตั้ง และมอบอำนาจตามขั้นตอนต่อไป
กพช. ครั้งที่ 122 - วันพฤหัสบดีที่ 13 พฤศจิกายน 2551
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ที่ 3/2551 (ครั้งที่ 122)
เมื่อวันพฤหัสบดีที่ 13 พฤศจิกายน พ.ศ. 2551 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุมวิเทศสโมสร ส่วนที่ 2 กระทรวงการต่างประเทศ
1.การส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ
2.แนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
3.การจ่ายเงินชดเชยภาษีสรรพสามิตตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน
4.แนวทางการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่ง
5.การยกเลิกสิทธิพิเศษในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
6.โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่ Tariff MOU หมดอายุ หรือขอยกเลิก Tariff MOU
7.สัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก Tenaga Nasional Berhad (TNB) ฉบับใหม่
8.รายงานผลการดำเนินงานของกระทรวงพลังงานในช่วงที่ผ่านมา
9.นโยบายการพัฒนาพลังงานของประเทศตามนโยบายรัฐบาล
10.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
11.การรักษาเสถียรภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
12.ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
15.การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 6 ผลิตภัณฑ์
16.การส่งเสริมการจัดตั้งสถานีบริการ NGV ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
นายสมพงษ์ อมรวิวัฒน์ รองนายกรัฐมนตรี เป็นประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ
ประธานฯ ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า การประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เป็นการประชุมที่สำคัญ จึงขอให้คณะกรรมการทุกท่านช่วยแสดงข้อคิดเห็น ทั้งข้อเสนอแนะหรือข้อทักท้วง ได้อย่างเปิดกว้าง อย่างไรก็ตาม ในเรื่องเกี่ยวกับอำนาจและภารกิจของคณะกรรมการต่างๆ ที่จะนำเสนอเข้า กพช. ถ้าหากมีประเด็นขัดแย้งขอให้ปรึกษาหารือกันก่อน โดยไม่ควรถกเถียงในที่ประชุม ซึ่งจะทำให้เสียเวลาการประชุม และหากเรื่องใดไม่มีความขัดแย้ง ให้นำเสนอ กพช. โดยขอความเห็นชอบแล้วนำเสนอคณะรัฐมนตรีต่อไป
เรื่องที่ 1 การส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการ
สรุปสาระสำคัญ
1. สืบเนื่องจากกระทรวงพลังงาน ได้เสนอเรื่องการหารือและศึกษาดูงานเกี่ยวกับนโยบายส่งเสริมเชื้อเพลิง ชีวภาพ ณ สหพันธ์สาธารณรัฐบราซิล ระหว่างวันที่ 8 - 15 มิถุนายน 2551 ต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อทราบ เมื่อวันที่ 8 กรกฎาคม 2551 ต่อมากระทรวงพลังงานจึงได้จัดตั้งคณะกรรมการส่งเสริมการผลิตการใช้ E85 เพื่อจัดทำร่างวาระแห่งชาติการส่งเสริมการใช้ E85 ของประเทศไทยแบบบูรณาการขึ้นซึ่งทุกฝ่ายเห็นด้วยในหลักการว่าจะเกิดประโยชน์ ต่อเศรษฐกิจของประเทศ โดยเฉพาะการลดการพึ่งพาการนำเข้าน้ำมัน การสร้างมูลค่าเพิ่มทางการเกษตร
2. รัฐบาลได้ส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอลตั้งแต่ปี 2547 โดยมีเป้าหมายการใช้เอทานอล 2.4 ล้านลิตร/วัน ภายในปี 2554 และประเทศไทยมีวัตถุดิบที่เหลือจากการบริโภค อุตสาหกรรมในประเทศ และการส่งออกสามารถสนับสนุนการผลิตเอทานอลขั้นต่ำ 2.95 ล้านลิตร/วัน ปัจจุบันมีโรงงานได้รับอนุญาต 47 ราย กำลังผลิตรวม 12.3 ล้านลิตร/วัน โดยเดือนกันยายน 2551 มีจำนวนผู้ผลิต 11 ราย กำลังผลิต 1.58 ล้านลิตร/วัน ผลิตจริง 8 ราย เฉลี่ย 0.85 ล้านลิตร/วัน นอกจากนี้ยังมีผู้ผลิตที่อยู่ระหว่างการก่อสร้างซึ่งจะแล้วเสร็จภายในปี 2552 อีก 9 ราย กำลังผลิต 2.19 ล้านลิตร/วัน รวมกำลังผลิตทั้งสิ้น 3.77 ล้านลิตร/วัน จากการที่ภาครัฐได้มีมาตรการสนับสนุน ประกอบด้วย การทำให้ราคาขายปลีกแก๊สโซฮอลถูกกว่าน้ำมันเบนซิน 91 และเบนซิน 95 การประชาสัมพันธ์ ศึกษาวิจัยและทดลอง เพื่อสร้างความเชื่อมั่นให้ประชาชน ส่งผลให้การจำหน่ายและการใช้แก๊สโซฮอลขยายตัวสูง โดยเดือนกันยายน 2551 มีสถานีบริการจำหน่ายแก๊สโซฮอล จำนวน 4,132 แห่ง เฉลี่ย 9.72 ล้านลิตร/วัน เพิ่มขึ้นจากเดือนกันยายน 2550 ร้อยละ 82 และเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 2551 ร้อยละ 37
3. กระทรวงพลังงานได้กำหนด Road Map การส่งเสริมการใช้ E85 โดยในปี 2551 - 2552 เริ่มทดลอง Fleet และนำเข้ารถยนต์ Flex Fuel Vehicle (FFV) เชิงพาณิชย์บางส่วนประมาณ 1,000 คัน เพื่อสร้างความมั่นใจให้กับประชาชน และเปิด Line การผลิตรถ (FFV) ในประเทศตั้งแต่ปี 2553 เป็นต้นไป การส่งเสริมการใช้ E85 ตาม Road Map ข้างต้น จะเกิดประโยชน์ต่อประเทศชาติ 447,377 ล้านบาท ภายใน 10 ปีข้างหน้า
ตารางที่ 1 Road Map การส่งเสริมการใช้ E85
รายการ | ระยะสั้น (2551-2552) |
ระยะกลาง (2553-2557) |
ระยะยาว (2558-2561) |
รถ หัวฉีด สะสม (ล้านคัน) | 3.11 | 3.15 | 3.18 |
รถ อี 20 สะสม (ล้านคัน) | 0.32 | 0.97 | 1.36 |
รถ FFV สะสม (ล้านคัน) | 0.001 | 0.40 | 1.07 |
รวมรถยนต์ (ล้านคัน) | 3.43 | 4.52 | 5.61 |
เอทานอลรถหัวฉีด (อี10) (ล้านลิตรต่อวัน) | 0.97 | 1.64 | 1.65 |
เอทานอลสำหรับรถ อี 20 (ล้านลิตรต่อวัน) | 0.21 | 1.05 | 1.47 |
เอทานอลสำหรับรถ FFV (ล้านลิตรต่อวัน) | 0.004 | 1.66 | 4.55 |
เอทานอลสำหรับรถ จยย. (ล้านลิตรต่อวัน) | 0.16 | 0.33 | 0.41 |
รวมเอทานอล (ล้านลิตรต่อวัน) | 1.34 | 4.69 | 8.08 |
ลดการใช้เบนซินสะสมเป็นเงิน* (ล้านบาท) | 14,810 | 148,590 | 386,720 |
การสร้างมูลค่าเพิ่มรายสาขาการผลิตสะสมเป็นเงิน#(ล้านบาท) | 2,345 | 20,930 | 60,657 |
รวมผลประโยชน์ต่อประเทศ (ล้านบาท) | 17,155 | 169,520 | 447,377 |
หมายเหตุ : * ราคาเบนซินเฉลี่ยคงที่ 30 บาท/ลิตร
4. แนวทางส่งเสริมการใช้ E85 ประกอบด้วยมาตรการ ดังนี้
4.1 มาตรการด้านภาษีรถยนต์ ปี 2551 - 2552 ลดอากรนำเข้ารถยนต์ FFV สามารถใช้น้ำมันเบนซินทั่วไป จนถึงน้ำมัน E85) จาก ร้อยละ 80 เหลือ ร้อยละ 60 เป็นจำนวน 1,000 คัน ลดภาษีสรรพสามิตรถยนต์ FFV ขนาดความจุกระบอกสูบไม่เกิน 2,000 ซีซี จาก ร้อยละ 25 เหลือ ร้อยละ 22 และขนาดความจุกระบอกสูบมากกว่า 2,000 ซีซี จาก ร้อยละ 30 เหลือ ร้อยละ 27
4.2 มาตรการส่งเสริมวัตถุดิบ การผลิตเอทานอล และน้ำมัน E85 ครบวงจร เพื่อสนับสนุนการส่งเสริมการใช้ E85 และเพิ่มประสิทธิภาพในระยะยาว ดังนี้
- ส่งเสริมการเพิ่มผลผลิตต่อไร่ ของอ้อยเป็น 15 ตัน/ไร่ และมันสำปะหลังเป็น 5 ตัน/ไร่ กำหนดการเพิ่มพื้นที่การเพาะปลูกในพื้นที่รกร้างว่างเปล่าและที่ราชพัสดุ
- พิจารณาความเหมาะสมราคาเอทานอลให้สอดคล้องกับวัตถุดิบในประเทศทั้งในระยะสั้นและระยะยาว
- กำหนดราคา E85 ให้มีราคาขายปลีกต่ำกว่าแก๊สโซฮอล 95 (E10) ไม่น้อยกว่าร้อยละ 30 เนื่องจากประสิทธิภาพความร้อนของ E85 น้อยกว่าแก๊สโซฮอล 95 (E10) ประมาณร้อยละ 23
- พิจารณาสนับสนุนการผลิตน้ำมัน E85 ครบวงจร ตั้งแต่การจัดทำแผนการผลิต E85 ของโรงกลั่นน้ำมัน การพัฒนาระบบ logistics ระบบคลังน้ำมันและการ Blending
- จัดทำโครงการ Fleet รถยนต์ E85 เพื่อส่งเสริมการใช้และสนับสนุนการวิจัยพัฒนา ในปี 2551 โดยจัดให้มีผู้นำเข้ารถ FFV มาทดสอบประสิทธิภาพอันเนื่องมาจากความต่างพื้นที่และชนิดน้ำมัน ความสิ้นเปลืองน้ำมันเชื้อเพลิง Emission Cold Start เป็นต้น
- สนับสนุนเงินทุนส่งเสริมจากรัฐในการวิจัยและพัฒนา เช่น การพัฒนาพันธุ์วัตถุดิบและการใช้เซลลูโลสเป็นวัตถุดิบในการผลิตเอทานอล การผลิตเอทานอล การพัฒนารถยนต์ FFV
5. เพื่อให้การส่งเสริมการใช้ E85 เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพเป็นรูปธรรม จึงเห็นควรให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องร่วมดำเนินการตามแผนงาน/โครงการภายใต้แผนปฏิบัติการการส่ง เสริมการใช้ E85 แบบครบวงจรให้แล้วเสร็จในระยะเวลาที่กำหนด
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการส่งเสริมการใช้น้ำมัน E85 เป็นวาระแห่งชาติ และมอบหมายให้หน่วยงาน ที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดผลทางปฏิบัติในระยะเวลาที่กำหนดตามแผนปฏิบัติ การการส่งเสริมการใช้ E85 ครบวงจร โดยให้กระทรวงพลังงานเป็นผู้รับผิดชอบหลักในการดำเนินงานและประสานกับหน่วย งานที่เกี่ยวข้องต่อไป
2.เห็นชอบให้กระทรวงการคลัง ลดอากรนำเข้า จากร้อยละ 80 เหลือเป็นร้อยละ 60 สำหรับรถยนต์ Flex Fuel Vehicle (FFV) ขนาดไม่เกิน 2,000 ซีซี และไม่เกิน 2,500 ซีซี จำนวนไม่เกิน 2,000 คัน ที่จะนำเข้าประเทศไทย ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2552
3.เห็นชอบให้ใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงชดเชยภาระภาษีสรรพสามิตรถ ยนต์ FFV อัตราร้อยละ 3 ให้กับรถยนต์ FFV ขนาดไม่เกิน 2,000 ซีซี และไม่เกิน 2,500 ซีซี ที่จะนำเข้ามาจำหน่ายในราชอาณาจักร จำนวนไม่เกิน 2,000 คัน ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2552 และใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงชดเชยภาระภาษีสรรพสามิตรถยนต์ FFV อัตราร้อยละ 3 ให้กับรถยนต์ FFV ที่ผลิต และต้องจำหน่ายภายในราชอาณาจักร ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2553 และหลังจากวันที่ 31 ธันวาคม 2553 เป็นต้นไป มอบหมายให้กระทรวงการคลังพิจารณาโครงสร้างภาษีสรรพสามิตของรถยนต์ FFV ให้สอดคล้องกับโครงสร้างภาษีรถยนต์ประเภทอื่นทั้งระบบต่อไป
เรื่องที่ 2 แนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG และได้มีมติเห็นชอบการยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG และยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากการส่งออกก๊าซ LPG ยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั่วประเทศต่อไป โดยเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาคและเห็นชอบหลัก เกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG โดยกำหนดเพดานที่ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 60 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 40 โดยให้ทยอยปรับสัดส่วนต้นทุนการผลิตระหว่างโรงแยกก๊าซและโรงกลั่นน้ำมันไป สู่ระดับจริง คือร้อยละ 60 ต่อร้อยละ 40 รวมทั้งได้ มอบอำนาจให้ประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบในการดำเนินการตามแนวทางดังกล่าว ในช่วงระยะเวลาที่เหมาะสม
2. เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2550 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธาน กบง. ได้เห็นชอบยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับราคาขายส่งรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 1.20 บาท/กิโลกรัม จากราคา 16.81 บาท เป็น 18.01 บาท/กิโลกรัม และต่อมาในวันที่ 4 มกราคม 2551 ได้เห็นชอบการปรับสูตรราคา ก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น เท่ากับต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 95 บวกราคาส่งออกร้อยละ 5 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 7 มกราคม 2551 และวันที่ 30 มกราคม 2551 ได้เห็นชอบราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ของเดือนกุมภาพันธ์ 2551 ตามหลักเกณฑ์ที่กำหนด ทำให้ราคาขายปลีกก๊าซ LPG ปรับตัวเพิ่มขึ้นกิโลกรัมละ 20 สตางค์ จากราคา 18.01 เป็น 18.21 บาท/กิโลกรัม
3. เมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2551 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG จากการที่รัฐบาลได้มีนโยบายในการแก้ไขปัญหาความเดือดร้อนของประชาชนโดยการ รักษาระดับราคาสินค้าอุปโภค บริโภคและราคาพลังงานให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมและเป็นธรรม และได้มีมติ ดังนี้ (1) ให้คงราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น เท่ากับต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 95 บวกราคาส่งออกร้อยละ 5 ของเดือนมีนาคม 2551 ไว้จนถึงประมาณเดือนกรกฎาคม 2551 แล้วจึงจะพิจารณาดำเนินการปรับสูตรราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นให้เหมาะสมกับสถานการณ์อีกครั้งหนึ่ง (2) ให้คงราคาก๊าซหุงต้มในภาคครัวเรือนไว้ ณ ระดับราคาของเดือนมีนาคม 2551 ส่วนก๊าซ LPG ที่นำไปใช้ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม (ยกเว้นปิโตรเคมี) ให้ปรับเพิ่มขึ้นตามความเหมาะสมกับสถานการณ์ ทั้งนี้ เพื่อนำเงินที่ได้จากอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไปชำระหนี้เงิน ชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG (3) ให้จ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้าตามปริมาณที่นำเข้า ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 เป็นต้นไป และ (4) ให้จัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการนำก๊าซ LPG ไปจำหน่ายในสาขาอื่น และคณะกรรมการป้องกันการลักลอบจำหน่ายก๊าซ LPG
4. เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้พิจารณาเรื่อง 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤติเพื่อคนไทยทุกคน และมีมติให้ชะลอการปรับราคาก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนเพื่อลดแรงกดดันค่าใช้จ่ายในภาคครัวเรือน จากการปรับตัวสูงขึ้นของราคาพลังงานเป็นระยะเวลา 6 เดือน (1 สิงหาคม 2551 - 31 มกราคม 2552)
5. ปัจจุบันราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ประกอบไปด้วย ราคาของโรงแยกก๊าซฯ และราคาส่งออก (ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมัน) ในสัดส่วนร้อยละ 95 ต่อ 5 (332.75 $/ตัน) ซึ่งเป็นระดับราคาที่ต่ำกว่าต้นทุนการผลิตในประเทศที่สัดส่วนร้อยละ 60 ต่อ 40 (456.53 $/ตัน) และราคาตลาดโลก (490.00 $/ตัน) ทั้งนี้ราคาขายปลีกอยู่ที่ระดับ 18.13 บาท/กิโลกรัม ซึ่งเป็นระดับที่ต่ำกว่าต้นทุนการผลิตจริงในประเทศที่ระดับ 23.24 บาท/กิโลกรัม และราคาตลาดโลกที่ระดับ 24.48 บาท/กิโลกรัม ในขณะที่การจัดหาก๊าซ LPG ในประเทศมาจาก โรงแยกก๊าซฯ ประมาณร้อยละ 60 และจากโรงกลั่นน้ำมันประมาณร้อยละ 40 ส่วนความต้องการใช้หลัก จะอยู่ในภาคครัวเรือนประมาณร้อยละ 46 ในภาคขนส่งร้อยละ 17 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 15 และภาคปิโตรเคมีร้อยละ 22
6. การที่รัฐบาลเข้ามากำหนดราคาขายปลีก LPG อยู่ในระดับที่ต่ำกว่าต้นทุนที่ควรจะเป็น ทำให้ความต้องการใช้เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว โดยเฉพาะความต้องการในภาคขนส่งและอุตสาหกรรมเพื่อทดแทนน้ำมัน ส่งผลให้ปริมาณการผลิต LPG ในประเทศไม่เพียงพอต่อความต้องการใช้ตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 เป็นต้นมา และต้องนำเข้าโดย ปตท. ตั้งแต่เดือนเมษายน - ตุลาคม 2551 จำนวน 375,953 ตัน คิดเป็นภาระเงินชดเชยการนำเข้าให้แก่ ปตท. ประมาณ 7,423 ล้านบาท ในขณะเดียวกันขีดความสามารถในการนำเข้า ขนส่ง และกระจายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคจำกัดไม่พอกับความต้องการที่เพิ่มขึ้น และเพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาควรปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ให้สะท้อนราคาที่แท้จริงมากขึ้น และเพื่อให้สอดคล้องกับมติ ครม. ที่ให้ชะลอการปรับขึ้นราคาก๊าซหุงต้มออกไปอีก 6 เดือน จึงควรพิจารณาปรับขึ้นราคาเฉพาะก๊าซ LPG ที่ใช้ในรถยนต์และอุตสาหกรรม ซึ่งจะทำให้เกิดปัญหา 1) การส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการใช้ก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม อาจไม่ครบถ้วน 2) การลักลอบ นำก๊าซ LPG จากโรงบรรจุก๊าซไปจำหน่ายในสถานีบริการหรือโรงงานอุตสาหกรรมและ 3) การนำถังก๊าซ LPG ในครัวเรือนไปใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม ยานพาหนะรวมทั้งการลักลอบถ่ายเทก๊าซ LPG จากถังในครัวเรือนไปใช้ในยานพาหนะและโรงงานอุตสาหกรรม
7. การแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ประกอบด้วยแนวทางต่างๆ ดังนี้
7.1 มาตรการด้านราคา
7.1.1 การแก้ไขปัญหาในระยะสั้น จำเป็นจะต้องปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ให้สะท้อนราคาที่แท้จริงมากขึ้น โดยมีหลักการกำหนดหลักการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ให้สอดคล้องกับมติ ครม. เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 คือ ปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG เฉพาะในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม โดยหลักการจัดสรรการผลิตก๊าซ LPG ในประเทศ จะถูกจัดสรรไปให้กับภาคครัวเรือนและปิโตรเคมีเป็นลำดับแรก และจัดสรรให้ภาคขนส่งและอุตสาหกรรมเป็นลำดับต่อไป ทั้งนี้ หากปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ที่เหลือจากการจัดสรรให้กับภาคครัวเรือนและปิโตรเคมีไม่เพียงพอกับความต้อง การใช้ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้มีการนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศมารองรับกับความต้องการใช้ในส่วนที่ขาด
การกำหนดส่วนต่างราคาในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรม ที่ประมาณ 6.00 บาท/กิโลกรัม หรือ 3.24 บาท/ลิตร ใช้หลักการคำนวณส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น (10.9960 บาท/กิโลกรัม) กับต้นทุนก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม (24.5000 บาท/กิโลกรัม) ซึ่งคำนวณได้จากสัดส่วนของมูลค่าของยอดปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตได้ในประเทศที่เหลือจากการใช้ในภาคครัวเรือนและปิโตรเคมีและมูลค่า ของปริมาณก๊าซ LPG ที่นำเข้าจากต่างประเทศกับปริมาณการใช้ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม
7.1.2 แนวทางการเพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมโดยใช้วิธีการปรับเพิ่มอัตราเงินส่ง เข้ากองทุนน้ำมันฯ ได้แก่ กรณี 1 ปรับเพิ่มเดือนละ 1 บาท/กิโลกรัม (0.54 บาท/ลิตร) เป็นเวลา 6 เดือน และกรณี 2 ปรับเพิ่มเดือนละ 2 บาท/กิโลกรัม (1.08 บาท/ลิตร) เป็นเวลา 3 เดือน ทั้งนี้ เพื่อทยอยเพิ่มส่วนต่างระหว่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้เท่ากับ 6 บาท/กิโลกรัม (3.24 บาท/ลิตร)
7.1.3 แนวทางการลดภาระจากการนำเข้าก๊าซ LPG ได้แก่ 1) แนวทางที่ 1 กรณีไม่มีการปรับขึ้นราคาจะทำให้ภาระนำเข้าสะสม ณ เดือนตุลาคม 2551 ที่ระดับ 7,423 ล้านบาท คาดว่าจะเพิ่มขึ้นเป็น และ 12,890 ล้านบาท ณ สิ้นปี 2551 และ 2552 ตามลำดับ ทั้งนี้ คณะกรรมการ ปตท. เมื่อวันที่ 15 สิงหาคม 2551 ได้เห็นชอบให้ ปตท. รับภาระจากการนำเข้าก๊าซ LPG แทนภาครัฐในวงเงินไม่เกิน 10,000 ล้านบาท 2) แนวทางที่ 2 กรณีปรับขึ้นราคาเดือนละ 1 บาท/กิโลกรัม เป็นเวลา 6 เดือน คาดว่าจะสามารถหยุดภาระหนี้ได้ภายในเดือนมีนาคม 2552 และชำระหนี้ได้หมดภายในเดือนธันวาคม 2553 และ 3) แนวทางที่ 3 กรณีปรับขึ้นราคาเดือนละ 2 บาท/กิโลกรัม เป็นเวลา 3 เดือน คาดว่าหยุดภาระหนี้ภายในเดือนมกราคม 2552 และชำระหนี้ได้หมดภายในเดือนพฤศจิกายน 2553
7.1.4 การปรับราคาก๊าซ LPG ภาคขนส่งและอุตสาหกรรมจำเป็นต้องคำนึงถึงผลกระทบต่อกลุ่มรถแท็กซี่ใน กรุงเทพฯ ซึ่งมีอยู่ประมาณ 70,000 คัน แยกเป็น รถแท็กซี่ติดก๊าซ LPG จำนวน 42,700 คัน และติดก๊าซ NGV จำนวน 27,300 คัน จึงต้องเร่งความพร้อมของสถานีบริการก๊าซ NGV ซึ่งต้องใช้เวลาอีกประมาณ 6 เดือน และควรให้มีมาตรการจูงใจให้กลุ่มรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ NGV มากขึ้น ดังนี้ 1) มีการจัดสรรจำนวนรถแท็กซี่ที่จะเปลี่ยนมาใช้ก๊าซ NGV ประมาณ 5,000 คัน/เดือน แยกเป็น รถใหม่ 800 คัน/เดือน และรถเก่า 4,200 คัน/เดือน เป็นเวลา 4 เดือน 2) รถแท็กซี่ใหม่ ปตท. ออกค่าถังก๊าซ NGV 28,000 บาท/คัน และกองทุนน้ำมันฯ โดยกระทรวงพลังงานออกค่าติดตั้ง 12,000 บาท/คัน และ 3) รถแท็กซี่เก่า ปตท. ออกค่าติดตั้งและค่าถังก๊าซ NGV 40,000 บาท/คัน และกองทุนน้ำมันฯ โดยกระทรวงพลังงานออกค่าชดเชยอุปกรณ์ก๊าซ LPG เก่า 3,000 บาท/คัน จากการคืนซากอุปกรณ์ก๊าซ LPG ให้กระทรวงพลังงานเพื่อนำไปทำลาย ทั้งนี้ ตามมาตรการจูงใจดังกล่าว ปตท. รับภาระค่าใช้จ่ายประมาณ 761.6 ล้านบาท และกองทุนน้ำมันฯ รับภาระค่าใช้จ่ายประมาณ 88.8 ล้านบาท
7.2 มาตรการจูงใจ เพื่อชะลอความต้องการใช้ที่เพิ่มสูงขึ้น โดยดำเนินการประชาสัมพันธ์เพื่อรณรงค์ให้ประชาชนใช้ก๊าซ LPG อย่างประหยัด ให้ความรู้ความเข้าใจเรื่องระบบราคาก๊าซ LPG ว่าต้องมีการเปลี่ยนแปลงเหมือนระบบราคาน้ำมันซึ่งต้องเป็นไปตามราคาตลาดโลก โดยชี้แจงให้ทราบว่าในปัจจุบันราคา LPG ต่ำกว่าราคาต้นทุนที่แท้จริง ทั้งนี้เพื่อให้เกิดความคุ้นเคยและยอมรับกับระบบราคา LPG ที่ต้องปรับตัวตามราคาตลาดโลกในอนาคต และถึงแม้ราคาก๊าซ LPG เมื่อได้ปรับตัวสูงขึ้นแล้ว ก็ยังคงมีระดับราคาที่ต่ำกว่าน้ำมัน รวมทั้งประชาสัมพันธ์ให้ผู้ใช้ NGV ในภาคขนส่งทราบถึงความก้าวหน้าของเครือข่ายการให้บริการก๊าซ NGV นอกจากนี้ ยังมีการประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมและจูงใจกลุ่มรถแท็กซี่ให้ปรับเปลี่ยน เครื่องยนต์มาใช้ก๊าซ NGV ภายในเดือนเมษายน 2552 ซึ่งราคาก๊าซ NGV ต่ำกว่าราคาก๊าซ LPG เพื่อเป็นอีกทางเลือกหนึ่งด้วย รวมทั้งรณรงค์ให้ภาคอุตสาหกรรมใช้ก๊าซ LPG อย่างมีประสิทธิภาพเพื่อลดต้นทุนในการผลิต
7.3 แนวทางการแก้ไขปัญหาขีดความสามารถในการนำเข้า ขนส่ง และ กระจายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคจำกัดไม่พอกับความต้องการที่เพิ่มขึ้น เนื่องจากต้องพึ่งพา ปตท. แต่เพียงผู้เดียว จำเป็นต้องเพิ่มขีดความสามารถในการรองรับก๊าซ LPG ของคลังนำเข้าและขยายขีดความสามารถของการขนส่งและการกระจายก๊าซ LPG ของคลังภูมิภาค รวมทั้ง ปรับเพิ่มอัตราการสำรองตามกฎหมายของก๊าซ LPG ในปัจจุบัน ที่ระดับร้อยละ 0.5 ของปริมาณการค้า ให้สูงขึ้นในอัตราเหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบันที่ประเทศได้มีการนำเข้ามาจาก ต่างประเทศแล้ว
7.4 แนวทางการแก้ไขปัญหาจากการกำหนดราคาก๊าซ LPG เป็น 2 ราคา
7.4.1 กำหนดวิธีการคำนวณปริมาณจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เป็น 2 ระยะ เพื่อแก้ไขปัญหาการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ไม่ครบถ้วน ดังนี้ 1) ช่วง 6 เดือนแรก คำนวณปริมาณก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยใช้ปริมาณจำหน่ายก๊าซ LPG ในปี 2550 เฉลี่ยรายเดือน 2) ช่วงหลังจาก 6 เดือนไปแล้ว กำหนดให้โรงบรรจุก๊าซทุกแห่งติดตั้งมิเตอร์เพื่อตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทั้งนี้ อาจกำหนดให้เติมสาร Marker ในก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนด้วยก็ได้
7.4.2 กำหนดให้ติดตั้งมิเตอร์ที่โรงบรรจุก๊าซทุกแห่งและเปรียบเทียบปริมาณก๊าซ LPG ที่บรรจุลงในถังก๊าซ LPG กับปริมาณที่โรงบรรจุรับก๊าซ LPG จากผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เพื่อแก้ไขปัญหาการลักลอบนำก๊าซ LPG จากโรงบรรจุก๊าซไปจำหน่ายในสถานีบริการหรือโรงงานอุตสาหกรรม ทั้งนี้ หากพบว่ามีความแตกต่างจะใช้ปริมาณที่ต่ำกว่าหรือส่อให้เห็นเจตนาทุจริต จะต้องดำเนินคดีตามความผิดฐานฝ่าฝืนคำสั่งนายกรัฐมนตรีมีโทษจำคุกไม่เกิน 10 ปี ปรับไม่เกิน 100,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ
7.4.3 การแก้ไขปัญหาการนำถังก๊าซ LPG ในครัวเรือน ไปใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม ยานพาหนะและการถ่ายเทก๊าซ LPG จากถังก๊าซ LPG จำเป็นต้อง 1) ออกกฎหมายควบคุมการใช้ถังก๊าซ LPG ในโรงงานอุตสาหกรรม โดยใช้พระราชบัญญัติวัตถุอันตราย พ.ศ. 2535 2) ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนทราบถึงอันตรายที่จะเกิดขึ้นจากการใช้ถังก๊าซ LPG ผิดประเภทและการถ่ายเทก๊าซ 3) ใช้กำลังเจ้าหน้าที่ตำรวจตรวจสอบ จับกุม และดำเนินคดีโดยเคร่งครัด ตามความผิดฐานฝ่าฝืนคำสั่งนายกรัฐมนตรี
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ดังนี้
1.1 แนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการราคา
1.1.1 เห็นชอบให้ยกเลิกหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น โดยวิธีการกำหนดเพดานให้ประกอบด้วยต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 60 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 40 และกำหนดราคาฐานตามต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550
1.1.2 เห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการราคา ดังนี้
1) หลักการการจัดสรรปริมาณก๊าซ LPG ที่ผลิตได้ในประเทศ ให้กับปริมาณความต้องการในภาคครัวเรือนและปิโตรเคมีเป็นลำดับแรก ส่วนปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ที่เหลือจากการจัดสรรข้างต้นจะถูกนำไปจัดสรรให้กับภาคขนส่งและอุตสาหกรรม เป็นลำดับต่อไป ทั้งนี้ หากปริมาณการผลิตก๊าซ LPG ที่เหลือจากการจัดสรรในลำดับแรกไม่เพียงพอกับปริมาณความต้องการใช้ในภาคขน ส่งและอุตสาหกรรม ให้มีการนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศมารองรับในส่วนที่ขาด
2) หลักการการกำหนดส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรม เท่ากับ 6 บาท/กิโลกรัม หรือ 3.24 บาท/ลิตร โดยให้คณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาทบทวนการคำนวณตามหลักการการกำหนดส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้เหมาะสมกับสถานการณ์ที่เปลี่ยน แปลงไป
3) แนวทางการเพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมโดยวิธีการปรับเพิ่มอัตราเงินส่ง เข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม เพิ่มขึ้นเดือนละ 2 บาท/กิโลกรัม (1.08 บาท/ลิตร) เป็นเวลา 3 เดือนโดยเดือนแรกเพิ่มขึ้น 2 บาท/กิโลกรัม เดือนที่สองเพิ่มขึ้นเป็น 4 บาท/กิโลกรัม และเดือนที่สามเพิ่มขึ้นเป็น 6 บาท/กิโลกรัม และตั้งแต่เดือนที่สี่เป็นต้นไป ให้ใช้อัตราที่เพิ่มขึ้นเป็น 6 บาท/กิโลกรัม โดยทยอยปรับเพิ่มส่วนต่างระหว่างราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนกับภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้เท่ากับ 6 บาท/กิโลกรัม (3.24 บาท/ลิตร) โดยมอบหมายให้ กบง. รับไปดำเนินการพิจารณาในรายละเอียดต่อไป
1.1.3 เมื่อการดำเนินการตามแนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการราคาโดยเฉพาะการชำระหนี้จากการชดเชยการนำเข้าก๊าซ LPG ได้หมดแล้ว มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ทบทวนและนำเสนอ กพช. พิจารณาหลักการในการคำนวณราคาก๊าซ LPG ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรมให้เหมาะสมกับสถานการณ์ในขณะนั้นต่อไป
1.1.4 เห็นชอบมาตรการจูงใจให้กลุ่มรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ NGV จำนวนไม่เกิน 20,000 คัน ให้แล้วเสร็จภายในระยะเวลาประมาณ 4 เดือน ดังนี้ 1) จัดสรรจำนวนรถแท็กซี่ที่มีความประสงค์จะเปลี่ยนมาใช้ก๊าซ NGV ประมาณ 5,000 คัน/เดือน แยกเป็น รถแท็กซี่ใหม่จำนวน 800 คัน/เดือน และ รถแท็กซี่เก่าจำนวน 4,200 คัน/เดือน 2) สำหรับรถแท็กซี่ใหม่ทาง ปตท. จะเป็นผู้ออกค่าถังก๊าซ NGV จำนวน 28,000 บาท/คัน และกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยกระทรวงพลังงานจะเป็นผู้ออกค่าติดตั้งจำนวน 12,000 บาท/คัน 3) สำหรับรถแท็กซี่เก่าที่ติดตั้งก๊าซ LPG ทาง ปตท. จะเป็นผู้ออกค่าติดตั้งและค่าถังก๊าซ NGV จำนวน 40,000 บาท/คัน และกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยกระทรวงพลังงานจะเป็นผู้ออกค่าชดเชยอุปกรณ์ LPG เก่า จำนวน 3,000 บาท/คัน จากการที่รถแท็กซี่เก่าต้องคืนซากอุปกรณ์ก๊าซ LPG ให้กับกระทรวงพลังงานเพื่อนำไปทำลายซากต่อไป
1.2 แนวทางการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG ในส่วนของมาตรการจูงใจ โดยประชาสัมพันธ์เพื่อรณรงค์ให้ประชาชนทั้งในภาคครัวเรือน ขนส่งและอุตสาหกรรมใช้ก๊าซ LPG อย่างประหยัดและให้ประชาชนเข้าใจถึงระบบการกำหนดราคาก๊าซ LPG รวมทั้งรณรงค์ในประเด็นราคาขายปลีกที่ใช้อยู่ในปัจจุบันเป็นราคาที่ต่ำกว่า ราคาตามตลาดโลก ประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมและจูงใจให้กลุ่มรถแท็กซี่ที่มีการใช้ LPG ปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์มาใช้ก๊าซ NGV ให้ได้ภายในเดือนเมษายน 2552 บริหารและจัดการ รวมทั้งประชาสัมพันธ์ให้ทราบถึงความก้าวหน้าการขยายระบบเครือข่ายการให้ บริการ NGV อย่างทั่วถึง ความสะดวกสบายของรถที่ใช้ NGV ที่เพิ่มขึ้นเป็นลำดับ
1.3 เพิ่มขีดความสามารถในการรองรับก๊าซ LPG ของคลังนำเข้าและขยายขีดความสามารถของการขนส่งและการกระจายก๊าซ LPG ของคลังภูมิภาค รวมทั้ง ปรับเพิ่มอัตราการสำรองตามกฎหมายของก๊าซ LPG จากในปัจจุบัน ที่ระดับร้อยละ 0.5 ของปริมาณการค้า ให้สูงขึ้นในอัตราที่เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบันที่ประเทศได้มีการนำเข้ามา จากต่างประเทศแล้ว ตามแนวทางการแก้ไขปัญหาขีดความสามารถในการนำเข้า ขนส่ง และกระจายก๊าซ LPG ให้เพียงพอต่อความต้องการใช้ในประเทศ
1.4 แนวทางการแก้ไขปัญหาจากการกำหนดราคาก๊าซ LPG เป็น 2 ราคา ดังนี้
- 1.4.1 กำหนดวิธีการคำนวณปริมาณจำหน่ายก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นการส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เป็น 2 ระยะ ดังนี้ 1) ช่วง 6 เดือนแรก ใช้ปริมาณจำหน่ายก๊าซ LPG ในปี 2550 เฉลี่ยรายเดือน คำนวณปริมาณก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ 2) ช่วงหลังจาก 6 เดือนไปแล้ว กำหนดให้โรงบรรจุก๊าซทุกแห่งติดตั้งมิเตอร์เพื่อตรวจสอบปริมาณก๊าซ LPG ที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ทั้งนี้ อาจกำหนดให้เติมสาร Marker ในก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนด้วยได้
- 1.4.2 กำหนดให้ติดตั้งมิเตอร์ที่โรงบรรจุก๊าซทุกแห่งและเปรียบเทียบปริมาณก๊าซ LPG ที่บรรจุลงในถังก๊าซ LPG กับปริมาณที่โรงบรรจุรับก๊าซ LPG จากผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 เพื่อแก้ไขปัญหาการลักลอบนำก๊าซ LPG จากโรงบรรจุก๊าซไปจำหน่ายในสถานีบริการหรือโรงงานอุตสาหกรรม และใช้บทลงโทษผู้กระทำความผิดฐานฝ่าฝืนคำสั่งนายกรัฐมนตรีมีโทษจำคุกไม่เกิน 10 ปี ปรับไม่เกิน 100,000 บาท หรือทั้งจำทั้งปรับ
- 1.4.3 การแก้ไขปัญหาการนำถังก๊าซ LPG ในครัวเรือน ไปใช้ในโรงงานอุตสาหกรรม ยานพาหนะและการถ่ายเทก๊าซ LPG จากถังก๊าซ LPG ดังนี้ 1) ออกกฎหมายควบคุมการใช้ถังก๊าซ LPG ในโรงงานอุตสาหกรรม โดยใช้พระราชบัญญัติวัตถุอันตราย พ.ศ. 2552 2) ประชาสัมพันธ์ให้ประชาชนทราบถึงอันตรายจากการใช้ถังก๊าซ LPG ผิดประเภทและการถ่ายเทก๊าซ 3) ใช้กำลังเจ้าหน้าที่ตำรวจตรวจสอบ จับกุม และดำเนินคดีโดยเคร่งครัด ตามความผิดฐานฝ่าฝืนคำสั่งนายกรัฐมนตรี
2.มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน และกรมการค้าภายใน รับผิดชอบในการติดตามและกำกับดูแลค่าการตลาดของก๊าซ LPG ที่ใช้ในภาคขนส่งและอุตสาหกรรม ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมแก่ผู้บริโภคต่อไปโดยเร็ว แล้วรายงานผลการดำเนินการให้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทราบต่อไป
3.เห็นชอบการแต่งตั้งคณะกรรมการต่างๆ ภายใต้ กพช. จำนวน 5 คณะ ดังนี้ 1) คณะกรรมการป้องกันและตรวจสอบการลักลอบจำหน่ายก๊าซปิโตรเลียมเหลวไปยังประเทศ เพื่อนบ้าน 2) คณะกรรมการกำกับดูแลและตรวจสอบการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวผิดประเภทและความ ปลอดภัย 3) คณะกรรมการติดตามตรวจสอบปริมาณก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้อง ส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง 4) คณะกรรมการดำเนินการประชาสัมพันธ์การปรับเปลี่ยนโครงสร้างราคาก๊าซ ปิโตรเลียมเหลวและ 5) คณะกรรมการติดตามความก้าวหน้าการดำเนินการปรับเปลี่ยนเครื่องยนต์ของกลุ่มรถ แท็กซี่จากการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวมาเป็นก๊าซธรรมชาติในรถยนต์
4.มอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการให้เกิดผลทางปฏิบัติในระยะเวลาที่กำหนดตามตารางแสดงแผนปฏิบัติงานการแก้ไขปัญหาก๊าซ LPG
เรื่องที่ 3 การจ่ายเงินชดเชยภาษีสรรพสามิตตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551 เห็นชอบ เรื่อง 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤตเพื่อคนไทยทุกคน เพื่อลดผลกระทบจากสถานการณ์พลังงานและราคาสินค้าให้แก่ประชาชนผู้มีรายได้ น้อย ควบคู่ไปกับหลักการประหยัดพลังงานและส่งเสริมการใช้พลังงานทางเลือก ซึ่งหนึ่งใน 6 มาตรการนั้นคือ การลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมัน ตั้งแต่วันที่ 25 กรกฎาคม 2551ถึงวันที่ 31 มกราคม 2552 โดยปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันแก๊สโซฮอลที่มีเอทานอลผสมอยู่ไม่น้อยกว่า ร้อยละ 9 จากอัตราภาษี 3.3165 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.0165 บาทต่อลิตร และลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่มีปริมาณกำมะถันไม่เกินร้อยละ 0.25 โดยน้ำหนัก จากอัตราภาษี 2.305 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.0898 บาทต่อลิตร และน้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมันผสมไม่น้อยกว่า ร้อยละ 4 จากอัตราภาษี 2.1898 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.0898 บาทต่อลิตร
2. เพื่อป้องกันการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และเพื่อหลีกเลี่ยงการขาดทุนในสินค้าคงเหลือเมื่อมีการปรับลดภาษี ได้มีคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 2/2551 ลงวันที่ 22 กรกฎาคม 2551 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 22 กรกฎาคม 2551 เป็นต้นไป เพื่อให้ผู้ค้าน้ำมัน และเจ้าของสถานีบริการได้รับเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
3. กระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือลงวันที่ 13 สิงหาคม 2551 ถึง เลขาธิการคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจแห่งชาติ เพื่อรายงานความก้าวหน้าการดำเนินการตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤติเพื่อคนไทยทุกคน สรุปได้ดังนี้ จากการตรวจรถน้ำมันคงเหลือเมื่อคืนวันที่ 24 กรกฎาคม 2551 พบว่าน้ำมันคงเหลือในส่วนที่เป็นน้ำมันพื้นฐานรอการผสม คือ น้ำมันเบนซินก่อนการผสมเอทานอล และน้ำมันดีเซลพื้นฐานก่อนการผสมไบโอดีเซล ซึ่งโดยปกติไม่ควรจะมีผลกำไร ขาดทุน จากการปรับอัตราภาษีสรรพสามิต เนื่องจากจำนวนภาษีสรรพสามิตที่จ่ายไปควรจะได้รับกลับคืนมาเท่ากัน แต่ตามมาตรา 101 แห่ง พ.ร.บ. ภาษีสรรพสามิต พ.ศ. 2527 ซึ่งเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2534 ได้วางหลักการให้เป็นกรณีของการลดหย่อนภาษีมิใช่การคืนภาษี ดังนั้น เมื่อมีการลดอัตราภาษีสรรพสามิต หากผู้ค้าน้ำมันที่มีน้ำมันพื้นฐานคงเหลือจะขอลดหย่อนภาษีก็จะได้รับคืน เพียง 0.0165 บาทต่อลิตร 0.005 บาทต่อลิตร และ 0.0898 บาทต่อลิตร สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ตามลำดับ จากอัตราเดิมที่จ่ายไป 3.3165 บาทต่อลิตร 2.305 บาทต่อลิตร และ 2.1898 บาทต่อลิตรตามลำดับ ส่งผลให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องจ่ายชดเชยผลขาดทุนทั้งหมด แต่ในตอนที่มีกำไรจากการปรับขึ้นภาษี กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะเก็บผลกำไรคืนไม่ได้ เนื่องจากกรมสรรพสามิตจะเรียกเก็บภาษีเพิ่มเติมในอัตราใหม่ ผู้ค้าน้ำมันจึงไม่มีกำไรส่วนเกินปกติที่จะให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเรียก เก็บได้ ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องสูญเสียเงินจากการจ่ายชดเชยน้ำมันพื้นฐานคง เหลือ ประมาณ 2,345.445 ล้านบาท จึงเห็นสมควรขออนุมัติงบกลางจำนวน 2,345.445 ล้านบาท จ่ายคืนให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4. สศช. ได้มีหนังสือ ลงวันที่ 15 สิงหาคม 2551 แจ้งว่า สศช. ได้นำผลการดำเนินงาน ปัญหาอุปสรรค และข้อเสนอ รายงานให้คณะกรรมการติดตามภาวะเศรษฐกิจ การเงิน การคลัง โดยที่ประชุมเห็นควรให้กระทรวงพลังงานเสนอเรื่อง ขออนุมัติงบกลางจำนวน 2,345.445 ล้านบาท เพื่อจ่ายคืนให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พร้อมทั้งให้ความเห็นเพิ่มเติม ดังนี้ (1) การพิจารณาชดเชยอาจกระทำภายหลังเมื่อมาตรการสิ้นสุดระยะเวลาดำเนินการแล้ว โดยให้กระทรวงพลังงาน กรมสรรพสามิต และสำนักงานเศรษฐกิจการคลัง พิจารณารายละเอียดร่วมกัน (2) ในภาวะที่ราคาน้ำมันมีแนวโน้มลดลง กระทรวงพลังงานควรพิจารณาเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ เพิ่มเติม เพื่อรักษาเสถียรภาพราคาไม่ให้มีความผันผวนมากเกินไป
5. ต่อมา สศช. ได้มีหนังสือลงวันที่ 19 กันยายน 2551 แจ้งให้กระทรวงพลังงานพิจารณาทางเลือกในการดำเนินมาตรการในช่วงราคาน้ำมัน ดิบปรับตัวลดลง ดังนี้ (1) ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพิ่มเติม สำหรับการชดเชยหนี้กองทุนน้ำมันฯ ในอัตรา 1-2 บาทต่อลิตร และใช้เป็นเงินทุนสำหรับการรักษาระดับราคาน้ำมันในประเทศในระยะต่อไป และ (2) ปรับเพิ่มอัตราภาษีสรรพสามิต ให้เท่ากับอัตราเดิมก่อนที่จะปรับลดตามมติ ครม. เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2551
6. สนพ. ได้มีประกาศสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เรื่อง ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงและอัตราเงินชดเชย ลงวันที่ 1 กันยายน 2551 โดยได้กำหนดราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงในเขตกรุงเทพมหานคร และปริมณฑล ราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิงที่ลดลงทั่วประเทศ และอัตราเงินชดเชย ณ วันที่ 25 กรกฎาคม 2551
7. เมื่อสิ้นสุดระยะเวลาในการแจ้งให้ผู้ประกอบการขอรับเงินชดเชยจากกองทุน น้ำมันเชื้อเพลิง (ณ วันที่ 22 ตุลาคม 2551) กรมธุรกิจพลังงานได้สรุปประมาณการจ่ายเงินชดเชยและเงินเก็บเข้ากองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิง สำหรับมาตรการลดภาษีสรรพสามิตน้ำมัน ดังนี้ (1) น้ำมันสำเร็จรูป จ่ายเงินชดเชย 818.316 ล้านบาท (2) น้ำมันพื้นฐาน จ่ายเงินชดเชย 2,398.741ล้านบาท ซึ่งจะไม่สามารถเรียกเก็บเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเมื่อมีการปรับเพิ่ม ภาษีสรรพสามิต ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีผลขาดทุน ประมาณ 2,398.741 ล้านบาท
8. ต่อมาเมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2551 กระทรวงพลังงาน ได้จัดการประชุมหารือร่วมกับ สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมสรรพสามิต สำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ สำนักงบประมาณ สศช. กรมธุรกิจพลังงาน และ สนพ. เพื่อพิจารณาในหลักการการขอเบิกงบกลาง เพื่อจ่ายคืนให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เมื่อสิ้นสุดเวลาดำเนินการตามนโยบายดังกล่าว และที่ประชุมมีมติให้นำเสนอ ครม. เพื่อขออนุมัติในหลักการขอเงินจากงบกลางของงบประมาณประจำปี 2552 ที่เหลือจ่าย มาชดเชยเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่ได้จ่ายชดเชยภาษีสรรพสามิตในส่วนของน้ำมันพื้นฐานเมื่อสิ้นสุดนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน และหากงบกลางของปีงบประมาณประจำปี 2552 ไม่มีเงินเพียงพอที่จะชดเชยเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ให้กระทรวงพลังงาน ตั้งงบประมาณประจำปี 2553 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการชดเชยเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงดังกล่าว
ทั้งนี้ การพิจารณาชดเชยเงินให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเมื่อสิ้นสุดเวลาดำเนินการ ตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน มอบหมายให้ กระทรวงพลังงาน สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมสรรพสามิต และสำนักงบประมาณ ร่วมกันพิจารณาวงเงินชดเชยที่เกิดขึ้นจริงต่อไป
มติของที่ประชุม
1.อนุมัติในหลักการให้กระทรวงการคลังตั้งงบประมาณประจำปี 2553 เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการชดเชยเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงที่ได้จ่ายชดเชย ภาษีสรรพสามิตในส่วนของน้ำมันพื้นฐานเมื่อสิ้นสุดนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน
2.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะทำงานพิจารณาชดเชยเงินให้แก่กองทุนน้ำมันเชื้อ เพลิงเมื่อสิ้นสุดเวลาดำเนินการตามนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ซึ่งประกอบด้วยผู้แทนจากกระทรวงพลังงาน สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง กรมสรรพสามิต และ สำนักงบประมาณ เพื่อพิจารณาวงเงินการชดเชยที่เกิดขึ้นจริง
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. เมื่อวันที่ 28 ก.ย. 50 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายหลังจากการใช้หนี้ที่เกิดจากการตรึงราคาน้ำมันฯจนหมด โดยให้โอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้กับกองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายตามแผนงานปกติในระดับ 0.18 บาท/ลิตร ค่าใช้จ่ายสนับสนุนโครงการพัฒนาระบบขนส่ง 0.50 บาท/ลิตร และเพื่อลดราคาขายปลีกน้ำมันฯ 0.50 บาท/ลิตร และเมื่อกองทุนน้ำมันฯ ได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกัน ภาวะขาดแคลนน้ำมันฯ ได้เพียงพอในระดับหนึ่งแล้ว ประมาณ 10,000 ล้านบาท ก็ให้เพิ่มอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่โอนไปยังกองทุนอนุรักษ์ฯสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งอีก 0.20 บาท/ลิตร
2. กพช. เมื่อวันที่ 16 พ.ย. 50 ได้มีมติ (1) ให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลจาก 0.07 บาท/ลิตร เป็น 0.25 บาท/ลิตร สำหรับแผนงานปกติ และประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลลดลง 0.18 บาท/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 17 ธ.ค. 50 (2) ให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อีก 0.50 บาท/ลิตร สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลจาก 0.25 บาท/ลิตร เป็น 0.75 บาท/ลิตร สำหรับโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ลดลงเป็นศูนย์แล้ว และให้เพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อีก 0.20 บาท/ลิตร จาก 0.75 บาท/ลิตร เป็น 0.95 บาท/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 โดยให้มีการประกาศลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราเท่ากันและในวันเดียวกัน
3. กพช. เมื่อวันที่ 13 ธ.ค. 50 ได้มีมติ (1) ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซล และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เป็น 0.75 บาท/ลิตร 0.25 บาท/ลิตร 0.75 บาท/ลิตร และ 0.25 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยให้มีผลบังคับใช้ในวันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป (2) ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซล และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้นอีก 0.20 บาท/ลิตร เป็น 0.95 บาท/ลิตร 0.45บาท/ลิตร 0.95 บาท/ลิตร และ 0.45 บาท/ลิตร ตามลำดับ เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 เป็นต้นไป
4. กพช. เมื่อวันที่ 12 มี.ค. 51 ได้มีมติเห็นชอบการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันดีเซลในส่วนที่เก็บไว้สำหรับโครงการระบบขนส่งลง 0.50 บาท/ลิตร เป็นการชั่วคราวจนถึงประมาณสิ้นเดือน ก.ค. 51 โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯพิจารณาทบทวนการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯของ น้ำมันดีเซล แล้วนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่งต่อไป
5. ครม. เมื่อวันที่ 15 ก.ค. 51 ได้มีมติ เรื่อง 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤตเพื่อคนไทยทุกคน เพื่อบรรเทาความเดือดร้อนในค่าครองชีพจากปัญหาน้ำมันแพง โดยลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งมีผลทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันฯลดลง เป็นระยะเวลา 6 เดือน นับตั้งแต่วันที่ 25 ก.ค. 51 ถึงวันที่ 31 ม.ค. 52 ดังนี้ ภาษีสรรพสามิตน้ำมันแก๊สโซฮอลลดลง 3.30 บาท/ลิตร ดีเซลหมุนเร็วลดลง 2.30 บาท/ลิตร และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลดลง 2.10 บาท/ลิตร
6. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วเห็นว่าการดำเนินการให้เป็นไปตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 12 มี.ค. 51 และ 13 ธ.ค. 50 นั้น เป็นการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อันจะส่งผลทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเพิ่มสูงขึ้นตามไปด้วย ซึ่งไม่สอดคล้องกับ มติ ครม. เมื่อวันที่ 15 ก.ค. 51 รวมทั้งฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 30 ก.ย. 51 มีเงินสุทธิประมาณ 1,562 ล้านบาท ซึ่งยังอยู่ในระดับที่ไม่ถึง 10,000 ล้านบาท ที่จะทำให้กองทุนน้ำมันฯมีสภาพคล่องเพียงพอสำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุก เฉินและเพื่อเป็นการแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันฯ ดังนั้นฝ่ายเลขานุการฯจึงยังไม่ได้ดำเนินการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากอง ทุนอนุรักษ์ฯ
7. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันที่มีแนวโน้มลดลงอย่างต่อเนื่อง ประกอบกับนโยบายเร่งรัดโครงการลงทุนขนาดใหญ่ในระบบขนส่ง ฝ่ายเลขานุการฯพิจารณาแล้วจึงเห็นควรนำเสนอปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากอง ทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งของน้ำมันดีเซล จาก 0.00 บาท/ลิตร เป็น 0.50 บาท/ลิตร ส่วนอัตราเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯของน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 ยังคงเก็บในอัตราเดิม คือ 0.50 บาท/ลิตร
8. ฐานะกองทุนอนุรักษ์ฯ ณ วันที่ 24 ต.ค. 51 อยู่ที่ 7,884 ล้านบาท แยกเป็นเงินที่ใช้ตามแผนงานปกติ 5,057 ล้านบาท และโครงการพัฒนาระบบขนส่ง 2,827 ล้านบาท การปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งดังกล่าวข้างต้น จะทำให้มีรายรับเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯสำหรับโครงการระบบขนส่งเพิ่มขึ้นอีก 483 ล้านบาท/เดือน จาก 131 ล้านบาท/เดือน เป็น 614 ล้านบาท/เดือน
9. ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอประเด็นเพื่อพิจารณา (1) ขอความเห็นชอบชะลอการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซล และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้นอีก 0.20 บาท/ลิตร ที่เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 2551 ออกไปจนกระทั่งกองทุนน้ำมันฯได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุก เฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันฯได้เพียงพอในระดับหนึ่ง ประมาณ 10,000 ล้านบาท แล้วให้ฝ่ายเลขานุการฯนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง (2) ขอความเห็นชอบปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งของน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 และดีเซลหมุนเร็ว B2 อัตรา 0.50 บาท/ลิตร โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ชะลอการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซล และดีเซลหมุนเร็ว B5 เพิ่มขึ้นอีก 0.20 บาท/ลิตร โดยเริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2551 เป็นต้นไป ตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 13 ธันวาคม 2550 จนถึงเมื่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะ ฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันได้เพียงพอในระดับหนึ่ง ประมาณ 10,000 ล้านบาท แล้วให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาอีกครั้งหนึ่ง
2.เห็นชอบให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับโครงการการพัฒนาระบบขนส่งของน้ำมันเบนซิน 95 น้ำมันเบนซิน 91 และดีเซล อัตรา 0.50 บาท/ลิตร
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ
หน่วย : บาท/ลิตร
ชนิดน้ำมัน | อัตราปัจจุบัน | อัตราใหม่ | ||||
แผนงานปกติ | ขนส่ง | รวม | แผนงานปกติ | ขนส่ง | รวม | |
เบนซิน 95 | 0.25 | 0.50 | 0.75 | 0.25 | 0.50 | 0.75 |
เบนซิน 91 | 0.25 | 0.50 | 0.75 | 0.25 | 0.50 | 0.75 |
แก๊สโซฮอล 95 E10 | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | - | 0.25 |
แก๊สโซฮอล 91 | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | - | 0.25 |
แก๊สโซฮอล 95 E20 | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | - | 0.25 |
ดีเซล | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | 0.50 | 0.75 |
ดีเซลหมุนเร็ว B5 | 0.25 | - | 0.25 | 0.25 | - | 0.25 |
ทั้งนี้ มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 5 การยกเลิกสิทธิพิเศษในการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 กุมภาพันธ์ 2539 เห็นชอบตามมาตรการที่คณะกรรมการป้องกันและปราบปรามการทุจริตแห่งชาติ (ป.ป.ป.) เสนอสำหรับหน่วยงานของรัฐ ในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องสั่งซื้อโดยตรงจาก ปตท. หรือองค์กรที่ได้รับสิทธิพิเศษตามมติคณะรัฐมนตรี และเมื่อวันที่ 15 มิถุนายน 2542 คณะรัฐมนตรีได้มีมติอนุมัติตามมติคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงาน และรัฐวิสาหกิจที่กำหนดให้การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงจำนวนตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องจัดซื้อจาก ปตท. โดยตรงโดยวิธีกรณีพิเศษ
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 10 กรกฎาคม 2544 เห็นชอบแนวทางการแปรรูป ปตท. โดยให้ ปตท. คงสิทธิพิเศษในการขายน้ำมันกับหน่วยงานราชการและรัฐวิสาหกิจต่อไป ยกเว้นกรณีของ กฟผ. ที่ยังให้คงสัดส่วนการซื้อจาก ปตท. และการซื้อโดยวิธีประกวดราคาในสัดส่วน 80 ต่อ 20 ต่อไป ทั้งนี้ สิทธิพิเศษดังกล่าวจะสิ้นสุดลงเมื่อ ปตท. หมดสภาพจากการเป็นรัฐวิสาหกิจ
3. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2545 เห็นชอบให้บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) ได้รับสิทธิพิเศษเกี่ยวกับการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนราชการและรัฐ วิสาหกิจ เช่นเดียวกับที่ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ได้รับ เนื่องจากมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจในรูปบริษัทเช่นเดียวกัน โดยกำหนดให้ส่วนราชการ รัฐวิสาหกิจ และหน่วยงานอื่นของรัฐ ถือปฏิบัติในการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิง สรุปได้ดังนี้
3.1 การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงจำนวนไม่ถึง 10,000 ลิตร ต้องปฏิบัติตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการพัสดุ หรือว่าด้วยระเบียบว่าด้วยการพัสดุของหน่วยงานนั้นๆ ซึ่งจะดำเนินการโดยวิธีใดขึ้นอยู่กับวงเงินในการจัดซื้อในแต่ละกรณี
3.2 การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ จำนวนตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ต้องจัดซื้อจาก บมจ. ปตท. หรือ บริษัทบางจากฯ หรือคลังน้ำมัน หรือสถานีจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงของ บมจ. ปตท. หรือบริษัทบางจากฯ โดยตรง โดยวิธีกรณีพิเศษ ยกเว้นการจัดซื้อน้ำมันเตาของ กฟผ. ตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป ให้จัดซื้อจาก บมจ. ปตท. ร้อยละ 80 ส่วนที่เหลือร้อยละ 20 ให้จัดซื้อตามข้อบังคับของ กฟผ. ว่าด้วยการพัสดุ
4. สำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรีได้ขอให้คณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงาน รัฐและวิสาหกิจตรวจสอบมติคณะรัฐมนตรีที่มีความซ้ำซ้อน ล้าสมัย ไม่จำเป็นและขัดกฎหมาย หรือไม่สอดคล้องกับบทบัญญัติของรัฐธรรมนูญ ตลอดจนพระราชกฤษฎีกาว่าด้วยหลักเกณฑ์และวิธีการบริหารกิจการบ้านเมืองที่ดี พ.ศ. 2546 ว่าสมควรยกเลิกหรือปรับปรุงมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าวอย่างไร หรือไม่ เพราะเหตุใด
5. ฝ่ายเลขานุการฯ พิจารณาแล้วมีความเห็นและข้อเสนอ ดังนี้
5.1 ปัจจุบันบริษัท บางจากฯ ได้พ้นจากสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจแล้ว คงเหลือแต่เพียง บมจ. ปตท. ที่รัฐยังคงเป็นผู้ถือหุ้นรายใหญ่ที่มีสัดส่วนการถือหุ้นอยู่มากกว่าร้อยละ 50 ซึ่งยังถือว่าคงมีสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจอยู่ตามพระราชบัญญัติวิธีการงบ ประมาณ พ.ศ. 2502 ดังนั้น จึงเห็นควรให้คงสิทธิพิเศษประเภทบังคับสำหรับ ปตท. ต่อไป เพื่อให้เป็นไปตามมติที่ประชุมระหว่างกรมบัญชีกลาง กระทรวงพลังงาน และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายรัฐวิสาหกิจ เมื่อวันที่ 15 กันยายน 2546 ที่เห็นว่าสมควรให้คงสิทธิพิเศษประเภทบังคับต่อไปจนกว่า บมจ. ปตท. จะพ้นสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจ หรือจนกว่ารัฐบาลมีนโยบายเป็นอย่างอื่นตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติมีมติต่อไป ทั้งนี้ ขึ้นอยู่ว่ากรณีใดจะถึงกำหนดก่อน
5.2 เห็นสมควรให้มีการทบทวนยกเลิก แก้ไข หรือปรับปรุง มติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2545 เรื่อง การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงของส่วนราชการต่างๆ ที่ได้เห็นชอบตามมติของคณะกรรมการพิจารณาสิทธิพิเศษของหน่วยงานและรัฐ วิสาหกิจ ที่ให้บริษัท บางจากฯ ได้รับสิทธิพิเศษเกี่ยวกับเรื่อง การจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและผลิตภัณฑ์จากปิโตรเลียมของส่วนราชการ และรัฐวิสาหกิจ เช่นเดียวกับที่ บมจ. ปตท. ได้รับ ให้คงเหลือเพียง บมจ. ปตท. เพียงรายเดียวที่ได้รับสิทธิพิเศษตามเหตุผลข้อ 5.1
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้คงสิทธิพิเศษเกี่ยวกับเรื่องการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิงและ ผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่มีการจัดซื้อตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป และการจัดซื้อน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยสำหรับ บริษัท ปตท.จำกัด (มหาชน) ต่อไป จนกว่าจะพ้นสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจ หรือจนกว่ารัฐบาลมีนโยบายเป็นอย่างอื่นตามที่คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติจะมีมติต่อไป ทั้งนี้ ขึ้นอยู่ว่ากรณีใดจะถึงกำหนดก่อน
2.เห็นชอบให้ยกเลิกสิทธิพิเศษเกี่ยวกับเรื่องการจัดซื้อน้ำมันเชื้อเพลิง และผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมของส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจที่มีการจัดซื้อตั้งแต่ 10,000 ลิตรขึ้นไป และการจัดซื้อน้ำมันเตาของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยที่ให้บริษัท บางจากปิโตรเลียม จำกัด (มหาชน) เนื่องจากบริษัทบางจากฯ ได้พ้นจากสภาพการเป็นรัฐวิสาหกิจแล้ว
เรื่องที่ 6 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่ Tariff MOU หมดอายุ หรือขอยกเลิก Tariff MOU
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อส่งเสริม และให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ และเป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 เมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 และวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ตามลำดับ ปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (187 เมกะวัตต์) และโครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) ส่วนอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์) และโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 มีนาคม 2554 และมีนาคม 2555 ตามลำดับ
2. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 น้ำเทิน 1 น้ำเงี้ยบ หงสาลิกไนต์ และน้ำอู ภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือ ด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการประสานฯ) ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการฯ จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มี การจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการดังกล่าวในรูปแบบเดียวกับโครงการที่ได้มีการลงนามแล้ว รวมทั้ง ได้มีการลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า(Tariff MOU)กับผู้ลงทุน สปป.ลาว รวม 5 โครงการ ปัจจุบันมี 2 โครงการที่ Tariff MOU หมดอายุแล้ว คือ โครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 ส่วนอีก 3 โครงการ ได้แก่ โครงการน้ำเงี้ยบ น้ำอู และหงสาลิกไนต์ ซึ่ง Tariff MOU ยังไม่หมดอายุ แต่ผู้ลงทุน สปป.ลาวได้มีหนังสือขอยกเลิก Tariff MOU และขอเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่ โดยให้เหตุผลว่าต้นทุนค่าก่อสร้างโครงการเพิ่มสูงขึ้น
3. เมื่อวันที่ 8 กันยายน 2551 คณะอนุกรรมการประสานฯ ได้พิจารณาแนวทางดำเนินการสำหรับโครงการใน สปป. ลาว ที่ Tariff MOU หมดอายุ หรือขอยกเลิก Tariff MOU แล้วมีมติเห็นชอบให้คณะอนุกรรมการประสานฯ นำเรื่องเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาให้ความเห็นชอบ ดังนี้
3.1 เห็นชอบการยกเลิก Tariff MOU ของโครงการไฟฟ้าพลังน้ำจาก สปป. ลาว จำนวน 3 โครงการ คือ โครงการหงสาลิกไนต์ โครงการน้ำเงี้ยบ และโครงการน้ำอู
3.2 มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประสานฯ พิจารณาข้อเสนอขายไฟฟ้าจากผู้พัฒนาโครงการที่ สปป. ลาว เสนอมา
4. สำหรับโครงการที่ Tariff MOU หมดอายุแล้ว มี 2 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน 1 และน้ำงึม 3 ซึ่ง กฟผ. ได้มีการลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2549 และ MOU ได้หมดอายุในวันที่ 17 มิถุนายน 2551 สรุปรายละเอียดของโครงการได้ดังนี้
4.1 โครงการน้ำงึม 3 : กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วย GMS Lao (27%), Marubeni (25%), บมจ. ผลิตไฟฟ้าราชบุรี โฮลดิ้ง (25%) และรัฐบาล สปป. ลาว (23%) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 2,212 ล้านหน่วยต่อปี โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เดือนมกราคม 2556
4.2 โครงการน้ำเทิน 1: กลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย Gamuda Berhad (40%), บมจ. ผลิตไฟฟ้า (40%) และรัฐบาล สปป. ลาว (20%) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 523 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 1,996 ล้านหน่วยต่อปี โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เดือนมกราคม 2556
ทั้งนี้ ทั้งสองโครงการมีแผนที่จะก่อสร้างระบบส่งมาเชื่อมกันที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงนา บงใน สปป. ลาว และส่งขายพลังงานไฟฟ้าให้ไทย ณ ชายแดนจังหวัดหนองคาย และเชื่อมกับระบบของ กฟผ. ที่สถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3
5. ส่วนโครงการที่ Tariff MOU ยังไม่หมดอายุ แต่ขอยกเลิก Tariff MOU มี 3 โครงการ สรุปรายละเอียดของโครงการได้ ดังนี้
5.1 โครงการหงสาลิกไนต์ : กลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด (40%), ราชบุรี (40%) และรัฐบาล สปป. ลาว (20%) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 1,653 เมกะวัตต์ ส่งขายให้ไทย ที่ชายแดน 1,473 เมกะวัตต์ และขายให้ สปป. ลาว 175 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 10,443 ล้านหน่วยต่อปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เดือนมีนาคม 2556 จุดเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าขนาด 500 กิโลโวลท์ ณ ชายแดนไทย - สปป. ลาว บริเวณจังหวัดน่าน โดย กฟผ.ได้ลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 27 ธันวาคม 2550 และ MOU จะหมดอายุในวันที่ 26 มิถุนายน 2552
5.2 โครงการน้ำเงี้ยบ : กลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย Kansai Electric Power (45%), EGAT International (30%) และรัฐบาล สปป. ลาว (25%) ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 260 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 1,374 ล้านหน่วยต่อปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ เดือนมกราคม 2557 โดย กฟผ.ได้ลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2550 และ MOU จะหมดอายุในวันที่ 12 ธันวาคม 2551
5.3 โครงการน้ำอู : กลุ่มผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท Sinohydro Corporation จำกัด นักลงทุนรายอื่น ๆ และรัฐบาล สปป. ลาว ขนาดกำลังผลิตติดตั้ง 1,043 เมกะวัตต์ ผลิตไฟฟ้าเฉลี่ย 4,273 ล้านหน่วยต่อปี กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) เดือนมกราคม 2558 จุดเชื่อมโยงระบบส่งไฟฟ้าขนาด 500 กิโลโวลท์ ณ ชายแดนไทย - สปป.ลาว บริเวณจังหวัดน่าน โดย กฟผ.ได้ลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2550 และ MOU จะหมดอายุในวันที่ 25 พฤษภาคม 2552
6. เมื่อวันที่ 6 สิงหาคม 2551 รัฐมนตรีกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของ สปป. ลาว ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานของไทยเรื่องต้นทุนค่าก่อสร้าง ของโครงการต่างๆ ที่เพิ่มขึ้น โดยขอให้มีการเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าใหม่กับกลุ่มผู้ลงทุนรายเดิมอีกครั้ง ซึ่งมีรายชื่อโครงการและกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (COD) ดังนี้
โครงการ | COD เดิม | COD ใหม่ |
เทิน หินบุนส่วนขยาย | 2555 | 2555 (คงเดิม) |
หงสาลิกไนต์ | 2556 | 2556 (คงเดิม) |
น้ำงึม 2 | 2556 | 2556 (คงเดิม) |
น้ำเทิน 1 | 2556 | 2557 |
น้ำงึม 3 | 2556 | 2557 |
น้ำเงี้ยบ | 2557 | 2558 |
น้ำอู | 2558 | 2558 (คงเดิม) |
มติของที่ประชุม
1.รับทราบการยกเลิก Tariff MOU ของโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ที่หมดอายุจำนวน 2 โครงการ คือ โครงการน้ำเทิน 1 และโครงการน้ำงึม 3 และรับทราบการขอยกเลิก Tariff MOU จำนวน 3 โครงการ จากผู้พัฒนาโครงการ ได้แก่ โครงการหงสาลิกไนต์ โครงการน้ำเงี๊ยบ และ โครงการน้ำอู
2.มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทย กับประเทศเพื่อนบ้าน พิจารณาความจำเป็นและเหมาะสมในการซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว
เรื่องที่ 7 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก Tenaga Nasional Berhad (TNB) ฉบับใหม่
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ TENAGA NASIONAL BERHAD (TNB) ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า HVDC System Interconnection Agreement (SIA 2002) ฉบับวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 อายุสัญญา 25 ปี โดยสองฝ่ายตกลงทำข้อเสนอราคาขายไฟฟ้าล่วงหน้าเดือนต่อเดือน
2. ต่อมา กฟผ. ได้จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติม (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) ฉบับวันที่ 6 พฤษภาคม 2547 เพื่อซื้อไฟฟ้าจาก TNB ในลักษณะ Bulk Energy ปริมาณพลังไฟฟ้า 330 MW (HVDC 300 MW + HVAC 30 MW) อายุสัญญา 3 ปี (มิถุนายน 2547 - พฤษภาคม 2550) อัตรารับซื้อไฟฟ้าคิดเป็น Tier ปริมาณ Tier ละ 25 ล้านหน่วย ในราคาลดหลั่นลงตามลำดับ โดยมีเงื่อนไขที่ผู้ขายสามารถเสนอปรับราคาเพิ่มขึ้นได้หากต้นทุนเชื้อเพลิง สูงขึ้น
3. ในช่วงที่ผ่านมา TNB ได้ขอปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าขึ้น 2 ครั้ง โดยครั้งแรกปรับเพิ่มขึ้น ร้อยละ 14 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนกันยายน 2548 - ธันวาคม 2549 ครั้งที่สองปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 15 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนมกราคม 2550 - พฤษภาคม 2550 และได้มีการขยายอายุสัญญาออกไป 2 ครั้ง (โดยใช้ราคาเดิม) ซึ่งอายุสัญญาได้สิ้นสุดเมื่อวันที่ 31 พฤษภาคม 2551 ทั้งนี้การปรับราคาครั้งที่ 2 ได้ดำเนินการตามแนวทางที่ได้เสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) รับทราบ เมื่อวันที่ มิถุนายน 2550 โดย กพช. มีมติรับทราบตามมติคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง ไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน เมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2550 ในการพิจารณาการขอปรับเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจาก TNB แล้ว โดยมีมติรับทราบ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002 ปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 โดยให้มีผลย้อนหลัง ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2550 ถึงสิ้นสุดสัญญาวันที่ 31 พฤษภาคม 2550 และ (2) ขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Bulk Energy ฉบับปัจจุบัน (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2550 ออกไปจนกว่าจะมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 ตามข้อ (1) ทั้งนี้คณะอนุกรรมการประสานฯ มีข้อสังเกตที่สำคัญเกี่ยวกับการเปลี่ยนราคาและการขยายอายุสัญญารับซื้อ ไฟฟ้าจาก TNB ซึ่งเป็นการเปลี่ยนแปลงหรือแก้ไขในส่วนที่เป็นสาระสำคัญของสัญญา และมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นของประชาชนผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ อัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) จึงเห็นควรให้ กฟผ. นำผลการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่เสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการ ลงนามในสัญญาต่อไป
4. คณะอนุกรรมการประสานฯ มีมติเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2551 ดังนี้ (1) เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ซึ่งปรับเพิ่มขึ้นจากอัตราเดิม 3.32 RM Sen/kWh เท่ากันทุก Tier ที่ราคาเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 19.90 ในปีแรกของสัญญา (2) เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติม Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002 ฉบับใหม่ และให้ กฟผ. ดำเนินการเพื่อลงนามในสัญญาต่อไป และ (3) เห็นชอบให้นำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก TNB ฉบับใหม่ เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบในข้อ (1) และ (2) ต่อไป
5. สาระสำคัญของร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมฉบับใหม่ ยังคงหลักการในสัญญาฉบับเดิมคือ ซื้อขายแบบ Non-Firm (จะซื้อขายกันต่อเมื่อทั้งสองฝ่ายมีความพร้อมซื้อและพร้อมขาย) โดยมีการปรับปรุงเงื่อนไขด้านราคาและทบทวนอัตราค่าไฟฟ้าเป็นรายปี ทั้งนี้ อัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในสัญญา หรืออัตราค่าไฟฟ้าที่จะตกลงกันใหม่ ต้องมีผลบังคับใช้แล้วอย่างน้อย 1 ปี โดยสรุปสาระสำคัญของร่างสัญญาได้ดังนี้
5.1 สัญญามีอายุ 3 ปีนับจากวันลงนามในสัญญา
5.2 การซื้อขายพลังไฟฟ้ามีปริมาณซื้อขายสูงสุด 330 MW แยกเป็นระบบ HVDC = 300 MW และระบบ HVAC = 30 MW โดยซื้อขายในลักษณะ Non-Firm และปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 3.32 RM Sen/kWh เท่ากันทุก Tier โดยมีราคารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเฉลี่ยร้อยละ 19.90
5.3 ชำระเป็นเงิน Malaysian Ringgit หรือ US Dollar ภายใน 30 วันหลังรับใบเรียกเก็บเงิน กรณีชำระเงินล่าช้าจะเสียดอกเบี้ย 1 % ต่อเดือน
5.4 Natural Gas Shortfall และ Generation Constraint(s) : กรณีเกิดเหตุขัดข้องในการจ่ายไฟฟ้า TNB จะต้องแจ้ง กฟผ. ล่วงหน้า พร้อมเสนอปริมาณพลังงานไฟฟ้าและราคามาใหม่ โดย กฟผ. มีสิทธิเลือกจะซื้อหรือไม่ซื้อก็ได้
5.5 การทบทวนราคารายปี คู่สัญญาสามารถเสนอขอปรับราคาได้ ภายใต้เงื่อนไขการทบทวนราคารายปี โดยต้องแจ้งล่วงหน้าอย่างน้อย 3 เดือนพร้อมรายละเอียดเหตุผลการขอปรับราคา และจะต้องคง ราคาที่ตกลงกันอย่างน้อย 1 ปี ถ้าการเจรจายังไม่ได้ข้อยุติภายใน 3 เดือน จะใช้ราคารับซื้อเดิมต่อไปอีก 1 เดือน หากยังตกลงราคากันไม่ได้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมก็จะถูกพักไว้ และการซื้อขายไฟฟ้าระหว่างทั้งสองฝ่ายจะกลับไปใช้สัญญา HVDC SIA 2002 จนกระทั่งการเจรจาราคาใหม่แล้วเสร็จ
6. แนวทางการพิจารณาความเหมาะสมของการปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น
6.1 จากสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงถ่านหินตามสัญญา (Contracted Price) ที่เพิ่มขึ้นจากระดับ 52 เหรียญสรอ. ต่อตัน ในปี 2550 เป็นประมาณ 80 เหรียญสรอ. ต่อตันในปี 2551 หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 54 เมื่อเปรียบเทียบกับโรงไฟฟ้าพลังความร้อน BLCP ในกรณีที่มีการปรับราคาถ่านหินเพิ่มขึ้นร้อยละ 54 เช่นกัน พบว่า TNB จะมีต้นทุนการผลิตไฟฟ้าเพิ่มขึ้นประมาณร้อยละ 19.90
6.2 การทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก TNB จะช่วยเสริมสร้างความมั่นคงของระบบไฟฟ้าภาคใต้ โดยราคารับซื้อไฟฟ้าจาก TNB จะมีราคาต่ำกว่าต้นทุนการผลิตหน่วยสุดท้ายในช่วงที่ระบบไฟฟ้ามีความต้องการ ใช้ไฟฟ้าสูง และกรณีเกิดเหตุฉุกเฉินหรือโรงไฟฟ้าในภาคใต้ เช่น โรงไฟฟ้าขนอม และโรงไฟฟ้า จะนะ มีการหยุดซ่อมบำรุงจะทำให้ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงการเดินเครื่องโรงไฟฟ้ากระบี่ด้วยน้ำมันเตา ซึ่งมีต้นทุนการผลิตที่สูงมากในระดับ 5.34 บาท/หน่วย ทั้งนี้ กฟผ. จะพิจารณารับซื้อในกรณีที่ระบบมีความต้องการและราคารับซื้อถูกกว่าราคาที่ กฟผ. ผลิตได้เอง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้าในลักษณะ Bulk Energy จาก TNB ประเทศมาเลเซีย ซึ่งปรับเพิ่มขึ้นจากอัตราเดิม 3.32 RM Sen/kWh เท่ากันทุก Tier ที่ราคาเฉลี่ยเพิ่มขึ้นร้อยละ 19.90 ในปีแรกของสัญญา
2.เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพิ่มเติม Supplemental Agreement to The High Voltage Direct Current (HVDC) System Interconnection Agreement 2002 ฉบับใหม่ ระหว่าง TNB ประเทศมาเลเซียกับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการเพื่อลงนามในสัญญาต่อไป ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงหรือแก้ไขในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญ เห็นควรให้ กฟผ. ดำเนินการได้ โดยไม่ต้องนำร่างสัญญาฯ ที่เปลี่ยนแปลงหรือแก้ไขมาเสนอขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่ง ชาติใหม่
เรื่องที่ 8 รายงานผลการดำเนินงานของกระทรวงพลังงานในช่วงที่ผ่านมา
สรุปสาระสำคัญ
1. ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐมนตรีพลโทหญิงพูนภิรมย์ ลิปตพัลลภ กระทรวงพลังงานได้ดำเนินงานตามนโยบายต่างๆ ซึ่งมีผลการดำเนินงาน ดังนี้
1.1 นโยบายที่ 1 เสริมสร้างความมั่นคงทางด้านพลังงาน โดยการจัดหาพลังงานให้เพียงพอต่อ การพัฒนาประเทศ ได้ดำเนินการส่งเสริมและกำกับดูแลให้มีการผลิตน้ำมันดิบและคอนเดนเสทใน ประเทศเพิ่มขึ้นเป็น 223,000 บาร์เรล/วัน เร่งผลิตและจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้นเฉลี่ย 343 ล้านลูกบาศก์ฟุต/วัน พร้อมทั้งได้ลงนามในข้อตกลงร่วม HOA กับประเทศพม่าในการรับซื้อก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง M9 ตลอดจน ได้เปิดเดินเครื่องโรงไฟฟ้าจะนะ จังหวัดสงขลา (ขนาด 710 เมกะวัตต์) ซึ่งเป็นครั้งแรกที่ได้นำก๊าซธรรมชาติจากแหล่ง JDA-A18 มาใช้ในการผลิตไฟฟ้า เป็นต้น
1.2 นโยบายที่ 2 ส่งเสริมให้มีการกำกับดูแลกิจการพลังงานให้มีราคาพลังงานที่เหมาะสมเป็นธรรม และก่อให้เกิดการแข่งขันลงทุนในธุรกิจพลังงานมีมาตรฐานคุณภาพการบริการที่ดี และมีความปลอดภัย ได้ดำเนินการบรรเทาผลกระทบปัญหาราคาน้ำมันแพงโดยการปรับลดราคาน้ำมันดีเซลลง 0.90 บาท/ลิตร โดยใช้วิธีบริหารรายรับรายจ่ายของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงและกองทุนเพื่อส่ง เสริมการอนุรักษ์พลังงานฯตั้งแต่เดือนมีนาคม 2551 จนถึงปัจจุบัน ขอความร่วมมือจาก 4 โรงกลั่นในเครือ ปตท.จัดสรรน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในปริมาณ 122 ล้านลิตรต่อเดือน เป็นเวลา 6 เดือน (มิ.ย. - พ.ย. 51) รวม 732 ล้านลิตร ที่มีราคาต่ำกว่าราคาดีเซลหมุนเร็วปกติ 3 บาทต่อลิตร รวมเป็นมูลค่า 2,196 ล้านบาท ลดภาษีสรรพสามิตลง 3 บาท/ลิตร จนถึงวันที่ 31 มกราคม 2552 ตามมาตรการ "6 มาตรการ 6 เดือน" และได้รักษาระดับราคาขายปลีกก๊าซหุงต้ม LPG คงไว้ที่ 18.13 บาท/กก. เพื่อแก้ไขปัญหาราคาสินค้าอุปโภคบริโภคราคาสูง
นอกจากนี้ ได้ช่วยเหลือกลุ่มเรือประมงในโครงการน้ำมันม่วงและโครงการน้ำมันเขียวที่ จำหน่ายน้ำมันดีเซลที่มีราคาถูกกว่าราคาน้ำมันบนบกปกติ รวมทั้งได้ผลักดันการจัดตั้งสำนักงานคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการพลังงานให้ ดำเนินการด้านการคุ้มครองผู้บริโภค และกำกับดูแลให้ กฟผ. บริหารจัดการเชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพทำให้ลดค่า Ft ได้ 6.0 สตางค์/หน่วย ในรอบเดือนมิถุนายน-กันยายน 2551 เป็นต้น
1.3 นโยบายที่ 3 ส่งเสริมพัฒนาและวิจัยพลังงานทดแทนทุกรูปแบบเพื่อเป็นทางเลือกแก่ประชาชน โดยได้จัดทำแผนแม่บทการพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี หรือ Renewable Energy Development Plan (REDP) ขยายผลการใช้เอทานอลเพื่อใช้ทดแทนน้ำมันเบนซินโดยเฉพาะการขยายผลสู่ E85 ให้เป็นอีกทางเลือกหนึ่งของประเทศ ส่งเสริมการจำหน่ายรถยนต์ที่ใช้แก๊สโซฮอล E20 นอกจากนี้ได้กำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 มีราคาต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร และส่งเสริมการแก้ปัญหาการใช้ NGV โดยการเพิ่มอุปทานของก๊าซฯ ด้วยการขยายกำลังการผลิตของสถานีแม่ เพิ่มจำนวนรถขนส่งก๊าซฯ และการบริหารจัดการแยกสถานีบริการ NGV รองรับรถขนาดใหญ่ แยกออกจากสถานีบริการขายปลีกทั่วไปที่รองรับรถขนาดเล็ก เป็นต้น
1.4 นโยบายที่ 4 ส่งเสริมการประหยัดพลังงานอย่างจริงจังและต่อเนื่อง โดยเมื่อเดือนเมษายน 2551 กระทรวงพลังงานได้ออกมาตรการประหยัดพลังงานเพื่อประชาชน มีเป้าหมายประหยัดเงินกว่า 110,000 ล้านบาท/ปี ประกอบด้วย 11 มาตรการหลัก และต่อมาเมื่อเดือนพฤษภาคม 2551 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบมาตรการเร่งรัดประหยัดพลังงานเพิ่มเติมประกอบด้วย มาตรการการประหยัดในภาครัฐ มาตรการประหยัด ภาคประชาชน และมาตรการบังคับ
1.5 นโยบายที่ 5 ส่งเสริมการพัฒนา ผลิต และใช้พลังงานควบคู่ไปกับการดูแลรักษาสิ่งแวดล้อม ส่งเสริมการลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจก เพื่อช่วยบรรเทาสภาวะโลกร้อน โดยผลักดันให้โรงกลั่นปรับปรุงระบบการผลิตเพื่อผลิตน้ำมันยูโร 4 และขยายผลโครงการ CDM ด้านพลังงาน 41 โครงการ ซึ่งสามารถลด CO2 ได้ 2.9 ล้านตัน/ปี
2. ผลงานในช่วงวิกฤตราคาน้ำมันแพง กระทรวงพลังงานได้ขอความร่วมมือจาก 4 โรงกลั่นในเครือ ปตท. เพื่อสนับสนุนน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่มีราคาถูกกว่าดีเซลปกติ 3 บาทต่อลิตร จำนวน 732 ล้านลิตร มูลค่า 2,196 ล้านบาท เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้เดือดร้อนกลุ่มต่างๆ โดยคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เป็นผู้พิจารณาจัดสรรน้ำมันดังกล่าว ให้แก่ รถโดยสารในเขต กทม.จำนวน 14,600 คัน (35.5 ล้านลิตร) ประมงชายฝั่งและเกษตรกรผู้เลี้ยงกุ้ง กรมขนส่งทางน้ำฯ กรมประมง ปริมาณ 60, 1.13, และ 0.108 ล้านลิตร ตามลำดับ และจัดสรรให้จังหวัดที่ประสบอุทกภัยจากภัยทางธรรมชาติ 5 จังหวัดๆ ละ 100,000 ลิตร ซึ่งมีน้ำมันดีเซลเหลืออีกประมาณ 628.13 ล้านลิตรเพื่อรอรับการจัดสรรต่อไป
3. การส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV) โดยเพิ่มกำลังการผลิตและจ่ายก๊าซของสถานีแม่และสถานีที่อยู่แนวท่อส่งก๊าซ จาก 1,330 ตันต่อวันในเดือนมกราคม 2551 เพิ่มเป็น 2,900 ตันต่อวันในเดือนสิงหาคม 2551 และผลักดันให้มีสถานี NGV ขนาดใหญ่เพิ่มขึ้นเป็น 5 แห่ง ภายในสิ้นปี 2551 และได้ตั้งเป้าที่จะขยายจำนวนสถานีบริการ NGV ปกติให้ได้ 355 สถานี ภายในปี 2551 และเพิ่มเป็น 740 สถานี ในปี 2555 รวมทั้งผลักดันให้มีรถยนต์ NGV จากเดิม 55,000 คัน เพิ่มขึ้นกว่าเท่าตัวเป็น 110,000 คัน ในเดือนกันยายน 2551
4. มาตรการประหยัดพลังงานเพื่อประชาชน เมื่อวันที่ 11 เมษายน 2551 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ประกาศ 11 มาตรการ ประหยัดพลังงานเพื่อประชาชาน เพื่อเป็นการรณรงค์สร้างนิสัยการประหยัดพลังงานให้กับประชาชนอย่างจริงจัง พร้อมทั้งกำหนดกลไกสนับสนุนเพื่อสร้างแรงจูงใจ แบ่งเป็น
4.1 มาตรการด้านกฎหมายบังคับ ประกอบด้วย 4 มาตรการ ได้แก่ 1)มาตรการติดฉลากประหยัดไฟฟ้าไฟท์บังคับโดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 มกราคม 2552 2) Standby Power 1 - watt รักษ์โลกโดยให้ผลิตอุปกรณ์ที่กินไฟขณะปิดเครื่องอยู่ให้กินไฟน้อยกว่า 1 Watt 3) มาตรการฐานอาคารก่อสร้างใหม่ "Building Energy Code" และ 4) การกำกับอนุรักษ์พลังงานในโรงงาน/อาคารควบคุม - ISO พลังงาน
4.2. มาตรการด้านการบริหาร ประกอบด้วย 3 มาตรการ ได้แก่ 1) สินเชื่อครัวเรือนโดยปล่อยสินเชื่อดอกเบี้ย 0% ให้ประชาชนกู้เพื่อซื้ออุปกรณ์ประหยัดพลังงาน รายละ 10,000 - 30,000 บาท วงเงินรวม 1,000 ล้านบาทโดยใช้เงินจากกองทุนอนุรักษ์ฯ 2) สินเชื่อพลังงานโดยร่วมกับสถาบันการเงินปล่อยสินเชื่อให้ภาคอุตสาหกรรมเพื่อ ปรับปรุงประสิทธิภาพเครื่องจักร โดยได้ปล่อยสินเชื่อแล้วรวม 19,162.5 ล้าน 3) จัดตั้งหน่วย "พลังงานเคลื่อนที่ หรือ คลินิกพลังงานเคลื่อนที่" เพื่อให้ความรู้ด้านการประหยัดพลังงาน และการพัฒนาพลังงานทดแทนให้ประชาชนในชนบท
4.3 มาตรการด้านสังคม ประกอบด้วย 4 มาตรการ ได้แก่ 1) โครงการ "วัด - มัสยิด ประหยัดไฟร่วมใจสมานฉันท์โดยให้วัดเปลี่ยนมาใช้หลอดประหยัดพลังงาน 2) โครงการ 555 โดยรณรงค์ให้ผู้บริโภคหันมาซื้ออุปกรณ์ไฟฟ้าเบอร์ 5 จำนวน 3 ชนิด ได้แก่ เครื่องปรับอากาศ พัดลม และตู้เย็น 3) โครงการ "แอร์สะอาดเพิ่ม เงินบาทให้ครัวเรือน" โดยรณรงค์สร้างจิตสำนึกให้ประชาชนล้างทำความสะอาดเครื่องปรับอากาศอย่างน้อย ปีละ 2 ครั้ง และ 4) ปรับแต่งเครื่องยนต์ "Tune up" เพื่อลดการใช้พลังงาน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 นโยบายการพัฒนาพลังงานของประเทศตามนโยบายรัฐบาล
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 7 ตุลาคม 2551 รัฐบาลได้แถลงนโยบายต่อรัฐสภาโดยกำหนดนโยบายการบริหารราชการตามแนวทางปรัชญา ของเศรษฐกิจพอเพียงและบทบัญญัติของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย ซึ่งแบ่งการดำเนินการเป็น 2 ระยะ คือ ระยะเร่งด่วนที่จะเริ่มดำเนินการในปีแรก (1 ข้อ) และระยะการบริหารราชการ 3 ปีของรัฐบาล (7 ข้อ)
2. กระทรวงพลังงาน ได้จัดทำแนวนโยบายพลังงานของประเทศให้สอดคล้องกับนโยบายรัฐบาลที่มุ่งเน้น การแก้ไขปัญหาราคาพลังงานในระยะสั้น และการวางพื้นฐานเพื่อการพัฒนากิจการพลังงานของประเทศให้มีความมั่นคง และยั่งยืน สอดคล้องกับหลักปรัชญาเศรษฐกิจพอเพียง โดยแบ่งเป็น 5 ข้อดังนี้
2.1 นโยบายที่ 1 : เสริมสร้างความมั่นคงด้านพลังงานให้มีพลังงานใช้อย่างเพียงพอต่อการพัฒนา ประเทศและให้พึ่งพาตนเองทางพลังงานได้มากขึ้น เพื่อความอยู่ดีกินดีของประชาชน โดย : พึ่งพาแหล่งผลิตพลังงานภายในประเทศเพื่อเสถียรภาพด้านพลังงานของประเทศ ทั้งน้ำมัน ก๊าซธรรมชาติ และไฟฟ้า โดยตั้งเป้าหมายเร่งรัดการสำรวจและผลิตน้ำมันดิบและคอนเดนเสทจากแหล่งใน ประเทศและพื้นที่พัฒนาร่วมไทย-มาเลเซีย เพิ่มเป็น 250,000 บาร์เรล/วัน ภายในปี 2554 และส่งเสริมให้มีการผลิตไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ที่ผลิตจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งเชื่อมโยงแหล่งพลังงานจากต่างประเทศ นอกจากนี้บริหารจัดการก๊าซปิโตรเลียมเหลว หรือ LPG โดยเฝ้าระวังและป้องกันการขาดแคลนและดูแลนโยบายด้านราคาให้เหมาะสมเกิด ดุลยภาพกับทุกฝ่าย พร้อมทั้งปรับแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (PDP) ศึกษาพลังงานนิวเคลียร์อย่างละเอียดเพื่อเป็นการสร้างทางเลือกพลังงาน และกระจายความเสี่ยงด้านพลังงาน โดยสร้างความหลากหลายของชนิดเชื้อเพลิงเพื่อลดการพึ่งพาเชื้อเพลิงชนิดใด ชนิดหนึ่งมากเกินไป
2.2 นโยบายที่ 2 : กำกับดูแลราคาพลังงานให้มีความเหมาะสม มีเสถียรภาพ สอดคล้องกับสถานการณ์ เศรษฐกิจและการลงทุน โดยกำกับนโยบายราคาและโครงสร้างราคาน้ำมัน และราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ให้สะท้อนต้นทุนและประมาณการใช้ที่แท้จริง กำกับดูแลความปลอดภัยการใช้LPG และก๊าซธรรมชาติ ที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรม ขนส่ง และครัวเรือน ส่งเสริมให้มีการจัดตั้งสำนักงานพลังงานจังหวัดให้ครบทุกจังหวัด และสนับสนุนการทำงานของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานเพื่อให้เกิดประโยชน์ใน การคุ้มครอง และให้เกิดความเป็นธรรมต่อประชาชนผู้ใช้พลังงาน
2.3 นโยบายที่ 3 : ส่งเสริมและวิจัยพัฒนาพลังงานทดแทนทุกรูปแบบอย่างต่อเนื่อง โดยเร่งรัดพัฒนาและยกร่างแผนแม่บทพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี หรือ Renewable Energy Development Plan (REDP) เพื่อเสนอให้เป็นวาระแห่งชาติ รวมทั้งการส่งเสริมเอทานอล และไบโอดีเซล ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และส่งเสริมการพัฒนาพลังงานทดแทนระดับชุมชน
2.4 นโยบายที่ 4 : สร้างวินัยด้านการประหยัดพลังงานให้เป็นวัฒนธรรมของคนในชาติ โดยเร่งรัดการดำเนินการตามแผนอนุรักษ์พลังงานในระยะที่ 3 (2548-2554) ให้เกิดเป็นรูปธรรมโดยเร็ว และเร่งรัด 11 มาตรการประหยัดพลังงานเพื่อประชาชน
2.5 นโยบายที่ 5 : ดูแลรักษาสิ่งแวดล้อมที่เกิดจากกิจการพลังงาน ทั้งจากกระบวนการผลิตและการใช้พร้อมทั้งส่งเสริมการลดภาวะโลกร้อน และสนับสนุนกลไกการพัฒนาที่สะอาด (CDM-Clean Development Mechanism) โดยสนับสนุนโครงการ CDM ด้านพลังงาน การลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมจากด้านการผลิตและการใช้พลังงาน และส่งเสริมให้เกิดนวัตกรรมใหม่ที่เป็น Appropriate Technology ด้านพลังงาน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์ เท็กซัส เฉลี่ยไตรมาส 1 ปี 2551 อยู่ที่ระดับ 91.38 และ 98.03 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2550 8.19 และ 7.37 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากค่าเงินดอลล่าห์สหรัฐฯ อ่อนตัวลง และข่าวกลุ่มคนร้ายติดอาวุธได้ก่อเหตุลอบวางระเบิดท่อส่งน้ำมันในเขตซูแบร์ ทางตะวันตกของเมืองบาสรา ประเทศอิรัก ส่งผลให้ปริมาณการส่งออกน้ำมันจากภาคใต้ของอิรักลดลงอย่างรุนแรง เฉลี่ยไตรมาส 2 อยู่ที่ระดับ 116.91 และ 123.98 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อน 25.53 และ 25.95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวบริษัทเชฟรอนไนจีเรียประกาศหยุดส่งออกน้ำมันดิบ และประธานโอเปคแถลงจะไม่เพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบ เฉลี่ยไตรมาส 3 อยู่ที่ระดับ 113.34 และ 117.83 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน 3.56 และ 6.15 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากตลาดการเงินสหรัฐฯ ประสบปัญหาอย่างรุนแรง นอกจากนี้จีนได้ลดอัตราการกลั่นลงเนื่องจากปริมาณสำรองสูง และต่อมาในช่วงไตรมาส 4 (ต.ค. - 4 พ.ย. 51) เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 62.64 และ 71.92 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน 50.70 และ 45.91 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าว GDP ของประเทศสหรัฐฯ ในไตรมาส 3 ของปีนี้ปรับตัวลดลง ร้อยละ 0.3 รุนแรงที่สุดในรอบ 7 ปี และค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ แข็งค่าขึ้นเมื่อเทียบกับเงินสกุลยูโร รวมทั้งจากความกังวลเกี่ยวกับภาวะเศรษฐกิจถดถอยและความต้องการใช้น้ำมันที่ ลดลง
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ น้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ย ไตรมาส 1 ปี 2551 อยู่ที่ระดับ 105.12, 104.29 และ 114.36 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจาก ไตรมาส 4 ปี 2550 9.33 , 9.79 และ 11.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากมาตรการกระตุ้นเศรษฐกิจของธนาคารกลางสหรัฐฯ ที่ปรับลดอัตราดอกเบี้ยลงร้อยละ 0.75 เฉลี่ยไตรมาส 2 อยู่ที่ระดับ 129.84 , 128.64 และ 154.47 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อน 24.72 , 24.36 และ 40.11 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากอุปสงค์ที่เพิ่มขึ้นในเวียดนาม จีน และอินโดนีเซีย รวมทั้งข่าวกระทรวงเศรษฐกิจการค้าและอุตสาหกรรมของประเทศญี่ปุ่นมีแผนนำเข้า น้ำมันสำเร็จรูปเพื่อเก็บเป็นปริมาณสำรองทางยุทธศาสตร์ เฉลี่ยไตรมาส 3 อยู่ที่ระดับ 119.29 , 117.83 และ 139.02 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน 10.55 , 10.81 และ 15.45 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากการที่จีน เวียดนาม อินโดนีเซีย และชิลี ลดปริมาณการนำเข้า และต่อมาในช่วงไตรมาส 4 (ต.ค. - 4 พ.ย. 51) เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 69.23 , 67.74 และ 80.72 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล โดยปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน 50.06, 50.09 และ 58.31 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความกังวลเกี่ยวกับภาวะอุปทานมีมากเกินความต้องการหลังจากโรงกลั่นต่างๆ ในภูมิภาคส่งออกน้ำมันเบนซินมากขึ้น
3. ราคาขายปลีก ในไตรมาส 1 ปี 2551 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10, แก๊สโซฮอล 91 , ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 33.49 , 32.39 , 29.49 , 28.69 , 30.01 และ 29.34 บาท/ลิตร ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาส 4 ปี 2550 อยู่ที่ระดับ 1.17 , 1.20, 1.00 , 1.00 ,1.07 และ 1.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับไตรมาส 2 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 39.96 , 38.76 , 35.39 , 33.62 , 34.59 , 38.37 และ 37.67 บาท/ลิตร ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากไตรมาสก่อน อยู่ที่ระดับ 6.47 , 6.37 , 5.90 , 6.13 , 5.90 , 8.37 และ 8.33 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนไตรมาส 3 ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 38.22 , 36.49, 28.99 , 27.69 , 28.19 , 33.91 และ 33.27 บาท/ลิตร ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน อยู่ที่ระดับ 1.73 , 2.27 , 6.40 , 5.93 , 6.40 , 4.47 และ 4.40 บาท/ลิตร ตามลำดับ และในช่วงไตรมาส 4 (ต.ค. - 5 พ.ย. 51) ราคาเฉลี่ยอยู่ที่ 31.59 , 28.19 , 22.99 , 21.69 , 22.19 , 22.84 และ 21.84 บาท/ลิตร ปรับตัวลดลงจากไตรมาสก่อน อยู่ที่ระดับ 6.63 , 8.30 , 6.00 , 6.00 , 6.00 , 11.07 และ 11.43 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. สถานการณ์ก๊าซ LPG ไตรมาส 4 (พ.ย. 51) ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเฉลี่ยปรับตัวลดลง 226.33 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 644 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบและภาวะชะลอตัวทางเศรษฐกิจในสหรัฐฯ ที่ดำเนินอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ลดลง อย่างไรก็ตามประเทศไทยมีแผนการนำเข้าก๊าซ LPG ในเดือนพฤศจิกายน 2551 เพิ่มขึ้นที่ปริมาณ 118,000 ตัน เนื่องจากความต้องการมีมาก ขณะที่อุปทานในประเทศตึงตัวจากโรงแยกก๊าซและโรงกลั่นปิดซ่อมบำรุงประจำปี ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น อยู่ในระดับ 10.9960 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 0.3033 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 48.95 ล้านบาท/เดือน ทั้งนี้ ในเดือนตุลาคมประเทศไทยได้นำเข้าก๊าซ LPG ปริมาณ 112,625.24 ตัน โดยราคาก๊าซ LPG นำเข้า อยู่ที่ระดับ 29.2060 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยก๊าซ LPG นำเข้าเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 18.2100 บาท/กิโลกรัม คิดเป็นประมาณ 2,050.91 ล้านบาท
5. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล ปัจจุบันมี ผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง จำนวน 11 ราย มีกำลังการผลิตรวม 1.57 ล้านลิตร/วัน แต่ผลิตเอทานอลเพียง 9 ราย มีปริมาณการผลิตจริง 0.85 ล้านลิตร/วัน และจากการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลของภาครัฐ ทำให้ยอดจำหน่ายแก๊สโซฮอลเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง ซึ่งในไตรมาส 3 ปี 2551 มียอดจำหน่าย 9.49 ล้านลิตร/วัน หรือคิดเป็นการใช้เอทานอล 0.97 ล้านลิตร/วัน และไตรมาส 4 (ตุลาคม 2551) มียอดจำหน่าย 9.69 ล้านลิตร/วัน หรือคิดเป็นการใช้เอทานอล 1.00 ล้านลิตร/วัน ส่วนสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล มีบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 15 บริษัท มีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล รวม 4,132 แห่ง และราคาเอทานอลไตรมาส 3 อยู่ที่ 18.01 บาท/ลิตร และไตรมาส 4 อยู่ที่ 22.11 บาท/ลิตร
6. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล ปัจจุบันมีผู้ผลิตไบโอดีเซล จำนวน 10 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 2.90 ล้านลิตร/วัน ขณะที่ยอดจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B2 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ในไตรมาส 3 ปี 2551 อยู่ที่ 30.98 และ 11.92 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ หรือคิดเป็นการใช้ไบโอดีเซล (B100) จำนวน 1.16 ล้านลิตร/วัน และในไตรมาส 4 (ตุลาคม 2551) จำนวน 31.60 และ 13.19 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ หรือคิดเป็นการใช้ไบโอดีเซล 1.29 ล้านลิตร/วัน โดยมีสถานีบริการน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 จำนวน 2,432 แห่ง และราคาไบโอดีเซลในประเทศ ปี 2551 ไตรมาส 3 เฉลี่ยอยู่ที่ 36.14 บาท/ลิตร และ ไตรมาส 4 เฉลี่ยอยู่ที่ 25.30 บาท/ลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 30 ตุลาคม 2551 มีเงินสดในบัญชี 12,941 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 8,526 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 8,200 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการ ซึ่งได้อนุมัติแล้ว 326 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 4,415 ล้านบาท นอกจากนี้ ยังมีหนี้นำเข้า LPG จาก ปตท. ประมาณ 7,422 ล้านบาท ซึ่งทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีฐานะสุทธิติดลบ 3,007 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 11 การรักษาเสถียรภาพกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 21 ตุลาคม 2551 คณะรัฐมนตรีได้มีการพิจารณาเรื่อง ความก้าวหน้า 6 มาตรการ 6 เดือน ฝ่าวิกฤติเพื่อคนไทยทุกคน และได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากอง ทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเสริมสร้างให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีเสถียรภาพพอที่จะรองรับกับกำหนด การ สิ้นสุดนโยบาย 6 มาตรการ 6 เดือน ซึ่งจะกลับมาใช้อัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันตามเดิม ในวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2552 โดยกองทุนน้ำมันฯ จะบริหารจัดการเพื่อทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศไม่ปรับตัวสูงขึ้นทันที
2. ปัญหาโครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบัน พบว่า (1) ค่าการตลาดของผู้ค้าน้ำมันในปัจจุบันสูงมากกว่าค่าการตลาดที่เหมาะสม (2) โครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบันยังไม่เอื้อต่อการส่งเสริมพลังงานทดแทนทั้งเอ ทานอลและไบโอดีเซล โดยที่หลักการการจัดโครงสร้างราคาน้ำมันเพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทนควรเป็น การจูงใจผู้จำหน่าย โดยค่าการตลาดของน้ำมันที่เป็นพลังงานทดแทนต้องสูงกว่าน้ำมันปกติ และน้ำมันที่มีส่วนผสมของพลังงานทดแทนมากต้องมีค่าการตลาดสูงกว่าน้ำมันที่ มีส่วนผสมของพลังงานทดแทนน้อย นอกจากนี้การจูงใจผู้ใช้เพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทนควรมีหลักการ โดยราคาขายปลีกของน้ำมันที่เป็นพลังงานทดแทนต้องต่ำกว่าน้ำมันปกติ และน้ำมันที่มีส่วนผสมของพลังงานทดแทนมาก ต้องมีราคาขายปลีกต่ำกว่าน้ำมันที่มีส่วนผสมของพลังงานทดแทนน้อย
3. เพื่อแก้ไขปัญหาปริมาณปาล์มน้ำมันที่มีมากกว่าความต้องการในปัจจุบัน จำเป็นต้องส่งเสริมให้มีผู้ใช้ไบโอดีเซลมากขึ้น โดยการเพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B2 กับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 ให้มากขึ้นกว่าปัจจุบันที่อยู่ในระดับ 0.70 บาท/ลิตร ซึ่งหลังจากสิ้นสุดมาตรการดังกล่าว ในวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2552 ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศจะปรับตัวสูงขึ้นทันที
4. เพื่อแก้ไขปัญหาโครงสร้างราคาน้ำมันในปัจจุบันที่ยังไม่เอื้อต่อการส่งเสริม พลังงานทดแทน และปัญหาปริมาณปาล์มน้ำมันที่มีมากกว่าความต้องการในปัจจุบัน คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2551 ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E10 น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B2 ในอัตรา 1.00, 0.90 และ 0.50 บาท/ลิตร ตามลำดับ และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 E20 ลงอีก 0.15 บาท/ลิตร โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 25 ตุลาคม 2551 เป็นต้นไป พร้อมทั้งมอบให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องรับไปดำเนินการต่อไป ทั้งนี้กระทรวงพลังงานได้นำเสนอเรื่องดังกล่าวต่อคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2551 เพื่อทราบแล้ว
5. จากการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จะส่งผลให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับสุทธิเพิ่มขึ้น 24.32 ล้านบาท/วัน จากระดับปัจจุบัน 80.60 ล้านบาท/วัน เป็น 104.92 ล้านบาท/วัน หรือเพิ่มขึ้น 729.58 ล้านบาท/เดือน จากระดับปัจจุบัน 2,417.90 ล้านบาท/เดือน เป็น 3,147.48 ล้านบาท/เดือน ซึ่งจะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีทุนสำรองเพิ่มขึ้น เพื่อรองรับราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศที่จะปรับตัวสูงขึ้นเมื่อสิ้นสุด มาตรการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 12 ความคืบหน้าการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
สรุปสาระสำคัญ
1. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
1.1 คณะรัฐมนตรี (ครม.) มีมติเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 โดยเห็นชอบหลักการแนวทางออกประกาศ เชิญชวนรับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี 2555-2557 จำนวนประมาณ 3,200 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชน (คณะอนุกรรมการฯ) ดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ซึ่ง สนพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ระหว่างวันที่ 29 มิถุนายน-27 กรกฎาคม 2550 โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการประเมินและคัดเลือกเสร็จแล้ว ต่อมา ครม. ได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 รับทราบผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการ IPP สำหรับการประมูลในช่วงปี 2555-2557 จำนวน 4 โครงการ รวมกำลังการผลิต 4,400 เมกะวัตต์ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2550 แล้ว
1.2 เนื่องจากพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) มีผลใช้บังคับตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 ซึ่งตามความในมาตรา 11 (4) กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (คณะกรรมการกำกับฯ) มีหน้าที่ "กำหนดระเบียบและหลักเกณฑ์ในการจัดหาไฟฟ้าและการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อ ไฟฟ้า รวมทั้งกำกับดูแลขั้นตอนการคัดเลือกให้เกิดความเป็นธรรมแก่ทุกฝ่าย" เพื่อให้การดำเนินงานรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ภายหลังจากที่พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้และคณะกรรมการกำกับฯ ได้รับการแต่งตั้งแล้ว เป็นไปอย่างต่อเนื่อง กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือลงวันที่ 13 สิงหาคม 2551 ส่งมอบงานการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ให้คณะกรรมการกำกับฯ พิจารณาดำเนินการต่อไปจนแล้วเสร็จ และให้รายงานความคืบหน้าการดำเนินงานให้กระทรวงพลังงานทราบ
1.3 ปัจจุบันมีโครงการ IPP ที่ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วจำนวน 3 โครงการ ประกอบด้วยโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของบริษัท เก็คโค่-วัน จำกัด กำลังการผลิต 660 เมกะวัตต์ โครงการโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติของบริษัท สยามเอ็นเนอร์จี จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ และบริษัท เพาเวอร์ เจนเนอร์เรชั่นซัพพลาย จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของบริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด กำลังการผลิต 1,600 เมกะวัตต์ อยู่ระหว่างดำเนินการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP)
2.1 กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 เห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ และต่อมาการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ฉบับ พ.ศ. 2550 ซึ่งได้รับความเห็นชอบจาก กพช. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 ประกอบด้วย (1) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration (2) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ (3) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non-Firm โดยกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้ 1,030 เมกะวัตต์
2.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ SPP ได้มีการส่งเสริมโดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ และขยะ ในอัตราคงที่ สำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ใช้วิธีประมูลแข่งขัน ดังนี้
เชื้อเพลิง | ส่วนเพิ่มฯ (บาท/kWh) |
เป้าหมาย ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ (MW) |
ระยะเวลาสนับสนุน (ปี) | หมายเหตุ |
ขยะชุมชน | 2.50 | 100 | 7 | อัตราคงที่ |
พลังงานลม | 3.50 | 115 | 10 | |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 | 15 | 10 | |
พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ | 0.30 | 300 | 7 | เปิดประมูล |
รวม | 530 |
ทั้งนี้ สนพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนให้ SPP ชีวมวล ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าเมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2550 มีผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กพลังงานหมุนเวียนได้รับการคัดเลือกจำนวน 7 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 335 เมกะวัตต์ กำหนดให้จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบภายในปี พ.ศ. 2555 ในส่วนของโครงการพลังงานลม มีผู้ยื่นข้อเสนอจำนวน 8 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 616 เมกะวัตต์ ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าแล้ว 1 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 60 เมกะวัตต์
สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษอีก 1 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวล ก๊าซชีวภาพ พลังน้ำขนาดเล็ก และขยะชุมชน และให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษอีก 1.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ ซึ่งมีผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษเพิ่มเติม จำนวน 1 ราย คือ บริษัท กัลฟ์ ยะลากรีน จำกัด ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 20.20 เมกะวัตต์ โดยใช้เศษไม้ยางพาราเป็นเชื้อเพลิง
2.3 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration มี SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ. 2550 สูงกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อไว้เป็นจำนวนมาก ซึ่ง ครม. ได้มีมติเมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 ให้ กฟผ. ปิดรับการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าของ SPP ระบบ Cogeneration ตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2550 เป็นต้นไป และให้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัดส่วนการใช้ไอน้ำ กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ตลอดจนความสามารถและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ซึ่งภายหลังการปิดการยื่นข้อเสนอ มี SPP ที่ยื่นข้อเสนอจำนวน 28 โครงการ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาทั้งสิ้น 2,191 เมกะวัตต์ ซึ่งเกินกว่าที่ประกาศไว้ 1,691 เมกะวัตต์ แต่ทั้งนี้ กฟผ. สามารถรับซื้อได้เพียง 9 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 760 เมกะวัตต์
ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 รับทราบผลการพิจารณารับซื้อดังกล่าว และให้ขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากโครงการ SPP ระบบ Cogeneration ได้เกินกว่า 500 เมกะวัตต์ แต่ทั้งนี้ ปริมาณการรับซื้อรวมจากโครงการ SPP ทั้งหมดจะต้องไม่เกิน 4,000 เมกะวัตต์ ซึ่งกระทรวงพลังงาน และการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ร่วมกันพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration มีโครงการที่สามารถรับซื้อได้รวมทั้งสิ้น 19 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 1,584 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟผ. ได้แจ้งผลการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP แล้ว ขณะนี้อยู่ระหว่างการพิจารณากำหนดวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบต่อไป
2.4 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ณ เดือนกันยายน 2551 มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 90 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 4,203.0 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 60 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,285.5 เมกะวัตต์ จำแนกตามชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า มีโครงการที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ จำนวน 40 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 382.3 เมกะวัตต์ พลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration จำนวน 46 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 1,670.2 เมกะวัตต์ และพลังงานผสม (พลังงานนอกรูปแบบ/พลังงานเชิงพาณิชย์) จำนวน 4 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 233.0 เมกะวัตต์
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
3.1 ในปี 2545 รัฐบาลได้ส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าโครงการพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมาก (VSPP) ซึ่งมีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ มีวัตถุประสงค์เพื่อส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมากที่ อยู่ในพื้นที่ห่างไกลให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ เมื่อเดือนธันวาคม 2549
3.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP รัฐให้การส่งเสริมโดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า และกำหนดให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอต่อ กฟภ. และ กฟน. ภายในปี พ.ศ. 2551 ดังนี้
เชื้อเพลิง | ส่วนเพิ่มฯ (บาท/kWh) | ระยะเวลาสนับสนุน (ปี) |
ชีวมวล/ก๊าซชีวภาพ | 0.30 | 7 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 kW) | 0.40 | 7 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (<50 kW) | 0.80 | 7 |
ขยะชุมชน | 2.50 | 7 |
พลังงานลม | 3.50 | 10 |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 | 10 |
3.3 สถานภาพการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ณ เดือนกันยายน 2551 มี VSPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 322 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 1,165.5 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 108 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 225.6 เมกะวัตต์ จำแนกตามชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ดังนี้
ประเภทเชื้อเพลิง | VSPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า | VSPP ที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว | ||||||
กฟน | กฟภ. | กฟน | กฟภ. | |||||
จำนวน (ราย) | ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | จำนวน (ราย) | ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | จำนวน (ราย) | ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | จำนวน (ราย) | ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | |
พลังงานนอกรูปแบบ | 53 | 13.57 | 262 | 1,118.53 | 33 | 1.16 | 73 | 218.46 |
พลังงานเชิงพาณิชย์ | 1 | 6.40 | 6 | 27.00 | - | - | 2 | 6.00 |
รวม | 54 | 19.97 | 268 | 1,145.53 | 33 | 1.08 | 75 | 224.46 |
รวมทั้งสิ้น | 322 ราย | 1,165.50 MW | 108 ราย | 225.62 MW |
3.4 การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ตามที่รัฐบาลได้มีนโยบายขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อตามระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าจากไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ เป็นไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และส่งเสริมการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า มีผลทำให้มี VSPP ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าและได้รับตอบรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มขึ้นจาก 16.8 เมกะวัตต์ ในปี 2549 เป็น 1,165.5 เมกะวัตต์ มีปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อที่เพิ่มขึ้นเท่ากับ 1,148.6 เมกะวัตต์ และมี VSPP ขายไฟฟ้าเข้าระบบเพิ่มขึ้นจาก 12.0 เมกะวัตต์ ในปี 2549 เป็น 225.6 เมกะวัตต์ โดยมีปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบที่เพิ่มขึ้นเท่ากับ 213.6 เมกะวัตต์ ที่สำคัญมี VSPP ที่เข้าร่วมโครงการตามประเภทเชื้อเพลิงหลากหลายมากขึ้น เช่น ขยะชุมชน ไบโอดีเซล พลังน้ำ พลังลม และพลังงานแสงอาทิตย์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 13 การทบทวนการกำหนดประเภทและขนาดของโครงการที่ต้องเสนอ รายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมตามมติคณะรัฐมนตรี เกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่มเติม (13 กันยายน 2537)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 กันยายน 2537 กำหนดประเภทและขนาดของโครงการที่ต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวด ล้อมในพื้นที่ป่าอนุรักษ์เพิ่มเติม และในการประชุมคณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน ครั้งที่ 1/2551 เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2551กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้เสนอให้มีการทบทวน "การกำหนดประเภทและขนาดของโครงการที่ต้องเสนอ EIA ตามมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่มเติมที่กำหนดให้โครงการไฟฟ้า พลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อน กักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำที่มีวงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 200 ล้านบาท (ไม่รวมค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า) ต้องจัดทำ EIA" เป็น "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กที่มีกำลังผลิตไม่เกิน 10 MW ไม่ต้องจัดทำ EIA เพื่อให้สอดคล้องกับการกำหนดขนาดของโครงการ VSPP
2. คณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน ได้มีมติเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2551 ดังนี้
2.1 เห็นชอบในหลักการให้มีการปรับปรุงมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่ม เติม เกี่ยวกับประเภทและขนาดของโครงการที่ต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่ง แวดล้อม
2.2 มอบหมายให้ พพ. และกรมชลประทานจัดทำรายละเอียดเหตุผลในการขอปรับปรุงมติ คณะรัฐมนตรี ส่งให้กระทรวงพลังงานเพื่อรวบรวมเสนอ สผ. ให้ความเห็นและนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบและให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม โดย สผ. เป็นผู้นำเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีตามขั้นตอนต่อ ไป
3. ประเด็นการขอปรับปรุงมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่มเติม มีดังนี้
3.1 โครงการที่ต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) โดยเสนอขอแก้ไขมติ ครม. ดังนี้ 1) มติ ครม. ข้อ 1.1 จากเดิม "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มี วงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 200 ล้านบาท" แก้ไขเป็น "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำหรืออ่างเก็บน้ำหรือการชลประทานที่มีปริมาตรเก็บกักตั้งแต่ 30 ล้านลูกบาศก์เมตร หรือมีพื้นที่อ่างเก็บน้ำตั้งแต่ 3,500 ไร่ขึ้นไป ทั้งนี้ให้คิดสัดส่วนของพื้นที่ที่อยู่ในเขตป่าอนุรักษ์ไปด้วย" และ 2) มติ ครม. ข้อ 1.5 จากเดิม "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำ ที่มีวงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 200 ล้านบาท (ไม่รวมค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า)" แก้ไขเป็น "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำที่มีกำลังผลิตตั้งแต่ 10 เมกะวัตต์ขึ้นไป"
3.2 โครงการที่ต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อมเบื้องต้น (IEE) โดยเสนอขอแก้ไขมติ ครม. ดังนี้ 1) มติ ครม. ข้อ 2.1 จากเดิม "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มีวงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 50 ล้านบาท แต่ไม่เกิน 200 ล้านบาท หรือมีระยะเวลาก่อสร้างเกิน 1 ปี" แก้ไขเป็น "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มีปริมาตร เก็บกักตั้งแต่ 10 ล้านลูกบาศก์เมตร แต่ไม่เกิน 30 ล้านลูกบาศก์เมตร หรือมีพื้นที่อ่างเก็บน้ำตั้งแต่ 2,000 ไร่ แต่ไม่เกิน 3,500 ไร่ ทั้ง นี้ ให้คิดสัดส่วนของพื้นที่ที่อยู่ในเขตป่าอนุรักษ์ไปด้วย" 2) มติ ครม. ข้อ 2.5 จากเดิม "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำ ที่มีวงเงินค่าก่อสร้างเกินกว่า 50 ล้านบาท แต่ไม่เกิน 200 ล้านบาท (ไม่รวมค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า)" แก้ไขเป็น "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ และประเภทฝายน้ำล้นไม่มีอ่างเก็บน้ำ ที่มีกำลังผลิตตั้งแต่ 200 กิโลวัตต์ แต่ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์" และ 3) มติ ครม. ข้อ 2.6 โครงการฝายน้ำล้นเพื่อการเกษตร ขอตัดออก
3.3 โครงการที่ต้องจัดทำรายการข้อมูลทางด้านสิ่งแวดล้อมโดยจัดทำตามแบบฟอร์มที่ กำหนด โดยเสนอขอแก้ไขมติ ครม. ดังนี้ 1) มติ ครม. ข้อ 3.1 จากเดิม "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มีวงเงินค่าก่อสร้างไม่เกิน 50 ล้านบาท หรือมีระยะเวลาก่อสร้างไม่เกิน 1 ปี" แก้ไขเป็น "โครงการเขื่อนเก็บกักน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่มีปริมาตรเก็บกักต่ำกว่า 10 ล้านลูกบาศก์เมตร หรือมีพื้นที่อ่างเก็บน้ำน้อยกว่า 2,000 ไร่ ทั้งนี้ ให้คิดสัดส่วนของพื้นที่ที่อยู่ในเขตป่าอนุรักษ์ไปด้วย" และ 2) มติ ครม. ข้อ 3.5 จากเดิม "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำ ที่มีวงเงินค่าก่อสร้างไม่เกิน 50 ล้านบาท (ไม่รวมค่าก่อสร้างโรงไฟฟ้า)" แก้ไขเป็น "โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กประเภทเขื่อนกักเก็บน้ำ มีอ่างเก็บน้ำที่มีกำลังผลิตต่ำกว่า 200 กิโลวัตต์" และ 3) เพิ่มข้อ 3.9 เป็น "โครงการฝายน้ำล้นเพื่อการเกษตร"
4. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2551 เห็นชอบในหลักการการทบทวนการกำหนดประเภท ขนาด โครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กและโครงการเขื่อนกักเก็บน้ำ หรืออ่างเก็บน้ำ หรือการชลประทานที่ต้องจัดทำ EIA ตามมติคณะรัฐมนตรีเกี่ยวกับป่าอนุรักษ์เพิ่มเติมและมอบหมายให้กระทรวง พลังงานนำผลการพิจารณาของ กบง. ให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมเพื่อนำเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวด ล้อมแห่งชาติและคณะรัฐมนตรีพิจารณาตามขั้นตอนต่อไป ทั้งนี้ มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ รายงานผลการทบทวนฯ ต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. สืบเนื่องจากรัฐบาลโดยกระทรวงพลังงานได้มีนโยบายและมาตรการเร่งด่วนให้มีการ ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเพื่อทดแทนน้ำมันเชื้อเพลิงในภาคอุตสาหกรรม และภาคการขนส่ง เพื่อช่วยรักษาดุลการค้าของประเทศ ตามนโยบายประหยัดพลังงานและลดการใช้จ่ายน้ำมันเชื้อเพลิง แต่โดยที่การวางท่อก๊าซธรรมชาติไปยังโรงงานอุตสาหกรรมหรือสถานีบริการก๊าซ ธรรมชาติ ผู้ประกอบการจะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบทางด้านสิ่งแวดล้อม (EIA) ที่ต้องใช้เวลาในการดำเนินการนาน ซึ่งจะเป็นอุปสรรคต่อการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาพรวม ทำให้ไม่สามารถลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศได้ตามเป้าหมาย การประชุมการดำเนินโครงการด้านพลังงานที่มีผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม เมื่อวันที่ 8 ธันวาคม 2549 จึงได้มีการพิจารณาปัญหาในการส่งเสริมการใช้ NGV ของประเทศ และมีมติให้ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) สำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) และกรมธุรกิจพลังงาน ศึกษาความเป็นไปได้ในการจัดทำประมวลหลักการปฏิบัติงาน (Code of Practice) สำหรับโครงการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อเพื่อทดแทนการจัดทำรายงาน EIA โดยให้พิจารณาขนาดและความยาวท่อที่ไม่มีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อสิ่งแวด ล้อม ซึ่งจะนำไปสู่การปรับปรุงประเภทและขนาดของท่อก๊าซธรรมชาติที่ควรทำรายงาน EIA และให้จัดตั้งคณะกรรมการกำกับการศึกษาเพื่อร่วมพิจารณาผลการศึกษาสำหรับเป็น ข้อมูลในการกำหนดนโยบายในอนาคต ต่อไป
2. กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ประสาน ปตท. จัดจ้างบริษัทที่ปรึกษา พร้อมทั้งมีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการกำกับการศึกษาความเป็นไปได้ในการจัดทำ ประมวลหลักการปฏิบัติงาน (Code of Practice : COP) สำหรับโครงการระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ
3. การประชุมคณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2551 ที่ประชุมได้พิจารณาผลการศึกษาการจัดทำประมวลหลักการปฏิบัติงาน (COP) เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทาง ท่อบนบกเพื่อทดแทน การจัดทำรายงาน EIA ที่จัดทำโดย ธพ. และมีมติดังนี้ 1) เห็นชอบให้ ธพ. เป็นหน่วยงานรับผิดชอบในการอนุมัติโครงการที่ใช้ COP และบังคับใช้ COP 2) มอบหมายให้ ธพ. ร่วมกับ สผ. นำเสนอคณะกรรมการกำกับการศึกษาความเป็นไปได้ในการจัดทำประมวลหลักการปฏิบัติ งาน (Code of Practice) สำหรับโครงการระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ เพื่อพิจารณาทบทวนลักษณะของโครงการและพื้นที่ที่สามารถใช้ COP แทนการจัดทำ EIA ให้ได้ข้อยุติ
4. คณะอนุกรรมการประสานการจัดการสิ่งแวดล้อมและพลังงาน ได้มีมติเมื่อวันที่ 2 กรกฎาคม 2551 เห็นชอบในหลักการการใช้ประมวลหลักการปฏิบัติงาน (COP) เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทาง ท่อบนบก และเห็นชอบการแก้ไขกฎหมาย/กฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง โดยขอให้ปรับแก้รายละเอียดบางประการ พร้อมมอบหมายให้ สผ. นำเสนอร่าง COP ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วต่อคณะกรรมการผู้ชำนาญการ (คชก.) พิจารณาให้ความเห็น ก่อนส่งให้กระทรวงพลังงานนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบและให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติฯ โดย สผ. เป็นผู้นำเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องปรับแก้กฎหมายและ สามารถนำ COP ไปใช้ได้ภายในปี 2551 ต่อไป
5. สรุปผลการศึกษา COP มีดังนี้
5.1 ประมวลหลักการปฏิบัติงาน (COP) เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทาง ท่อบนบก ประกอบด้วย หลักการปฏิบัติงานในการป้องกันแก้ไข ลด และติดตามตรวจสอบผลกระทบด้านสิ่งแวดล้อม และหลักการปฏิบัติงานในการลดผลกระทบด้านวิศวกรรม
5.2 ลักษณะโครงการและพื้นที่ที่สามารถนำ COP ไปใช้แทนการจัดทำรายงาน EIA จะต้องเป็นโครงการระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อบนบก ที่มีความดันใช้งานสูงสุดน้อยกว่าหรือเท่ากับ 20 บาร์ และมีขนาดเส้นผ่านศูนย์กลางน้อยกว่าหรือเท่ากับ16 นิ้ว โดยใช้กับทุกพื้นที่ ยกเว้นพื้นที่ที่มีมติคณะรัฐมนตรีหรือกฎหมายกำหนดไว้เป็นอย่างอื่น และต้องเป็นโครงการระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อบนบกที่มีความดันใช้งานสูง สุดมากกว่า 20 บาร์ และมีขนาดเส้นผ่านศูนย์กลางมากกว่า 16 นิ้ว เฉพาะในเขตนิคมอุตสาหกรรมตามกฎหมายว่าด้วยนิคมอุตสาหกรรม
5.3 ขั้นตอนการดำเนินการใช้ COP แทน EIA สำหรับโครงการก่อสร้างท่อส่งก๊าซธรรมชาติ สามารถใช้ COP เพื่อจัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม (ER) แทนการจัดทำรายงาน EIA ของโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อได้ โดยเจ้าของโครงการจะต้องให้นิติบุคคลที่ได้ขึ้นทะเบียนไว้กับ ธพ. เป็นผู้จัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม (ER) เสนอขอความเห็นชอบจาก ธพ. เมื่อได้รับความเห็นชอบแล้วจึงจะสามารถดำเนินการขออนุญาตเพื่อก่อสร้างท่อ ส่งก๊าซธรรมชาติได้
5.4 การจัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม (ER) จะต้องแสดงรายละเอียดข้อมูลของโครงการอย่างน้อย ประกอบด้วย ผลการศึกษาแนวทางเลือกในการวางท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ข้อมูลการออกแบบ แผนการก่อสร้างและดำเนินโครงการ โครงข่ายระบบที่อยู่ระหว่างดำเนินการและที่มีอยู่เดิมในบริเวณใกล้เคียง ตำแหน่งที่ตั้ง และแนวระบบท่อ รวมทั้งต้องระบุพื้นที่ที่ไวต่อผลกระทบสิ่งแวดล้อม ข้างละ 100 เมตรจากกึ่งกลางแนวท่อส่งก๊าซธรรมชาติ การประกันภัยรวมทำการชดเชยกรณีเกิดอุบัติเหตุ เป็นต้น
5.5 การจัดทำรายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการ (Monitoring Report ; MR) เจ้าของโครงการจะต้องให้ผู้มีสิทธิจัดทำรายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการ ซึ่งเป็นนิติบุคคลที่ได้ขึ้นทะเบียนไว้กับ ธพ. (แต่ต้องไม่เป็นนิติบุคคลเดียวกับที่จัดทำรายงานด้านสิ่งแวดล้อม) จัดทำรายงานผลการปฏิบัติตามมาตรการเสนอต่อ ธพ. เพื่อจัดส่งให้หน่วยงานผู้ให้อนุญาต นับจากวันที่เปิดใช้งานไม่เกิน 1 เดือน โดยรายงานต้องสรุปผลการปฏิบัติ 3 ด้าน ประกอบด้วย มาตรการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อม รายละเอียดของการปฏิบัติ และปัญหา อุปสรรค และการแก้ไข
5.6 การเปลี่ยนแปลงทบทวน COP ทุก 3 ปี โดยสามารถเปลี่ยนแปลงทบทวน COP ให้เหมาะสมกับเทคโนโลยี มาตรฐานด้านความปลอดภัย ข้อกฎหมายที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้สะดวกและมีประสิทธิภาพในการลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมใน 3 ประเด็น คือ ประเภทและขนาดโครงการ ประสิทธิภาพและมาตรการป้องกันแก้ไขและลดผลกระทบสิ่งแวดล้อมและมาตรการติดตาม ตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อม และผู้มีสิทธิ์จัดทำรายงานที่เกี่ยวข้อง รวมทั้งองค์ประกอบของรายงาน
6. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) มีมติเมื่อวันที่ 22 สิงหาคม 2551 เห็นชอบในหลักการต่อรายละเอียด COP เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบสิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติ ทางท่อบนบก พร้อมทั้งมอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำส่งผลการพิจารณาของ กบง. ให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมเพื่อนำเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวด ล้อมแห่งชาติเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ ก่อนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องปรับแก้กฎหมายและสามารถนำ COP ไปใช้ได้ภายในปี 2551 ต่อไป ทั้งนี้ มอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ รายงานผลการพิจารณา COP ต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อทราบ ต่อไป
7. กระทรวงพลังงานได้ส่งเรื่องให้กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมเมื่อ วันที่ 14 ตุลาคม 2551 เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติพิจารณาใน 2 ประเด็น คือ 1) ขอความเห็นชอบการใช้ประมวลหลักการปฏิบัติงาน (COP) เพื่อลดและติดตามตรวจสอบผลกระทบ สิ่งแวดล้อมสำหรับระบบขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อบนบกแทนการจัดทำรายงานการ วิเคราะห์ผลกระทบทางด้านสิ่งแวดล้อม (EIA) และ 2) ขอความเห็นชอบการแก้ไขกฎหมาย/กฎระเบียบที่เกี่ยวข้อง และมอบหมายหน่วยงานที่เกี่ยวข้องปรับแก้กฎหมายเพื่อให้สามารถนำ COP ไปใช้ได้ภายในต้นปี 2552 ต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 15 การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 6 ผลิตภัณฑ์
สรุปสาระสำคัญ
1. การกำหนดระดับค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ เป็นเครื่องมือที่ใช้ในการส่งเสริมการใช้พลังงานอย่างประหยัดและมี ประสิทธิภาพ ส่งเสริมการผลิตและจำหน่ายเครื่องจักร วัสดุ และอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง เพื่อให้เกิดการอนุรักษ์พลังงานในภาพรวมของประเทศ โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ได้มีบันทึกความเข้าใจในการร่วมมือด้านการกำหนดมาตรฐาน และการส่งเสริมเผยแพร่ระบบมาตรฐาน โดยร่วมกันพิจารณากำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของเครื่องจักร อุปกรณ์ และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และให้ สมอ. พิจารณาประกาศกำหนดให้เป็นไปตามมาตรฐาน
2. กระทรวงพลังงานได้ออก พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2551 เพื่อปรับปรุงแก้ไขข้อกำหนดที่เกี่ยวข้องกับการอนุรักษ์พลังงานให้เหมาะสม โดย ได้ประกาศลงในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2550 โดยมีผลบังคับใช้ภายใน 180 วัน หลังประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่งตามมาตรา 23 ของ พ.ร.บ.ฯ ฉบับใหม่ กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานมีอำนาจในการออกกฎกระทรวงเพื่อกำหนด มาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่ใช้ในการ อนุรักษ์พลังงาน เพื่อประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานในเครื่องจักรหรืออุปกรณ์
3. พพ. ได้จัดทำร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ หรือร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมของอุปกรณ์เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน จำนวน 6 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ 1) หลอดมีบัลลาสต์ในตัวสำหรับการให้แสงสว่างทั่วไป 2) มอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟส 3) เตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลว 4) พัดลมไฟฟ้ากระแสสลับ (ประกอบด้วยพัดลมไฟฟ้ากระแสสลับ 4 ชนิด คือ ชนิดตั้งโต๊ะและติดผนัง ชนิดตั้งพื้น ชนิดแขวนเพดาน และชนิดส่ายรอบตัว) 5) บัลลาสต์ขดลวดสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์ และ 6) หลอดฟลูออเรสเซนต์ ขั้วคู่ โดยคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานได้มีมติเห็นชอบร่างมาตรฐาน ประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ สำหรับผลิตภัณฑ์ที่ 1) - 4) เมื่อวันที่ 29 กรกฎาคม 2551 และผลิตภัณฑ์ที่ 5) - 6) เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2551 และ พพ. ได้นำส่งร่างมาตรฐานฯ ผลิตภัณฑ์ที่ 1) - 4) และผลิตภัณฑ์ที่ 5) - 6) ให้สำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม เมื่อวันที่ 31 กรกฎาคม 2551 และวันที่ 5 กันยายน 2551 ตามลำดับ เพื่อพิจารณากำหนดเป็นมาตรฐานบังคับต่อไป
4. สาระสำคัญในร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ทั้ง 6 ผลิตภัณฑ์ มีดังนี้ 1) ขอบข่าย 2) บทนิยามความหมายของคำที่ใช้ในมาตรฐาน 3) คุณลักษณะที่ต้องการ เกณฑ์เกี่ยวกับการกำหนดประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำ 4) เครื่องหมาย และฉลากที่จำเป็นต้องติดและแสดงที่ผลิตภัณฑ์ 5) การชักตัวอย่าง และเกณฑ์การตัดสิน และ 6) การทดสอบหาค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และคุณลักษณะที่ต้องการ
5. ประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำและคุณลักษณะที่ต้องการของ 6 ผลิตภัณฑ์ เป็นดังนี้
5.1 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหลอดมีบัลลาสต์ในตัวสำหรับการให้แสงสว่าง ทั่วไป เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน มีข้อกำหนดด้านประสิทธิภาพ ดังนี้
เกณฑ์กำหนดด้านประสิทธิภาพพลังงานต่ำสุด
หลอดแต่ละหลอดต้องมีค่าประสิทธิศักย์เริ่มต้น (F100) ไม่น้อยกว่าที่กำหนดในตารางดังนี้
ตารางแสดงประสิทธิภาพพลังงานต่ำสุด
พิสัยกำลังไฟฟ้าที่กำหนด (W) |
อุณหภูมิสีน้อยกว่า หรือเท่ากับ 4 400 K (Lm/W) |
อุณหภูมิสี มากกว่า 4 400 K (Lm/W) |
5 ถึง 8 | 45 | 45 |
9 ถึง 14 | 48 | 48 |
15 ถึง 24 | 55 | 51 |
25 ถึง 60 | 60 | 57 |
การทดสอบให้เป็นไปตาม มอก. 2233 มาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหลอดมีบัลลาสต์ ในตัวสำหรับการให้แสงสว่างทั่วไป
5.2 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมมอเตอร์เหนี่ยวนำสามเฟส เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดประสิทธิภาพขั้นต่ำ โดยวัดประสิทธิภาพของมอเตอร์ตามมาตรฐาน IEC 60034-2 ที่โหลดเต็มพิกัดหรือที่ร้อยละ 75 ของโหลดเต็มพิกัด ประสิทธิภาพของมอเตอร์ต้องไม่น้อยกว่าประสิทธิภาพขั้นต่ำ ตามเกณฑ์ที่กำหนด
5.3 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียม เหลวเฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน โดยกำหนดคุณลักษณะที่ต้องการเป็นไปตามที่กำหนดในมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม เตาหุงต้มในครัวเรือนใช้กับก๊าซปิโตรเลียมเหลว มาตรฐานเลขที่ มอก. 2312 - 2549 ดังต่อไปนี้ (1) ประสิทธิภาพเชิงความร้อนขั้นต่ำต้องมีค่าประสิทธิภาพเชิง ความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 40 และ (2) ประสิทธิภาพเชิงความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 95 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (Nameplate)
5.4 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมพัดลมไฟฟ้ากระแสสลับ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน ประกอบด้วย พัดลมไฟฟ้ากระแสสลับ 4 ชนิด คือ 1) ชนิดตั้งโต๊ะและติดผนัง 2) ชนิดตั้งพื้น 3) ชนิดแขวนเพดาน และ 4) ชนิดส่ายรอบตัว โดยกำหนดประสิทธิภาพขั้นต่ำและคุณลักษณะที่ต้องการแยกตามชนิดพัดลม ขนาดใบพัด อัตราการระบายอากาศ และค่าใช้งานขั้นต่ำ
5.5 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมบัลลาสต์ขดลวดสำหรับหลอดฟลูออเรสเซนต์เฉพาะ ด้านประสิทธิภาพพลังงาน โดยกำหนดประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำของบัลลาสต์ ต้องมีค่ากำลังไฟฟ้ารวม แก้ค่าแล้วของหลอดแต่ละชนิดไม่มากกว่าที่กำหนด คือระหว่าง 24 - 41 วัตต์
5.6 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหลอดฟลูออเรสเซนต์ขั้วคู่ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน โดยกำหนดประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำของหลอด ต้องมีค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงานทุกค่าไม่น้อยกว่าที่กำหนด
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 16 การส่งเสริมการจัดตั้งสถานีบริการ NGV ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
ผู้อำนวยการศูนย์การอุตสาหกรรมป้องกันประเทศและพลังงานทหาร (พลเอก พงศ์ทัศน์ เศวตเศรนี) ได้แจ้งต่อที่ประชุม เรื่อง ขอความร่วมมือในการเร่งรัด ผลักดัน และส่งเสริมการจัดตั้งสถานีบริการ NGV โดยได้ขอความร่วมมือในการจัดตั้งสถานีบริการ NGV ในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ โดยเฉพาะจังหวัดยะลา จังหวัดปัตตานี และจังหวัดนราธิวาส เพิ่มเติมจากที่ได้จัดตั้งสถานีบริการในจังหวัดสงขลาซึ่งอยู่ห่างไกลไม่ครอบ คลุมพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ เป็นการพัฒนาการลงทุนในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้ เพื่อสร้างความเชื่อมั่นในด้านเศรษฐกิจและความมั่นคงให้กับผู้ประกอบการ รวมทั้งเป็นการเพิ่มทางเลือกในการใช้พลังงานทดแทนให้กับประชนในพื้นที่
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้ชี้แจงว่ากระทรวงพลังงานได้มีการดำเนินการติดตาม เร่งรัด การขยายการใช้และสถานีบริการ NGV โดยการจัดทำแผนการจัดตั้งสถานีบริการ NGV ได้คำนึงถึงพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้แล้ว ทั้งนี้แผนการขยายสถานีบริการ NGV ได้กำหนดให้มีสถานีบริการ NGV อย่างน้อย 1 สถานีในทุกจังหวัด (76 จังหวัด) ทั่วประเทศภายในปี 2552
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
คณะอนุกรรมการประเมินผลโครงการภายใต้กองทุนฯ (คำสั่ง4)
คำสั่งคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
ที่ 4 /2558
เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการประเมินผลโครงการภายใต้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
คณะอนุกรรมการประเมินผลโครงการภายใต้กองทุนฯ (องค์ประกอบ)
กพช. ครั้งที่ 136 - วันพุธที่ 27 เมษายน 2554
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2554 (ครั้งที่ 136)
วันพุธที่ 27 เมษายน 2554 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุมงบประมาณ ชั้น 3 อาคารรัฐสภา 3
1.การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย
2.การปรับเลื่อนกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในแผน PDP 2010
3.การแก้ไขปัญหาเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
4.นโยบายการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
5.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3
6.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
7.แนวทางการจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์เพื่อชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง
8.การเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
9.แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)
10.การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
11.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
13.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2553
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้ตรวจราชการกระทรวง รักษาราชการแทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายบุญส่ง เกิดกลาง) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 เห็นชอบแผนปฏิบัติการปฏิรูปประเทศไทย โดยมีนโยบายการลดค่าครองชีพด้านพลังงาน โดยให้ปรับโครงสร้างค่าไฟฟ้า เพื่อให้การช่วยเหลือค่าไฟฟ้าฟรีสำหรับผู้มีรายได้น้อยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นมาตรการถาวร
2. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 รับทราบมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2554 เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เรื่องนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2554-2558 ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) รับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อไป โดยสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 อัตราค่าไฟฟ้าต้องมีความเหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคม โดยเป็นอัตราค่าไฟฟ้าที่สะท้อนถึงต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์มากที่สุด เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างคุ้มค่าและมีการให้บริการอย่างมี ประสิทธิภาพ
2.2 อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ
2.3 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจะมีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก ออกให้เห็นอย่างชัดเจนและโปร่งใส สามารถตรวจสอบได้อย่างเป็นระบบ
2.4 อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องอยู่ภายใต้กรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มี ประสิทธิภาพ โดยการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้าจะต้องพิจารณาภายใต้เงื่อนไขกรอบ ค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพ และเห็นควรให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้าอย่างต่อ เนื่อง
2.5 เพื่อให้การไฟฟ้าทั้งสามแห่ง มีฐานะการเงินที่สามารถขยายการดำเนินงานได้อย่างเพียงพอในอนาคตซึ่งอัตราผล ตอบแทนทางการเงินจะอ้างอิงจากอัตราส่วนผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) เป็นหลักในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าโดยให้มีการทบทวนความเหมาะสมและจำ เป็นต่อการดำเนินการของสินทรัพย์ของการไฟฟ้าที่ใช้ในฐานกำหนดผลตอบแทนการลง ทุน และให้ใช้อัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) และอัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนทุน (Debt/Equity Ratio) ประกอบการพิจารณา
2.6 เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า เห็นควรให้มีกลไกในการติดตามการลงทุนของการไฟฟ้าให้เป็นไปเพื่อรักษามาตรฐาน คุณภาพบริการและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไทยโดยกำหนดให้มีบทปรับการ ลงทุนของการไฟฟ้าที่ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่เหมาะสมที่ใช้ในการกำหนดโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความจำเป็นหรือไม่มี ประสิทธิภาพ (Claw Back)
3. กกพ. ได้กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 ให้สอดคล้องกับนโยบาย และแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการของ กพช. โดยสรุปสาระสำคัญดังนี้
3.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าใช้หลักการต้นทุนหน่วยสุดท้าย (Marginal Cost) เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงในแต่ละช่วงเวลา โดยแบ่งต้นทุนของกิจการไฟฟ้าตามประเภทใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้า ซึ่งแบ่งออกเป็น 5 ประเภท ได้แก่ ประเภทผลิตไฟฟ้า (Generation: G) ประเภทระบบส่งไฟฟ้า (Transmission: T) ประเภทระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Distribution: D) ประเภทจำหน่ายไฟฟ้า (Retail: R) และประเภทควบคุมระบบไฟฟ้า (System Operator: SO) รวมถึงภาระการนำส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า
3.2 ต้นทุนการผลิตไฟฟ้า
3.2.1 ต้นทุนของกิจการผลิตไฟฟ้า (Generation: G) มีหน่วยเป็นบาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ครอบคลุมต้นทุนการผลิตไฟฟ้าของ กฟผ. และต้นทุนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนทั้งหมด ซึ่งเป็นไปตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายในของโรงไฟฟ้า กฟผ. (EGAT's Internal PPAs) และสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้าเอกชน และต้นทุนการซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ ซึ่งต้นทุนดังกล่าวประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้า (Availability Payment) เป็นต้นคุนคงที่และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) เป็นต้นทุนผันแปร และค่าบริการเสริมความมั่นคงระบบไฟฟ้า (Ancillary Service)
3.2.2 ต้นทุนของกิจการระบบส่งไฟฟ้าและระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Transmission Charge and Distribution Charge) ครอบคลุมค่าใช้จ่ายหลักประกอบด้วย ค่าพลังไฟฟ้าของการใช้ระบบส่งและระบบจำหน่าย (Transmission Use of System: TUOS) และ (Distribution Use of System: DUOS) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่สูญเสียในระบบส่งและระบบจำหน่าย และค่าใช้จ่ายในการเชื่อมต่อไฟฟ้า
3.2.3 ต้นทุนของกิจการผู้ดูแลระบบและผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว (System Operator and Single Buyer: SO&SB) ครอบคลุมต้นทุนการดำเนินงาน ต้นทุนในการให้บริการลูกค้าและบริหารงาน ค่าเสื่อมราคาสินทรัพย์และผลตอบแทนการลงทุนที่เหมาะสม
3.2.4 ต้นทุนของกิจการจำหน่ายไฟฟ้า (Retail: R) ประกอบด้วยต้นทุนการติดตั้งมิเตอร์ การจดหน่วย การออกใบแจ้งหนี้และการเรียกเก็บ (Meter, Reading, Billingand Collection: MRBC)
3.3 ภาระเงินนำส่งเข้ากองทุนพัฒนาไฟฟ้า แบ่งเป็น
1) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(1) เพื่อการชดเชยและอุดหนุนให้กับผู้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ในการให้บริการดังนี้
เพื่อให้บริการแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส ให้ได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้ใช้ไฟฟ้าฟรีซึ่งหมายถึงผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่ อาศัย ประเภท 1.1 ซึ่งติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท รวมถึงให้พิจารณาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นลูกค้าตรงของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนร่วมรับภาระด้วย ทั้งนี้ ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย กิจการขนาดเล็ก และสูบน้ำเพื่อการเกษตร เพื่อไม่ให้เป็นภาระค่าใช้จ่ายของประชาชนทั่วไป ธุรกิจขนาดเล็ก และการใช้เครื่องสูบน้ำเพื่อการเกษตรเพื่อให้มีการให้บริการไฟฟ้าอย่างทั่วถึง เป็นการชดเชยและอุดหนุนผู้รับใบอนุญาตระบบจำหน่ายที่มีการให้บริการไฟฟ้าที่ ห่างไกล หรือในพื้นที่ที่ยังไม่มีไฟฟ้าใช้ซึ่งมีต้นทุนสูง โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าเพื่อส่งเสริมนโยบายในการกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาคเป็นการชดเชยและ อุดหนุนผู้รับใบอนุญาตระบบจำหน่ายที่มีการให้บริการเพื่อส่งเสริมนโยบายใน การกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า
2) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(2) เพื่อชดเชยให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าซึ่งต้องจ่ายค่าไฟฟ้าแพงขึ้นจากการที่ผู้รับใบ อนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้า สั่งให้ดำเนินการผลิตไฟฟ้าอย่างไม่เป็นธรรมและเลือกปฏิบัติอย่างไม่เป็นธรรม โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตควบคุมระบบไฟฟ้า
3) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(3) เพื่อพัฒนาหรือฟื้นฟูท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตผลิตไฟฟ้า
4) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(4) เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน และเทคโนโลยีที่ใช้ในการกิจการไฟฟ้าที่มีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมน้อย
การส่งเสริมพลังงานหมุนเวียนส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) Feed in Tariffการศึกษาวิจัยเพื่อส่งเสริมพลังงานทดแทน โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ในอัตรา 0.5 สตางค์ต่อหน่วย
5) เงินนำส่งเข้ากองทุนตามมาตรา 97(5) เพื่อการส่งเสริมสังคมและประชาชนให้มีความรู้ ความตระหนัก และมีส่วนร่วมทางด้านไฟฟ้า โดยเรียกเก็บจากผู้รับใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ในอัตราไม่เกิน 0.2 สตางค์ต่อหน่วย
3.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งที่ กฟผ. ขายให้ กฟน. และ กฟภ. เป็นโครงสร้างเดียวกัน ที่มีความแตกต่างกันตามระดับแรงดันและช่วงเวลาของการใช้
3.5 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก
1) ครอบคลุมต้นทุนค่าบริการของกิจการผลิต ต้นทุนค่าบริการระบบส่ง ต้นทุนค่าบริการของศูนย์ควบคุมระบบไฟฟ้าและผู้ซื้อไฟฟ้ารายเดียว ต้นทุนค่าบริการระบบจำหน่าย และต้นทุนในการดำเนินงานของกิจการจำหน่ายไฟฟ้า
2) สะท้อนต้นทุนตามช่วงเวลาและลักษณะการใช้ไฟฟ้าเพื่อส่งสัญญาณให้มีการใช้ ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ โดยมีการกำหนดเป็นอัตราก้าวหน้า (Progressive Rate) และมีการกำหนดอัตราค่าบริการรายเดือน
3) อัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่เรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าสำหรับปี 2554-2555 จะไม่สูงกว่าอัตราค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน
4) แบ่งประเภทผู้ใช้ไฟฟ้าเป็น 8ประเภท ประกอบด้วย (1) บ้านอยู่อาศัย (2) กิจการขนาดเล็ก (3) กิจการขนาดกลาง (4) กิจการขนาดใหญ่ (5) กิจการเฉพาะอย่าง (6) องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร (7) กิจการสูบน้ำเพื่อการเกษตร และ (8) ผู้ใช้ไฟฟ้าชั่วคราว โดยผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทหน่วยงานราชการจะถูกจัดอยู่ในประเภทกิจการขนาดเล็ก กิจการขนาดกลาง หรือกิจการขนาดใหญ่ ตามปริมาณการใช้ไฟฟ้า
5) กำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันเป็นอัตราเดียวกัน ทั่วประเทศ (Uniform Tariff) และมีความแตกต่างกันตามประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า ยกเว้นการจำหน่ายไฟฟ้าตามเกาะต่างๆ กำหนดให้เป็นอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับธุรกิจ โดยคิดจากต้นทุนส่วนเพิ่มจากเงินลงทุนที่เกิดขึ้นจริง เฉพาะในส่วนที่เพิ่มขึ้นจากการขยายเขตไฟฟ้าปกติ
6) ยกเลิกการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาของการใช้สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทสูบน้ำเพื่อการเกษตร
7) กำหนดให้มีอัตราค่าไฟฟ้าประเภทส่งเสริมการประหยัดการใช้ไฟฟ้าขึ้นมาใหม่ เรียกว่า Demand Response Rate ที่ใช้หลักการที่ผู้ใช้ไฟฟ้าลดการใช้ไฟฟ้าในช่วงที่ระบบเกิดวิกฤต จะได้รับเงินเป็นค่าตอบแทน หรือได้รับส่วนลดค่าไฟฟ้า เนื่องจากระบบสามารถประหยัดการลงทุนหรือลดความเสี่ยงที่จะเกิดไฟดับจากการ ที่ไม่สามารถจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าให้เพียงพอต่อความต้องการในช่วงความต้อง การสูงสุดได้ ส่วนอัตราค่าไฟฟ้าประเภทที่สามารถงดจ่ายไฟฟ้าได้ (Interruptible Rate)ที่มีวัตถุประสงค์ในการหยุดใช้ไฟฟ้าในช่วงวิกฤตคล้ายคลึงกันนั้น จะยังคงประกาศใช้ต่อไปจนกว่าอัตรา Demand Response Rate จะศึกษาแล้วเสร็จและประกาศใช้ต่อไป
3.6 การกำหนดอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) เพื่อสะท้อนการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนที่อยู่นอกเหนือการควบคุม โดยให้ปรับปรุงค่า Ft ทุกๆ 4 เดือน เพื่อสะท้อนการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนผันแปร
3.7 การดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาตจะต้องอยู่ภายใต้กรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานที่มีประสิทธิภาพ ตามประเภทของกิจการ ดังนี้
1) กิจการผลิตไฟฟ้า: กำหนดระดับผลตอบแทนจากเงินลงทุน (Return On Invested Capital: ROIC) ในระดับใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (Weighted Average Cost of Capital: WACC) ภายใต้การใช้เชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพตามประเภทของเทคโนโลยี
2) กิจการระบบส่งไฟฟ้า ระบบจำหน่ายไฟฟ้า และประเภทจำหน่ายไฟฟ้า:
กำหนดระดับผลตอบแทนจากเงินลงทุน (ROIC) ในระดับใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (WACC) ในแต่ละกิจการ โดยคำนึงถึงการให้บริการตามมาตรฐานทั้งทางด้านวิชาการและวิศวกรรม และมาตรฐานคุณภาพการให้บริการตามที่ กกพ. กำหนดกำกับให้ผู้ได้รับใบอนุญาตลงทุนตามแผนการลงทุนที่ใช้ในการกำหนดโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้าและให้มีการนำส่งคืนเงินที่ไม่ได้ดำเนินงานเป็นไปตาม แผนที่กำหนดไว้ (Claw Back) พร้อมทั้งค่าสูญเสียโอกาสทางการเงินที่คำนวณจากอัตราดอกเบี้ยในระดับอย่าง น้อยเท่ากับ MLR เฉลี่ยของธนาคารพาณิชย์ 5 ลำดับแรกของประเทศไทย มาปรับลดให้กับผู้ใช้ไฟฟ้า โดยจะพิจารณาให้ความเป็นธรรมกับผู้รับใบอนุญาต ทั้งนี้ ให้รวมการลงทุนที่ต่ำกว่าแผนการลงทุนตั้งแต่ปี 2551 เป็นต้นไป
3) กิจการควบคุมระบบไฟฟ้าต้องสั่งจ่ายไฟฟ้าอย่างเป็นธรรม โดยจะต้องสั่งการเดินโรงไฟฟ้าที่มีความพร้อมอยู่ในระบบขณะนั้น โดยเริ่มจากโรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนการผลิตต่ำสุดไปเป็นลำดับ (Merit Order)
ทั้งนี้ ผู้รับใบอนุญาตจะต้องจัดทำข้อมูลทางบัญชีเพื่อกำกับดูแลโครงสร้างค่าไฟฟ้า และการเปิดเผยข้อมูล (Regulatory Accounting and Information Disclosure: RAID) ส่งให้ กกพ. ใช้ในการติดตามและตรวจสอบการดำเนินงานของผู้รับใบอนุญาต ในช่วงระยะเวลาที่อัตราค่าไฟฟ้ามีผลบังคับใช้
3.8 การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 ให้ประกาศใช้เป็นระยะเวลา 5 ปี (ปี 2554-2558)โดยบังคับใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าในรอบเดือนกรกฎาคม 2554 เป็นระยะเวลา 2 ปี และให้ทบทวนในปี 2556เพื่อการประกาศใช้ต่อไปอีก 3 ปี
มติของที่ประชุม
1. รับทราบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 ตามข้อ 3 ซึ่งสอดคล้องกับมติ กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2554 (ครั้งที่ 135) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554
2. เห็นชอบให้ใช้หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าประเทศไทยปี 2554-2558 เป็นระยะเวลา 5 ปี (ปี 2554-2558) โดยให้มีการประกาศใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าในรอบเดือนกรกฎาคม 2554 เป็นระยะเวลา 2 ปี และให้มีการทบทวนในปี 2556 เพื่อการประกาศใช้ต่อไปอีก 3 ปี
3. เห็นชอบการกำหนดประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า แบ่งเป็น 8ประเภท ประกอบด้วย (1) บ้านอยู่อาศัย (2) กิจการขนาดเล็ก (3) กิจการขนาดกลาง (4) กิจการขนาดใหญ่ (5) กิจการเฉพาะอย่าง (6) องค์กรที่ไม่แสวงหากำไร (7) กิจการสูบน้ำเพื่อการเกษตร และ (8) ผู้ใช้ไฟฟ้าชั่วคราว โดยผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทหน่วยงานราชการจะถูกจัดอยู่ในประเภทกิจการขนาดเล็ก กิจการขนาดกลาง หรือกิจการขนาดใหญ่ ตามปริมาณการใช้ไฟฟ้า
4. เห็นชอบให้ผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ประเภท1.1 ซึ่งติดตั้งมิเตอร์ไฟฟ้าขนาด 5(15) แอมแปร์ และใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าที่ด้อยโอกาส ตามมาตรา 97(1) แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550ซึ่งได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าให้ใช้ไฟฟ้าฟรี โดยกระจายภาระให้ผู้ใช้ไฟฟ้าทุกประเภท รวมถึงให้พิจารณาผู้ใช้ไฟฟ้าที่เป็นลูกค้าตรงของ กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนร่วมรับภาระด้วย ทั้งนี้ ยกเว้นผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย กิจการขนาดเล็ก และประเภทสูบน้ำเพื่อการเกษตร
5. เห็นชอบให้ กกพ. พิจารณาปรับลดค่าไฟฟ้าจากการลงทุนที่ต่ำกว่าแผนของการไฟฟ้าในปี 2551-2553พร้อมทั้งค่าสูญเสียโอกาสทางการเงินในอัตราที่เหมาะสมอย่างน้อย เท่ากับ MLR เฉลี่ยของธนาคารพาณิชย์ 5 ลำดับแรกของประเทศไทย รวมทั้งนำผลตอบแทนการลงทุน (ROIC) ของการไฟฟ้าที่สูงกว่าหลักเกณฑ์ที่กำหนดไว้ มาปรับลดค่าไฟฟ้าด้วย
ทั้งนี้ที่ประชุมขอให้ กกพ. รับความเห็นของที่ประชุมไปพิจารณาดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 การปรับเลื่อนกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในแผน PDP 2010
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเมื่อวันที่ 23 มีนาคม 2553 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2553 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) ซึ่งได้บรรจุโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (Nuclear Power Plant: NPP) ทั้งหมด 5 โรง ขนาดโรงละ 1,000 เมกะวัตต์ ในปี 2563, 2564, 2567, 2568 และ 2571 ตามลำดับ ทั้งนี้ ให้กระทรวงพลังงานรับไปจัดทำแผนสำรองเพื่อรองรับกรณีไม่มีการดำเนินการจัดหา ไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์เพื่อเป็นแนวทางในกรณีที่ PDP 2010 (แผนหลัก) ไม่สามารถดำเนินการได้ตามเป้าหมาย
2. กพช. เมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2553 มีมติรับทราบ PDP 2010 กรณีแผนสำรอง โดยจัดทำเป็น 2 กรณี คือ (1) แผนสำรองที่ 1 : กรณีเลื่อนแผนการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ 2 ปี (2) แผนสำรองที่ 2 : กรณีไม่มีการดำเนินการจัดหาไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
3. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2553 มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 โดยเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาในระยะเร่งด่วน (ปี 2554 - 2562) โดยเร่งดำเนินการพัฒนาโรงไฟฟ้าพระนครเหนือชุดที่ 2 ขนาด 800 เมกะวัตต์ และเร่งดำเนินการ (1) โครงการโรงไฟฟ้าวังน้อย ชุดที่ 4 ขนาด 800 เมกะวัตต์ (2) โครงการโรงไฟฟ้าจะนะ ชุดที่ 2 ขนาด 800 เมกะวัตต์ รวมทั้งปรับแผนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กด้วยระบบผลิตไฟฟ้าและ ความร้อนร่วมกัน (SPP Cogeneration) ประเภทสัญญา Firm เพิ่มขึ้น 1,500 เมกะวัตต์ (รวม 3,500 เมกะวัตต์) เพื่อสนองความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น เพิ่มความคุ้มค่าในการลงทุนให้กับโครงข่ายท่อส่งก๊าซในปัจจุบันและโครงการ ขยายระบบส่งไฟฟ้าหลักเพื่อรองรับโรงไฟฟ้าเอกชนรายเล็กระบบ Cogeneration
4. สำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (สพน.) ได้จัดทำรายงานผลการประเมินตนเอง (Self-Evaluation Report: SER) ตามข้อกำหนดทบวงการพลังงานปรมาณูระหว่างประเทศ (International Atomic Energy Agency: IAEA) รวม 19 ประเด็น เมื่อสิ้นสุดการดำเนินงานในระยะที่ 1 (2551 - 2553) เพื่อประกอบการตัดสินใจในการดำเนินการระยะที่ 2 และได้จัดส่ง SER ต่อ IAEA เมื่อวันที่ 25 มิถุนายน 2553 และได้รับการประเมินจากผู้เชี่ยวชาญ IAEA จำนวน 2 ครั้ง ในวันที่ 12 - 16 กรกฎาคม 2553 และวันที่ 13 - 18 ธันวาคม 2553 จากการประเมินทั้ง 2 ครั้ง ผู้เชี่ยวชาญ IAEA ได้ให้ข้อเสนอแนะว่าประเทศไทยควรปรับปรุงอย่างจริงจัง 3 ประเด็น ได้แก่ (1) ประเด็นที่ 1 นโยบายประเทศ ( National Position) (2) ประเด็นที่ 2 ความปลอดภัยทางนิวเคลียร์ (Nuclear Safety) และ (3) ประเด็นที่ 10 การพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ (Human Resources) สำหรับเรื่องกฎหมายและข้อผูกพันระหว่างประเทศ ประเทศไทยต้องลงนามเพื่อเข้าร่วมเป็นภาคีในอนุสัญญาที่สำคัญสำหรับการดำเนิน โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ จำนวน 5 ฉบับ
5. วันที่ 11 มีนาคม 2554 เกิดเหตุการณ์แผ่นดินไหวขนาด 9.0 ริกเตอร์ และเกิดคลื่นสึนามิตามมาทางชายฝั่งตะวันออกของประเทศญี่ปุ่น ส่งผลให้อาคารคลุมเตาปฏิกรณ์ส่วนบนเกิดการระเบิดและไฟไหม้โรงไฟฟ้า นิวเคลียร์ ฟูกุชิมา ไดอิชิ (Fukushima Daiichi) หน่วยที่ 1, 2, 3 และ 4 ในจังหวัดฟุคุชิมะ เนื่องด้วยเครื่องกำเนิดไฟฟ้าฉุกเฉินและระบบระบายความร้อนไม่ทำงานสาเหตุจาก ได้รับความเสียหายจากคลื่นสึนามิ ซึ่งภายหลังการระเบิดได้เกิดการฟุ้งกระจายของสารกัมตภาพรังสีสู่ภายนอก รัฐบาลญี่ปุ่นประกาศเหตุฉุกเฉินทางนิวเคลียร์ และให้ผู้คนที่อยู่โดยรอบโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima-Daiichi ในระยะ 20 กิโลเมตร อพยพ ออกนอกพื้นที่
6. วันที่ 12 เมษายน 2554 Nuclear and Industrial Safety Agency (NISA) ของประเทศญี่ปุ่นได้ยื่นขอยกระดับมาตราการระหว่างประเทศว่าด้วยเหตุการณ์ทาง นิวเคลียร์ (International Nuclear and Radiological Event Scale; INES) ที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima-Daiichi เป็นระดับ 7 ต่อ IAEA โดยรวมอุบัติเหตุที่เกิดขึ้นที่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima-Daiichi หน่วยที่ 1, 2 และ 3 เป็นเหตุการณ์เดียว และสำหรับโรงไฟฟ้าหน่วยที่ 4 ยังถูกจัดไว้ในระดับ 3 ตั้งแต่วันที่ 18 มีนาคม 2554 เป็นต้นมา ปัจจุบันบริษัท Tokyo Electric Power (TEPCO) อยู่ระหว่างดำเนินการระบายความร้อน และการเชื่อมต่อไฟฟ้าจากสายส่งไฟฟ้าภายนอกเข้าสู่โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และได้ออกประกาศว่ามีแผนการจะหล่อเย็นเตาปฏิกรณ์ทั้งหมด และควบคุมการแพร่กระจายของสารกัมมันตภาพรังสีทั้งหมดให้สำเร็จภายใน 6 - 9 เดือน
7 จากเหตุการณ์อุบัติเหตุของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ Fukushima Daiichi หน่วยที่ 1, 2, 3 และ 4 ในจังหวัดฟุคุชิมะ ประเทศญี่ปุ่น ส่งผลกระทบต่อความเชื่อมั่นและการยอมรับโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ของประเทศ ไทย รวมทั้งท่าทีของรัฐบาลในหลายประเทศต้องการทบทวนโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้มีการปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ใน แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2553-2573 (PDP 2010) เพื่อให้มีการทบทวนในมาตรการความปลอดภัยทางนิวเคลียร์ (Nuclear Safety) และการเตรียมความพร้อมในด้านต่างๆ เช่น ด้านกฎหมาย (Legislative Framework) ด้านการกำกับดูแล (Regulatory Framework) และด้านการมีส่วนร่วมของผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย (Stakeholder Involvement) รวมทั้งการมีแผนรองรับเพิ่มเติมดังบทเรียนที่เกิดขึ้นในประเทศญี่ปุ่น ดังนี้
(1) ควรให้มีการปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป อีก 3 ปี จากแผนเดิมโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โรงแรก (NPP#1) จะเข้าระบบในปี 2563 เป็นปี 2566 รวมทั้งโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โรงอื่นๆ ที่ตามมา ซึ่งการเลื่อนโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไปนั้นจะมีการเลื่อนกำหนดจ่ายไฟฟ้าจาก โรงไฟฟ้าพลังงานความร้อนร่วมที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงเข้ามาทดแทน ตามแผน PDP 2010 เดิม ให้เร็วขึ้นจากปี 2565 เลื่อนมาเป็นปี 2563 รายละเอียด ดังนี้
เปรียบเทียบกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์กรณีปรับเลื่อนออกไป 3 ปีกับแผน PDP 2010 (แผนหลัก)
ปี | 2563 | 2564 | 2565 | 2566 | 2567 | 2568 | 2569 | 2570 | 2571 | 2572 | 2573 |
PDP2010 (2553-2573) | NPP#1 | NPP#2 | NPP#3 | NPP#4 | NPP#5 | ||||||
CC#1 | CC#2-6 | CC#7 | CC#8-9 | CC#10 | CC#11-12 | CC#13 | |||||
แผนปรับเลื่อน NPP 3ปี | <-- เลื่อนออกไป 3 ปี --> | NPP#1 | NPP#2 | NPP#3 | NPP#4 | ||||||
CC#1 | CC#2-3 | CC#4-7 | CC#8-9 | CC#10-11 | CC#12-13 | CC#14 | CC#15 |
หมายเหตุ : NPP#1 = โรงไฟฟ้านิวเคลียร์หน่วยที่ 1
CC#1 = โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมหน่วยที่ 1 ใช้ก๊าซธรรมชาติ
ทั้งนี้ การปรับเลื่อนกำหนดการเข้าระบบของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป 3 ปีนั้น จะทำให้มีโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์บรรจุในแผนรวมทั้งสิ้น 4 โรง เนื่องจากโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โรงที่ 5 (NPP#5) จะอยู่นอกกรอบแผน PDP 2010 ซึ่งมีระยะ 20 ปี (2553 - 2573)
(2) การดำเนินการดังกล่าวจะส่งผลให้ความต้องการใช้ก๊าซธรรมชาติเพิ่มขึ้น ดังนั้น กระทรวงพลังงาน และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) ควรพิจารณาปรับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและเตรียมความพร้อมด้านโครงสร้างพื้น ฐานเพื่อรองรับให้เหมาะสมต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ปรับเลื่อนกำหนดโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ออกไป 3 ปี
2. มอบหมายให้สำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (สพน.) รับไปดำเนินการศึกษาวิเคราะห์เพื่อปรับปรุงการเตรียมความพร้อม และสร้างความรู้ความเข้าใจให้ประชาชนอย่างต่อเนื่องในส่วนที่เกี่ยวข้องต่อ ไป
เรื่องที่ 3 การแก้ไขปัญหาเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2553 มีมติเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในวงเงินประมาณ 5,000 ล้านบาท ในการรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไม่ให้เกิน 30 บาท/ลิตร เป็นการชั่วคราวประมาณ 2 - 3 เดือน โดยมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ และถ้าหากราคาน้ำมันตลาดโลกยังปรับตัวเพิ่มขึ้นมากกว่าที่ได้คาดการณ์ไว้ และเงินกองทุนน้ำมันฯ ในวงเงิน 5,000 ล้านบาท ไม่เพียงพอ ให้กระทรวงการคลังและกระทรวงพลังงานร่วมกันพิจารณาหาแนวทางการแก้ไขปัญหา เพิ่มเติม และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการพิจารณาต่อไป และต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 11 กุมภาพันธ์ 2554 ได้มีมติเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาระดับราคาขาย ปลีกน้ำมันดีเซลไม่ให้เกิน 30 บาท/ลิตร ไปจนถึงสิ้นเดือนเมษายน 2554 โดยมอบหมายคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) รับไปดำเนินการ หากฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสุทธิเหลือวงเงินประมาณ 10,000 ล้านบาท ให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อพิจารณาต่อไป
2. ต่อมาคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 20 เมษายน 2554 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่มีปริมาณกำมะถัน ไม่เกินร้อยละ 0.035 โดยน้ำหนักจากอัตราภาษี 5.310 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.005 บาทต่อลิตร และลดอัตราภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซลที่มีไบโอดีเซลประเภทเมทิล
เอสเตอร์ของกรดไขมันผสมอยู่ไม่น้อยกว่าร้อยละ 4 จากอัตราภาษี 5.040 บาทต่อลิตร ลดลงเหลืออัตราภาษี 0.005 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2554 จนถึงวันที่ 30 กันยายน 2554 จากการปรับลดอัตราภาษีสรรพสามิตส่งผลให้ภาษีเทศบาลลดลง 0.5305 บาท/ลิตร จาก 0.5310 เป็น 0.0005 บาท/ลิตร (คิดร้อยละ 10 ของภาษีสรรพสามิต) ทำให้ภาษีลดลงทั้งสิ้น 5.8355 บาท/ลิตร โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 21 เมษายน 2554 ถึง 30 กันยายน 2554
3. เพื่อเป็นการลดภาระกองทุนน้ำมันฯ กบง. จึงได้ปรับลดเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็วจากกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ลง 5.8355 บาท/ลิตร เท่ากับภาษีที่ลดลง เพื่อรักษาระดับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วไว้ที่ 29.99 บาท/ลิตร มีผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องดีขึ้นจากติดลบ 381 ล้านบาท/วัน เป็นติดลบ 56 ล้านบาท/วัน โดยฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 เมษายน 2554 มีฐานะสุทธิ 3,841 ล้านบาท
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ประมาณการฐานะกองทุนน้ำมันฯ หากต้องตรึงราคาน้ำมันดีเซลไว้ไม่เกิน 30 บาท/ลิตร ถึงวันที่ 30 กันยายน 2554 จะส่งผลกระทบต่อกองทุนน้ำมันฯ ดังนี้ (ที่อัตราแลกเปลี่ยน 30 บาท/เหรียญสหรัฐฯ)
กรณีที่ 1 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 125 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ ประมาณ 20,000 ล้านบาท
กรณีที่ 2 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 120 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ ประมาณ 11,000 ล้านบาท
กรณีที่ 3 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 115 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องติดลบ ประมาณ 2,000 ล้านบาท
กรณีที่ 4 ราคาน้ำมันดิบดูไบ เฉลี่ย 110 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องเป็นบวก ประมาณ 6,700 ล้านบาท
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาเพื่อให้กองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องทางการเงินมากขึ้น 2 แนวทาง คือ ขออนุมัติงบกลาง ประจำปีงบประมาณ 2554 ให้กับกองทุนน้ำมันฯ ในวงเงิน ประมาณ 20,000 ล้านบาท หรือ ขออนุมัติให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) กู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน ในวงเงินประมาณ 20,000 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
หากราคาน้ำมันปรับเพิ่มสูงขึ้นจนทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงไม่มีสภาพ คล่องที่จะไปชดเชยราคาน้ำมันเชื้อเพลิง อนุมัติในหลักการให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (องค์การมหาชน) กู้ยืมเงินจากสถาบันการเงิน ในวงเงินประมาณ 20,000 ล้านบาท เพื่อใช้เสริมสภาพคล่องทางการเงินของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 4 นโยบายการชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 มีมติเห็นชอบ เรื่อง นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG และราคาก๊าซ NGV ต่อไปจนถึงมิถุนายน 2554 และให้คงอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV โดยใช้เงินจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในอัตรา 2 บาท/กก. ไปจนถึงมิถุนายน 2554
2. สถานการณ์ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ปัจจุบันอยู่ที่ประมาณ 510 พันตัน/เดือน แยกเป็นภาคครัวเรือนประมาณร้อยละ 41 ภาคขนส่งร้อยละ 13 ภาคอุตสาหกรรมร้อยละ 12 และภาคปิโตรเคมีร้อยละ 34 โดยมีการนำเข้าประมาณ 114 พันตัน/เดือน โดยราคาก๊าซ LPG เดือนเมษายน 2554 อยู่ที่ 881 เหรียญสหรัฐ/ตัน และคาดว่าในช่วงเดือนพฤษภาคม-ธันวาคม 2554 ราคาก๊าซ LPG เฉลี่ยอยู่ที่ 794 เหรียญสหรัฐ/ตัน ทั้งนี้ตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - 18 เมษายน 2554 มีการนำเข้าทั้งสิ้น 3,105 พันตัน ทำให้ต้องชดเชยราคาก๊าซ LPG จากการนำเข้า คิดเป็นเงินประมาณ 43,042 ล้านบาท
3. สถานการณ์การใช้ก๊าซ NGV ณ สิ้นเดือนมีนาคม 2554 มีปริมาณการใช้ก๊าซ NGV 6,395 ตัน/วัน โดยมีสถานีบริการ NGV จำนวน 438 แห่ง กระจายทั่วประเทศในภูมิภาคต่างๆ ครอบคลุม 52 จังหวัด มีจำนวนรถที่ใช้ NGV 246,066 คัน โดยปัจจุบัน กบง. ได้มีการชดเชยภาระขาดทุน 2 บาทต่อกิโลกรัม ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงมีภาระเงินชดเชย NGV สะสมประมาณ 4,184 ล้านบาท (มีนาคม 2553-มีนาคม 2554) ทั้งนี้ หากราคาขายปลีก NGV ยังเป็นเช่นปัจจุบัน คาดว่าตั้งแต่เดือนเมษายนถึงธันวาคม 2554 กองทุนน้ำมันฯ จะมีภาระเพิ่มขึ้นอีกประมาณ 3,817 ล้านบาท
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 เมษายน 2554 มีเงินสดสุทธิ 34,996 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 31,155 ล้านบาท แยกเป็นหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 30,942 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 213 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 3,841 ล้านบาท
5. เพื่อให้การดำเนินงานมีความต่อเนื่องตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอแนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG โดยให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคครัวเรือนและขนส่ง จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554 และทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน เริ่มตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาท/กก. รวมทั้งให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ในอัตรา 2 บาท/กก. จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคครัวเรือนและขนส่ง จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554
2. เห็นชอบให้ทยอยปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรมให้สะท้อนต้นทุนโรงกลั่นน้ำมัน ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป โดยปรับราคาขายปลีกไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้งๆ ละ 3 บาท/กก.
3. เห็นชอบให้ขยายระยะเวลาการตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในระดับราคา 8.50 บาท/กก. และคงอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ในอัตรา 2 บาท/กก. จากสิ้นเดือนมิถุนายน 2554 ไปจนถึงสิ้นเดือนกันยายน 2554
4. มอบหมายให้ สนพ. รับไปจัดทำแนวทางการปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรม เพื่อนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 5 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันรัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 4 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 ( 920 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 ( 615 เมกะวัตต์) และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) และโครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนกรกฎาคม 2555 และมิถุนายน 2558 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (390 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคมปี 2560 2561 และ 2562 ตามลำดับ
2. การเจรจาร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Power Purchase Agreement : PPA) กับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำงึม 3 ภายใต้กรอบ Tariff MOU ดังกล่าว จะใช้ PPA ของโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำที่ได้ผ่านการพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) และที่ กฟผ. ได้ลงนามสัญญาไปแล้วเป็นต้นแบบ ทั้งนี้คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศกับ ประเทศเพื่อนบ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 เมษายน 2554 ได้มีมติเห็นชอบร่าง PPA โครงการน้ำงึม 3 ดังกล่าวแล้ว
3. กลุ่มผู้พัฒนาโครงการฯ ได้แก่ Nam Ngum 3 Power Company Limited (NN3PC) ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนใน สปป. ลาว โดยมีผู้ถือหุ้นดังนี้ GMS Lao Co., Ltd. (27%) Marubeni Corporation (25%) Ratch (25%) และ Lao Holding State Enterprise (23%) โครงการฯ นี้ ตั้งอยู่ตอนกลางของลำน้ำงึม ในแขวงไชสมบูน ลักษณะเขื่อน เป็นเขื่อนหินทิ้งดาดคอนกรีต โครงการมีกำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ (2 x 220 เมกะวัตต์) สามารถผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละประมาณ 2,128 ล้านหน่วย โดยแบ่งเป็น Primary Energy 1,929 ล้านหน่วยต่อปี Secondary Energy 151 ล้านหน่วยต่อปี และ Excess Energy 48 ล้านหน่วยต่อปี ระบบส่ง ฝั่ง สปป. ลาว 500 kV ความยาว 99 กิโลเมตร จากโครงการฯ มายังสถานีไฟฟ้านาบง (สฟ.นาบง) และระบบส่ง 500 kV ความยาว 27 กิโลเมตร จาก สฟ.นาบง มายังจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. ระบบส่งฝั่งไทย 500 kV ความยาว 80 กิโลเมตร จากสถานีไฟฟ้าแรงสูงอุดรธานี 3 ไปยังจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว เพื่อเชื่อมโยงกับระบบส่งฝั่งลาว
4. สรุปสาระสำคัญในร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โครงการน้ำงึม 3 ได้ดังนี้
4.1 คู่สัญญา คือ การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ Nam Ngum 3 Power Company Limited (NN3PC : ในร่างสัญญาฯ เรียกว่า Generator)
4.2 อายุสัญญา 27 ปีนับจากวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) กรณีที่ฝ่ายใดฝ่ายหนึ่งต้องการต่ออายุสัญญา ต้องแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าอย่างน้อย 2 ปี ก่อนสิ้นสุดอายุสัญญา
4.3 Generator จะต้องจัดหาเงินกู้ให้ได้ภายในวันที่เกิดขึ้นช้ากว่าระหว่าง วันที่ 1 กรกฎาคม 2554 และ 6 เดือนนับจากวันลงนามสัญญาฯ (Scheduled Financial Close Date : SFCD) หากจัดหาเงินกู้ล่าช้าจะต้องจ่ายค่าปรับในอัตรา 2,000 เหรียญสหรัฐต่อวัน
4.4 การเดินเครื่องโรงไฟฟ้าต้องสามารถตอบสนองคำสั่งของ กฟผ. ได้แบบ Fully Dispatchable และ Generator ไม่มีสิทธิ์ขายพลังงานไฟฟ้าให้แก่บุคคลที่สาม นอกเหนือจากส่วนที่ใช้เป็น Station Service ที่ สฟ.นาบง และโรงไฟฟ้าโครงการอื่นๆ ที่ใช้ สฟ.นาบง และส่วนที่ได้รับความเห็นชอบจาก กฟผ.
4.5 อัตราค่าไฟฟ้า (ณ ชายแดน) และการจ่ายเงินค่าพลังงานไฟฟ้า
ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) = 0.570 บาท/kWhระหว่าง Unit Operation Period = 1.827 บาท/kWh
ตั้งแต่ COD เป็นต้นไปPrimary Energy = 3.582 US¢ + 1.218 บาท /kWh
รวมเป็น = 2.436 บาท/kWh
(ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34บาท/ดอลล่าสหรัฐ)Secondary Energy = 1.462 บาท/kWhExcess Energy = 1.340 บาท/kWhสกุลเงินที่จ่ายค่าพลังงานไฟฟ้าPE จ่ายเป็น USD 50% และเงินบาท 50%SE และ EE จ่ายเป็นเงินบาททั้งหมด
4.6 Generator จะต้องวาง Securities เพื่อเป็นหลักประกันการชำระหนี้ต่างๆ ที่มีต่อ กฟผ. ตลอดอายุสัญญาฯ ตามที่กำหนดไว้
4.7 การยุติข้อพิพาท ในลำดับแรก หากไม่สามารถตกลงกันได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนด ให้นำเข้าสู่อนุญาโตตุลาการ (Arbitration) โดยใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการที่สิงคโปร์ โดยใช้ภาษาอังกฤษ
4.8 สัญญาฯ นี้ใช้บังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 และให้ กฟผ. ลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 กับผู้พัฒนาโครงการต่อไปเมื่อร่างสัญญาฯ ได้ผ่านการตรวจพิจารณาจากสำนักงานอัยการสูงสุด ทั้งนี้ หากจำเป็นต้องมีการแก้ไขร่างสัญญาฯ ดังกล่าวที่ไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าที่ระบุไว้ในร่างสัญญาฯ และ/หรือเงื่อนไขสำคัญก็ขอให้อยู่ในอำนาจการพิจารณาของคณะกรรมการ กฟผ. ในการพิจารณาแก้ไขได้โดยไม่ต้องนำกลับมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
2. เห็นชอบให้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 ใช้เงื่อนไขการระงับข้อพิพาทโดยวิธีอนุญาโตตุลาการ
เรื่องที่ 6 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันรัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนาม ในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ปัจจุบัน มี 4 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (220 เมกะวัตต์) โครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์) โครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์) และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) และโครงการหงสาลิกไนต์ (1,473 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนกรกฎาคม 2555 และมิถุนายน 2558 ตามลำดับ นอกจากนี้ มีอีก 3 โครงการที่ได้ลงนามบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) โครงการเซเปียน-เซน้ำน้อย (390 เมกะวัตต์) และโครงการไซยะบุรี (1,220 เมกะวัตต์) โดยมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนมกราคมปี 2560 2561 และ 2562 ตามลำดับ โดยยังสามารถรับซื้อไฟฟ้าตามกรอบ MOU ได้อีก 1,087 เมกะวัตต์
2. ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1 (Tariff MOU) เคยผ่านความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 และ 29 พฤษภาคม 2550 ตามลำดับ โดย กฟผ. ได้มีการลงนาม Tariff MOU เมื่อวันที่ 13 มิถุนายน 2550 ต่อมาในการประชุม กพช. วันที่ 13 พฤศจิกายน 2551 และการประชุม ครม. วันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 ได้ให้ความเห็นชอบการยกเลิก Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ โครงการหงสาลิกไนต์ และโครงการน้ำอูด้วย รวมทั้งหมด 3 โครงการ ด้วยเหตุผลต้นทุนการก่อสร้างโครงการเพิ่มสูงขึ้นจนผู้พัฒนาโครงการไม่สามารถ พัฒนาโครงการต่อไปได้ภายใต้ข้อตกลงเดิม
3. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการน้ำเงี้ยบ 1 จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้า (Tariff MOU) ของโครงการ น้ำเงี้ยบ 1 ในรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU ที่เคยผ่านการพิจารณาให้ความเห็นชอบโดยสำนักงานอัยการสูงสุด และคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างประเทศกับประเทศ เพื่อนบ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 21 เมษายน 2554 ได้ให้ความเห็นชอบข้อเสนออัตราค่าไฟฟ้าและร่าง Tariff MOU ของโครงการน้ำเงี้ยบ 1 แล้ว
4. ผู้พัฒนาโครงการประกอบด้วย บริษัท Kanasai Electric Power จำกัด (45%) บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (30%) และ Lao Holding State Enterprise (LHSE) (25%) โครงการตั้งอยู่บนลำน้ำเงี้ยบ เมืองปากซัน ในแขวงบอลิคำไช สปป. ลาว ลักษณะเขื่อน เป็นชนิด Roller Compacted Concrete (RCC) โครงการมีกำลังการผลิตติดตั้ง 289 เมกะวัตต์ ขายให้ไทยที่ชายแดน 269 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตพลังงานไฟฟ้าประมาณ 1,500 ล้านหน่วยต่อปี แยกเป็น Primary Energy (PE) 1,271 ล้านหน่วยต่อปี Secondary Energy (SE) 188 ล้านหน่วยต่อปี และ Excess Energy 41 ล้านหน่วยต่อปี โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE ระบบส่งฝั่ง สปป. ลาว 230 kV จากโครงการถึง สฟ. นาบง ระยะทาง 130 กม. และระบบส่ง 500 kV จาก สฟ. นาบง ถึงจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว ระยะทาง 27 กม. ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 ระบบส่งฝั่งไทย 500 kV จากชายแดนถึง สฟ. อุดรธานี 3 ระยะทาง 80 กม. ร่วมกับโครงการน้ำงึม 2 โดยมีข้อเสนอกำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Scheduled Commercial Operation Date :SCOD) 31 มกราคม 2561
5. สรุปสาระสำคัญของร่าง Tariff MOU
ร่าง Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ 1 ได้จัดทำขึ้นโดยใช้รูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการไซยะบุรี ที่คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศ เพื่อนบ้าน ได้เคยพิจารณาให้ความเห็นชอบและสำนักงานอัยการสูงสุดได้เคยตรวจร่างแล้ว โดยมีการปรับเนื้อหาบางส่วนให้มีความเหมาะสมกับลักษณะเขื่อนประเภท Storage ซึ่งมีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำงึม 3 ที่เคยลงนามแล้ว สรุปสาระสำคัญของ Tariff MOU โครงการน้ำเงี้ยบ 1 ได้ดังนี้
5.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท Kansai Electric Power และบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (รวมเรียกว่า Sponsors)
5.2 โครงการน้ำเงี้ยบ 1 เป็นโครงการซึ่ง กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยและ สปป. ลาว
5.3 Sponsors และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น จะจัดตั้งบริษัทใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ
5.4 Sponsors จะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly ของ สปป. ลาว เพื่อให้สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.5 การขอความเห็นชอบ MOU และการบังคับใช้
กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช.Sponsors จะขอความเห็นชอบ MOU จากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาลสปป. ลาวทั้งสองฝ่ายจะขอความเห็นชอบการลงนาม MOU ดังกล่าวภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนามและจะแจ้งให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบเป็นลายลักษณ์อักษร โดยMOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับความเห็นชอบจากหน่วยงานภาครัฐ ตามที่ระบุข้างต้น ยกเว้นเงื่อนไขเรื่องหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จะมีผลบังคับใช้นับจากวันลงนาม MOU
5.6 โครงการมีกำลังผลิต 289 เมกะวัตต์ ขายให้ไทย ณ ชายแดน 269 เมกะวัตต์ และมีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปี ของ Primary Energy (PE) 1,271 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) 188 ล้านหน่วย โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE
ทั้งนี้ PE คือพลังงานไฟฟ้าที่บริษัทฯ แจ้งและพร้อมผลิตไม่เกิน 16 ชั่วโมง/วัน (06.00-22.00 น.) วันจันทร์ถึงวันเสาร์ ส่วน SE คือพลังงานไฟฟ้าส่วนที่เกิน PE ไม่เกินวันละ 5.35 ชั่วโมง (วันจันทร์ถึงวันเสาร์) และวันอาทิตย์ไม่เกิน 21.35 ชั่วโมง ในส่วน EE คือพลังงานไฟฟ้านอกเหนือจาก PE และ SE
5.7 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดนมีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แบ่งเป็นดังนี้
ระหว่างการทดสอบ (Test Energy) = 0.570 บาท/kWhUnit Operation Period = 75% ของอัตราค่าไฟฟ้าหลัง CODตั้งแต่ COD เป็นต้นไปPrimary Energy (PE) = 3.9484 US¢/kWh + 1.2240 บาท /kWh
รวมเป็น = 2.4480 บาท/kWh
(ณ อัตราแลกเปลี่ยน 31 บาท/ดอลลาร์สหรัฐ)Secondary Energy (SE) = 1.4688 บาท/kWhExcess Energy (EE) = 1.3464 บาท/kWhสกุลเงินที่จ่ายค่าพลังงานไฟฟ้าPE จ่ายเป็น USD 50% และเงินบาท 50%SE และ EE จ่ายเป็นเงินบาททั้งหมด
5.8 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD) โดยอาจมีการต่ออายุสัญญาได้หาก สปป. ลาว อนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
5.9 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 3 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.10 MOU จะสิ้นสุดเมื่อ (1) มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป และ (3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนครบกำหนด
5.11 Sponsors จะต้องวางหลักทรัพย์ค้ำประกัน MOU จำนวน 26.9 ล้านบาท ก่อนหรือในวันที่ลงนาม MOU
5.12 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจากการกระทำของอีกฝ่ายหนึ่งได้ รวมถึงการยกเลิก MOU ยกเว้นหลักทรัพย์ค้ำประกันที่ Sponsorsวางไว้หากไม่สามารถเจรจาเพื่อลงนามใน PPA ได้ตามเงื่อนไขที่ระบุไว้ใน MOU
5.13 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ จะเป็นดังนี้
Scheduled Financial Close Date (SFCD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง12 เดือน นับจากวันลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือ[วันที่ 31 มกราคม 2556 ]Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับ และส่งพลังงานไฟฟ้า) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง[วันที่ 31 ตุลาคม 2560] หรือ[57] เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCDScheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 31 มกราคม 2561 หรือ[60] เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCDหากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน
5.14 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน
วันลงนามสัญญาฯ : 5.72 Million USDวัน Financial Close Date : 14.36 Million USDวัน Commercial Operation Date (COD) : 12.84 Million USDวันครบรอบ COD 14 ปี : 4.32 Million USD
5.15 MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี้ยบ 1 และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
2. เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำ เงี้ยบ 1 ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
เรื่องที่ 7 แนวทางการจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์เพื่อชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เห็นชอบเรื่อง นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) โดยมอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรมรับไปจัดทำโครงสร้างภาษีรถยนต์และแนวทางการ จัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่มีการติดตั้งเครื่องยนต์ใช้ก๊าซหุงต้มเป็น เชื้อเพลิงเพื่อเป็นการชะลอการใช้ก๊าซ LPG ในภาคขนส่ง โดยประสานกับกระทรวงคมนาคมและกระทรวงพลังงาน
2. กระทรวงอุตสาหกรรม ร่วมกับหน่วยงานต่างๆ ได้ประชุมหารือในประเด็นแนวทางการจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่มีการติด ตั้งเครื่องยนต์ LPG เป็นเชื้อเพลิงเพื่อเป็นการชะลอการใช้ LPG โดยมีข้อสรุปดังนี้ (1) หากภาครัฐมีนโยบายขึ้นภาษีป้ายทะเบียนของรถยนต์ LPG เพื่อเป็นการชะลอการใช้ LPG ในภาคขนส่ง ภาษีป้ายทะเบียนประจำปีของรถยนต์ LPG ควรสูงกว่าภาษีของรถยนต์น้ำมันเชื้อเพลิงทั่วไป ประมาณ 37,133 บาท/ปี และจำเป็นต้องมีการแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้อง 2 ฉบับ คือ พระราชบัญญัติรถยนต์ และพระราชบัญญัติการขนส่งทางบก
3. ข้อเสนอของกระทรวงอุตสาหกรรม การกำหนดราคา LPG ที่แตกต่างกัน จะทำให้เกิดปัญหาการลักลอบและภาครัฐจะต้องแบกรับภาระในเรื่องต้นทุนการ บริหารจัดการและการตรวจสอบ ดังนั้น ภาครัฐควรมีการเตรียมความพร้อมที่จะใช้นโยบายการลอยตัวราคา LPG ทั้งระบบในระยะยาว โดยไม่ให้มีความแตกต่างระหว่าง LPG ที่ใช้ในภาคครัวเรือน และภาคขนส่งกับภาคอุตสาหกรรม นอกจากนั้นหากภาครัฐใช้นโยบายลอยตัวราคา LPG ทั้งระบบแล้ว ราคา LPG ที่สูงขึ้นย่อมส่งผลกระทบต่อค่าครองชีพรวมของภาคครัวเรือน ดังนั้น ภาครัฐจึงควรออกมาตรการเพื่อลดค่าใช้จ่ายของภาคครัวเรือนให้สามารถชดเชยกับ ราคาก๊าซหุงต้มที่สูงขึ้น
4. ความเห็นของฝ่ายเลขานุการฯ (1) ตามสถิติรถจดทะเบียนของกรมขนส่งทางบก พบว่าขณะนี้มีรถยนต์ที่ติดตั้ง LPG ประมาณ 702,703 คัน แยกเป็นรถยนต์นั่งส่วนบุคคลร้อยละ 80 รถบรรทุกส่วนบุคคลร้อยละ 10 แท็กซี่ ร้อยละ 6 รถยนต์รับจ้างสี่ล้อเล็ก รถรับจ้างสามล้อ รถยนต์บริการธุรกิจ/ทัศนาจร ร้อยละ 3 และรถโดยสารและรถบรรทุก ร้อยละ 1 (2) การจัดเก็บภาษีป้ายทะเบียนประจำปี ในอัตรา 37,133 บาทต่อปี จะส่งผลกระทบต่อความเป็นอยู่ ค่าครองชีพของผู้มีรายได้น้อยอย่างมาก ดังนั้น การกำหนดอัตราภาษีป้ายฯ ควรจะต้องมีการศึกษารายละเอียดแยกตามประเภทรถยนต์ที่จดทะเบียน เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้มีรายได้ต่ำ โดยการกำหนดอัตราภาษีที่สูงควรมุ่งเน้นเฉพาะกลุ่มรถยนต์นั่งส่วนบุคคลเท่า นั้น และ (3) หากมีการปรับอัตราภาษีป้ายประจำปีของรถยนต์กลุ่มที่ใช้เชื้อเพลิง LPG ในอัตราที่สูงควรมีการส่งสัญญาณให้เจ้าของรถยนต์ทราบล่วงหน้าเพื่อให้มีเวลา ตัดสินใจได้ทัน อย่างไรก็ตามจะต้องมีการแก้ไขกฎหมายที่เกี่ยวข้อง 2 ฉบับ ซึ่งใช้เวลาประมาณ 2 - 3 ปี อาจไม่ทันการณ์ จะส่งผลทำให้มีปริมาณรถที่ติดตั้ง LPG เพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว ควรมีมาตรการระยะสั้นรองรับ
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงคมนาคมและกระทรวงการคลังเร่งพิจารณาดำเนินการในการปรับ อัตราภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่ติดตั้งอุปกรณ์การใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิง ให้มีการแยกตามประเภทรถยนต์โดยมุ่งเน้นรถยนต์นั่งส่วนบุคคล และคำนึงถึงผลกระทบต่อรถยนต์โดยสารสาธารณะ และนำเสนอผลการดำเนินการต่อ กพช. เพื่อพิจารณาโดยเร็วต่อไป
เรื่องที่ 8 การเพิ่มขีดความสามารถการนำเข้า การจ่าย และระบบขนส่งก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 19 พฤศจิกายน 2551 และเมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 คณะรัฐมนตรีมีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหา LPG โดยเพิ่มขีดความสามารถในการรองรับ LPG ของคลังนำเข้า และขยายขีดความสามารถของการขนส่งและการกระจาย LPG ของคลังภูมิภาค โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงาน และ ปตท. รับไปดำเนินการศึกษาและจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อรองรับการนำเข้าก๊าซ LPG ในอนาคต เช่น ท่าเรือ คลัง และระบบขนส่ง เป็นต้น
2. หากรัฐบาลมีนโยบายควบคุมราคา LPG ในประเทศต่อไป คาดว่าในปี 2554-2560 การใช้ LPG ภาคครัวเรือน ขนส่ง และอุตสาหกรรม จะมีอัตราขยายตัวร้อยละ 8, 9 และ 6 ตามลำดับ แต่หากมีการลอยตัวราคา LPG ให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นไป อัตราการขยายตัวของการใช้ในแต่ละสาขาจะลดลงเหลือเพียงร้อยละ 5, 3 และ 4 ตามลำดับ
3. ปัญหาคลังนำเข้าและศูนย์รวมการจ่าย LPG โดยคลังนำเข้าปตท. (เขาบ่อยา) สามารถรองรับก๊าซได้ 132,000 ตัน/เดือน และคลังลอยน้ำ (FSU) รองรับก๊าซได้ 40,000 ตัน/เดือนรวม 172,000 ตัน/เดือน แต่จากความต้องการใช้ก๊าซ LPG ขยายตัวอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้ตั้งแต่ปี 2556 เป็นต้นไป ปริมาณนำเข้าจะเกินกว่าขีดความสามารถของระบบคลังและท่าเรือนำเข้าของ ปตท. อีกทั้ง คลังบ้านโรงโป๊ะมีกำลังการจ่าย 146,000 ตัน/เดือน โดยความต้องการ LPG ในประเทศจะสูงกว่ากำลังการจ่ายของคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะตั้งแต่ปลายปี 2554
4. ปัจจุบัน ปตท. มีคลังภูมิภาคกระจายอยู่ทั่วประเทศ จำนวน 6 แห่ง ซึ่งมีกำลังการจ่ายสูงสุดของแต่ละคลังแยกเป็นคลังก๊าซบางจาก 69,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซขอนแก่น 36,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซนครสวรรค์ 19,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซลำปาง 26,000 ตัน/เดือน คลังก๊าซสงขลา 24,000 ตัน/เดือน และคลังก๊าซสุราษฎร์ธานี 26,000 ตัน/เดือน ซึ่งขีดความสามารถในการรับจ่ายของคลังภูมิภาคเหล่านี้ไม่สามารถรองรับปริมาณ ความต้องการใช้ก๊าซ LPG ในภูมิภาคที่ขยายตัวสูงขึ้นมากในปัจจุบัน โดยต้องมีการขนส่งจากคลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะกระจายไปยังภูมิภาคโดยตรง
5. เนื่องจากคำสั่งนายกรัฐมนตรีที่ 4/2547 ข้อ 10 กำหนดว่าในกรณีที่คณะกรรมการ (กบง.) กำหนดให้มีการจ่ายเงินชดเชยจากกองทุนสำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราช อาณาจักร ให้ผู้อำนวยการสถาบันบริหารกองทุนพลังงานทำหน้าที่สั่งจ่ายเงินจากกองทุนชด เชยให้แก่ผู้ผลิตน้ำมันเชื้อเพลิง ณ โรงกลั่นและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักร ตามปริมาณน้ำมันเชื้อเพลิงที่ผลิตและจำหน่ายเพื่อใช้ในราชอาณาจักรในอัตรา ที่คณะกรรมการประกาศกำหนด จึงทำให้ปัจจุบันผู้มีสิทธิขอรับการชดเชยการนำเข้า และชดเชยค่าขนส่งจากคลังชลบุรีไปจำหน่ายยังคลังภูมิภาค มีเพียง ปตท. รายเดียวเท่านั้น ส่วนผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นที่มีศักยภาพในการนำเข้าไม่สามารถขอรับการชดเชยได้เนื่องจากมิได้ เป็นผู้ผลิต
6. ฝ่ายเลขานุการได้เสนอแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะสั้น ดังนี้
(1) เพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าก๊าซ LPG โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นที่มีศักยภาพในการนำเข้า ได้รับเงินชดเชยจากการนำเข้าตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าก๊าซ LPG เช่น ไม่เกินกว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าของ ปตท. โดยจะสามารถเพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าได้ประมาณ 22,000 ตัน/เดือน
(2) เพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นเข้ามามีส่วนช่วยในการขนส่งและกระจายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค ให้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยค่าขนส่งจากคลังจังหวัดชลบุรีไปยังคลังจำหน่ายใน ภูมิภาค เช่นเดียวกับ ปตท. ซึ่งจะเพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคได้ประมาณ 16,500 ตัน/เดือน แบ่งเป็นการขนส่ง ไปยังคลังขอนแก่น 8,000 ตัน/เดือน คลังลำปาง 4,500 ตัน/เดือน และคลังนครสวรรค์ 4,000 ตัน/เดือน
7. สำหรับแนวทางการแก้ไขปัญหาระยะยาว ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทาง ดังนี้
(1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา เพื่อรองรับความต้องการนำเข้าในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา ให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน
(2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ เพื่อขยายขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคต่างๆ เพื่อรองรับความต้องการในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยการขยายกำลังการจ่ายทั้งทางรถยนต์และรถไฟ ซึ่งจะทำให้คลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะสามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตัน/เดือน
(3) ขยายระบบคลังภูมิภาค
(4) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา โดยมี 2 ทางเลือก ดังนี้ ทางเลือกที่ 1 เปลี่ยนการใช้ท่อขนส่งก๊าซโซลีนธรรมชาติ (NGL) จากโรงแยกก๊าซฯ มายังคลังก๊าซเขาบ่อยา เป็นขนส่ง LPG แทน และให้การขนส่ง NGL ที่ผลิตได้จากโรงแยกก๊าซฯ ผ่านท่อไปยังท่าเรือของ PTT TANK ที่ระยอง โดยต้องก่อสร้างถังเก็บ NGL เพิ่มเติม ซึ่งจะทำให้กำลังการขนส่ง LPG เพิ่มขึ้น 32,000 ตัน/เดือน และทางเลือกที่ 2 ขนส่งก๊าซ LPG โดยใช้ท่าเรือที่มีอยู่ในมาบตาพุด ซึ่งต้องมีการลงทุนสร้างถังบรรจุก๊าซ LPG และวางท่อส่ง LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปยังท่าเรือ เพื่อให้มีกำลังการขนส่งก๊าซ LPG เพิ่ม 32,000 ตัน/เดือน ทั้งนี้ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอทางเลือกที่ 1 เนื่องจากใช้เวลาในการดำเนินการน้อยกว่า
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการเพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าและการจ่ายก๊าซ LPG ดังนี้
ระยะสั้น
(1) เพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าก๊าซ LPG โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นที่มีศักยภาพในการนำเข้า ได้รับเงินชดเชยจากการนำเข้าตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจริง และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าก๊าซ LPG เช่น ไม่เกินกว่าค่าใช้จ่ายนำเข้าของ ปตท. โดยจะสามารถเพิ่มขีดความสามารถในการนำเข้าได้ประมาณ 22,000 ตัน/เดือน
(2) เพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค โดยให้ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ที่จำหน่ายก๊าซ LPG รายอื่นเข้ามามีส่วนช่วยในการขนส่งและกระจายก๊าซ LPG ไปยังภูมิภาค โดยให้มีสิทธิได้รับเงินชดเชยค่าขนส่งจากคลังจังหวัดชลบุรีไปยังคลังจำหน่าย ในภูมิภาค เช่นเดียวกับ ปตท. โดยจะสามารถเพิ่มขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคได้ประมาณ 16,500 ตัน/เดือน โดยแบ่งเป็นการขนส่งไปยังคลังขอนแก่น 8,000 ตัน/เดือน คลังลำปาง 4,500 ตัน/เดือน และคลังนครสวรรค์ 4,000 ตัน/เดือน
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานและกรมธุรกิจพลังงาน ร่วมกันดำเนินการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรีฯ ที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง และกำหนดหลักเกณฑ์ในการนำเข้าก๊าซ LPG ต่อไป
ระยะยาว
มอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการขยายระบบคลัง ท่าเรือนำเข้า และระบบคลังจ่ายก๊าซ LPG ดังนี้
(1) ขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา เพื่อรองรับความต้องการนำเข้าในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยการขยายระบบคลังและท่าเรือนำเข้าที่คลังก๊าซเขาบ่อยา ให้มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน และก่อสร้างคลังและท่าเรือนำเข้าแห่งใหม่ มีกำลังนำเข้าสูงสุด 250,000 ตัน/เดือน
(2) ขยายระบบคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะ เพื่อขยายขีดความสามารถในการจ่ายก๊าซ LPG ไปยังคลังภูมิภาคต่างๆ เพื่อรองรับความต้องการในอนาคตอย่างเพียงพอ โดยการขยายกำลังการจ่ายทั้งทางรถยนต์และรถไฟ ซึ่งจะทำให้คลังก๊าซบ้านโรงโป๊ะสามารถจ่าย LPG ได้ 276,000 ตัน/เดือน
(3) ขยายระบบคลังภูมิภาค โดยมีรายละเอียดการขยายระบบคลังภูมิภาคต่างๆ ดังนี้
คลังภูมิภาค | แผนการขยาย (ปี 2554-2560) |
คลังก๊าซบางจาก | สร้างคลังใหม่รองรับความต้องการในอนาคต คาดว่าใช้เวลาประมาณ 4-5 ปี |
คลังก๊าซขอนแก่น | เพิ่มถังบรรจุก๊าซ LPG ขนาด 1,000 ตัน จำนวน 1 ถัง และช่องจ่ายทางรถยนต์อีก 4 ช่อง |
คลังก๊าซนครสวรรค์ | เพิ่มช่องจ่ายทางรถยนต์อีก 2 ช่อง |
คลังก๊าซลำปาง | - |
คลังก๊าซสุราษฏร์ธานี | เพิ่มถังบรรจุก๊าซ LPG ขนาด 1,000 ตัน จำนวน 1 ถัง |
คลังก๊าซสงขลา | เพิ่ม Loading Arm ที่ท่าเรืออีก 1 ท่า เพื่อเพิ่มความสามารถในการรับก๊าซ LPG ทางเรือ |
(4 ) ขยายระบบขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ ไปคลังจ่ายก๊าซบ้านโรงโป๊ะและคลังก๊าซเขาบ่อยา
เรื่องที่ 9 แผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554 - 2573)
สรุปสาระสำคัญ
1. สาระสำคัญแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ.2554 - 2573)
1.1 สมมติฐานที่ใช้ในการคาดการณ์ความต้องการพลังงานในอนาคต ประกอบด้วย (1) อัตราการเติบโตของผลิตภัณฑ์มวลรวมของประเทศ (GDP) เฉลี่ยร้อยละ 4.2 ต่อปี (2) อัตราการเพิ่มของประชากรประมาณร้อยละ 0.3 ต่อปี และ (3) แบบจำลองที่พัฒนาขึ้นใช้ข้อมูลสถิติย้อนหลัง 20 ปี จากปี 2533 จนถึง ปี 2553 โดยได้ใช้ ปี 2553 (ค.ศ.2010) เป็นปีฐาน
1.2 วัตถุประสงค์ของแผน เพื่อกำหนดเป้าหมาย ยุทธศาสตร์ และแนวทางในการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของประเทศในระยะสั้น 5 ปี และระยะยาว 20 ปี ทั้งในภาพรวมของประเทศ และในรายภาคเศรษฐกิจที่มีการใช้พลังงานมาก ได้แก่ ภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม ภาคอาคารธุรกิจ และภาคบ้านอยู่อาศัย
1.3 เป้าหมาย เพื่อลดความเข้มการใช้พลังงาน (energy intensity) ลงร้อยละ 25 ในปี 2573 เมื่อเทียบกับปี 2548 หรือลดการใช้พลังงานลงร้อยละ 20 ในปี 2573 หรือประมาณ 30,000 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ (ktoe) จากภาคขนส่ง ภาคอุตสาหกรรม และภาคอาคารธุรกิจและบ้านอยู่อาศัยเป็นจำนวน 13,300 ktoe 11,300 ktoe และ 5,400 ktoe ตามลำดับ
2. ยุทธศาสตร์ในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วย 6 ยุทธศาสตร์ ดังนี้ (1) การใช้มาตรการผสมผสานทั้งการบังคับ และการส่งเสริมและสนับสนุนด้วยการจูงใจ (2) การใช้มาตรการที่ส่งผลกระทบในวงกว้าง สร้างความตระหนัก การเปลี่ยนพฤติกรรมของผู้ใช้และผู้ประกอบการและทิศทางตลาด (3) การให้ภาคเอกชนเป็นหุ้นส่วนสำคัญในการส่งเสริมและดำเนินการ (4) การกระจายงานการอนุรักษ์พลังงานไปยังหน่วยงานที่มีความพร้อม (5) การใช้มืออาชีพและบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO) เป็นกลไกสำคัญ และ (6) การเพิ่มการพึ่งพาตนเอง และโอกาสเข้าถึงเทคโนโลยีประสิทธิภาพสูง
3. กลยุทธ์และมาตรการในการขับเคลื่อนแผนสู่การปฏิบัติ ประกอบด้วยกลยุทธ์ 5 ด้าน และ 16 มาตรการ ดังนี้ (1) กลยุทธ์ด้านการบังคับด้วยกฎระเบียบและมาตรฐาน จำนวน 4 มาตรการ (2) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมและสนับสนุนการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 5 มาตรการ (3) กลยุทธ์ด้านการสร้างความตระหนักและเปลี่ยนแปลงพฤติกรรม จำนวน 3 มาตรการ (4) กลยุทธ์ด้านการส่งเสริมการพัฒนาเทคโนโลยีและนวัตกรรม จำนวน 2 มาตรการ และ (5) กลยุทธ์ด้านการพัฒนากำลังคนและความสามารถเชิงสถาบัน จำนวน 2 มาตรการ
4. ประโยชน์ที่คาดว่าจะได้รับ ก่อให้เกิดการประหยัดพลังงานขั้นสุดท้ายสะสมจนถึงปี 2573 รวมประมาณ 289,300 ktoe หรือเฉลี่ยปีละ 14,500 ktoe และหลีกเลี่ยงการปล่อยก๊าซ CO2 ได้ประมาณ 968 ล้านตัน หรือเฉลี่ยปีละ 48 ล้านตัน หากคิดเป็นมูลค่าทางการเงินจะส่งผลให้เกิดการประหยัดค่าใช้จ่ายพลังงานสะสม ประมาณ 5.4 ล้านล้านบาท หรือเฉลี่ย 271,700 ล้านบาทต่อปี
5. กรอบงบประมาณตามแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี ในช่วง 5 ปีแรก (พ.ศ. 2554-2558) คาดว่าจะต้องใช้เงินสนับสนุนจากภาครัฐประมาณ 29,500 ล้านบาท หรือเฉลี่ย 5,900 ล้านบาทต่อปี โดยแยกเป็นประเภทค่าใช้จ่ายตามภาคเศรษฐกิจ ดังนี้ (1) ภาคอุตสาหกรรม จำนวน 11,000 ล้านบาท (2) ภาคขนส่ง จำนวน 9,500 ล้านบาท (3) ภาคอาคารธุรกิจขนาดเล็กและบ้านอยู่อาศัย จำนวน 5,000 ล้านบาท และ (4) ภาคอาคารธุรกิจขนาดใหญ่ จำนวน 4,000 ล้านบาท
ทั้งนี้ ในการนำแผนไปสู่การปฏิบัติการที่เป็นรูปธรรม ควรจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงานขึ้นเพื่อกำหนดแผนปฏิบัติการต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573)
2. เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการ จัดทำแผนปฏิบัติการของแผนอนุรักษ์พลังงาน 20 ปี (พ.ศ. 2554-2573) และผลักดันไปสู่การปฏิบัติต่อไป
เรื่องที่ 10 การปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. ประเทศไทยได้เข้าร่วมเป็นสมาชิกขององค์การพลังงานโลก (World Energy Council : WEC) ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2496 โดยการสมัครเป็นสมาชิกในนามของคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย ต่อมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 ได้มีมติให้แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย โดยออกคำสั่งที่ 4/2549 ลงวันที่ 28 ธันวาคม 2549 แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย (คณะกรรมการฯ) โดยมี ศ.ดร.บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานกรรมการ ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) เป็นกรรมการและเลขานุการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ เข้าร่วมเป็นกรรมการ รวม 18 คน
2. คณะกรรมการฯได้เข้าร่วมกิจกรรมขององค์การพลังงานโลก ได้แก่ (1) การเข้าร่วมการประชุม WEC Executive Assembly การประชุม WEC Energy Congress และการประชุม Youth Symposium (2) การเข้าร่วมเป็นคณะกรรมการด้านแผนงาน (Programme Committee) และคณะทำงานในเครือข่ายของผู้เชี่ยวชาญ (Knowledge Network) สาขา Energy Efficiency-Policies, Innovative Financing Mechanisms และ Village Inventory นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 24-26 มีนาคม 2554 คณะกรรมการฯ ได้เป็นเจ้าภาพจัดการประชุม WEC Asia Regional Conference and Meeting ณ ไบเทค กรุงเทพฯ ในหัวข้อ Green Energy: Global Challenges, Regional Opportunities
3. ในการประชุมคณะกรรมการฯ เมื่อวันที่ 18 พฤศจิกายน 2553 ได้มีมติเห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศ ไทย เพื่อให้เกิดความสอดคล้องกับการดำเนินงานของกระทรวงพลังงาน โดยให้เพิ่มสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงการต่างประเทศ รวมทั้งหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมเป็นกรรมการ และให้ผู้อำนวยการสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน เป็นกรรมการและเลขานุการ และผู้อำนวยการกองแผนงาน พพ. เป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ และให้นำเสนอในที่ประชุม กพช. พิจารณา
4. พพ. ได้ดำเนินการปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย และจัดทำร่างคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการฯ ขึ้นใหม่ โดยมี ศ.ดร.บุญรอด บิณฑสันต์ เป็นประธานกรรมการ และเพิ่มผู้แทนจากหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมเป็นกรรมการ ได้แก่ กระทรวงคมนาคม กระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี กระทรวงการต่างประเทศ สำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน และองค์การบริหารจัดการก๊าซเรือนกระจก เพื่อให้การประสานความร่วมมือกับองค์การพลังงานโลกเกิดประโยชน์สูงสุดต่อการ จัดหาและการใช้พลังงานของประเทศอย่างมีประสิทธิภาพและการลดผลกระทบต่อสิ่ง แวดล้อม พร้อมทั้งให้ผู้อำนวยการสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานเป็นกรรมการและเลขานุการ โดยมีคณะกรรมการรวม 25 คน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ปรับปรุงองค์ประกอบคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของไทยตามราย ละเอียดร่างคำสั่งคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติที่ ../2554 เรื่อง แต่งตั้งคณะกรรมการองค์การพลังงานโลกของประเทศไทย
เรื่องที่ 11 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ
กุมภาพันธ์ 2554 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 100.24 และ 89.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 7.72 และ 0.30 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากผู้นำการประท้วงในลิเบียข่มขู่ที่จะหยุดส่งออกน้ำมันดิบหากรัฐบาลไม่หยุด ปราบปรามการชุมนุม ล่าสุดบริษัทน้ำมันต่างชาติ อาทิ เยอรมัน อิตาลี และฝรั่งเศสหยุดดำเนินการผลิตน้ำมันดิบรวม 300,000 บาร์เรลต่อวัน ขณะที่เส้นทางการเดินเรือขนส่งน้ำมันบริเวณอ่าวเม็กซิโก ของสหรัฐฯ ปิดเนื่องจากมีหมอกปกคลุมหนาแน่นทำให้เรือไม่สามารถสัญจรได้ ส่วนเดือนมีนาคม 2554 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 108.71 และ 102.99 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 8.47 และ 13.42 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากความกังวลต่อปัญหาเหตุการณ์ความไม่สงบที่ลุกลามในกลุ่มประเทศอาหรับ อีกทั้งความกังวลต่อสถานการณ์ของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ในญี่ปุ่นที่เกิดการ ระเบิดขึ้นและมีกัมมันตภาพรังสีรั่วไหล และในช่วงวันที่1 - 21 เมษายน 2554 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเวสต์เท็กซัส เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 115.29 และ 108.96 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 6.59 และ 5.98 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากสถานการณ์ความไม่สงบทางการเมืองที่ยืดเยื้อและรุนแรงในลิเบีย รวมถึงการต่อสู้ระหว่างอิสราเอลและปาเลสไตน์ยังเป็นแรงขับเคลื่อน อีกทั้งความไม่แน่นอนของเสถียรภาพทางการเงินของยุโรปที่เผชิญความเสี่ยงจาก ปัญหาหนี้สาธารณะของกรีซและปัญหาหนี้เสียของสเปนที่จำเป็นต้องใช้เงินจำนวน มากในการแก้ไข
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูป
ราคาน้ำมันสำเร็จรูปได้ปรับตัวขึ้นลงตามราคาน้ำมันดิบ โดยราคาเบนซิน 95, 92 และดีเซล กุมภาพันธ์ 2554 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 111.84 , 109.63 และ 117.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.46 , 5.28 และ 9.27 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากโรงกลั่นในภูมิภาคต่างๆ มีแผนปิดซ่อมบำรุง ขณะที่กรมศุลกากรของจีนรายงานปริมาณการส่งออกดีเซล เดือนมกราคม 2554 อยู่ที่ระดับ 700,000 บาร์เรล สำหรับเดือนมีนาคม 2554 เบนซิน 95 , 92 และดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 120.97, 118.87 และ 130.41 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.13, 9.25 และ 12.96 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากเรือขนส่งน้ำมันเบนซินให้บริษัท Libyan National Oil Company ถูกโจรสลัดจี้ส่งผลให้อุปทานน้ำมันเบนซินในลิเบียขาดแคลน ประกอบกับอุปสงค์น้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้นจากความต้องการของญี่ปุ่นเพื่อใช้ใน การผลิตไฟฟ้าจากการได้รับผลกระทบภัยพิบัติสึนามิ และในช่วงวันที่ 1 - 21 เมษายน 2554 เบนซิน 95 , 92 และดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 128.47, 126.39 และ 137.94 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 7.50 , 7.52 และ 7.53 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จาก Arbitrage น้ำมันเบนซินจากเอเชียไปภูมิภาคตะวันตกเปิด นอกจากนี้ญี่ปุ่นมีความต้องการนำเข้าน้ำมันดีเซล 0.001%S ปริมาณประมาณ 630,000 บาร์เรล ในเดือนเมษายน 2554 เพื่อทดแทนโรงกลั่นที่หยุดดำเนินการจากแผ่นดินไหว
3. ราคาขายปลีก
ราคาเฉลี่ยขายปลีกเดือนกุมภาพันธ์ 2554 กองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มาอยู่ที่ระดับ 4.00 บาท/ลิตร และเพิ่มอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว B5 มาอยู่ที่ระดับ 4.05 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกเบนซิน 95, 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 อยู่ที่ระดับ 45.74, 41.24, 36.84, 33.44, 21.72, 34.34, 29.99 และ 29.99 บาท/ลิตร ตามลำดับ เดือนมีนาคม 2554 กองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มาอยู่ที่ระดับ 5.10 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกเบนซิน 95, 91 , แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว อยู่ที่ระดับ 47.64, 42.34, 37.44, 34.04, 22.12, 34.94, 29.99 และ 29.99 บาท/ลิตร ตามลำดับ และวันที่ 1 - 22 เมษายน 2554 กองทุนน้ำมันฯ ปรับลดอัตราเงินชดเชยน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว มาอยู่ที่ระดับ 0.1645 บาท/ลิตร จากการปรับลดภาษีสรรพสามิตน้ำมันดีเซล โดยราคาขายปลีกเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล 95 E10, E20, E85, แก๊สโซฮอล 91, ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว B5 อยู่ที่ระดับ 48.44, 43.44, 38.44, 35.04, 22.72, 35.94, 29.99 และ 29.99 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. สถานการณ์ก๊าซ LPG ราคา LPG ตลาดโลก เดือนกุมภาพันธ์ 2554 ปรับตัวลดลง 113 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 816 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน สำหรับเดือนมีนาคม 2554 ราคา LPG ตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 20เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 836 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ส่วนในเดือนเมษายน 2554 ราคา LPG ตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 45 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 881 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน จากรัฐบาลญี่ปุ่นตัดสินใจใช้ก๊าซ LPG ที่สำรองตามกฎหมายออกมาใช้เพื่อป้องกันภาวะการขาดแคลนก๊าซ LPG จากเหตุภัยสึนามิ และญี่ปุ่นมีความต้องการใช้ก๊าซ LPG อีกเป็นจำนวนมากเพื่อใช้ทำความอบอุ่น นอกจากนั้นแอลจีเรียได้กำหนดราคา โพรเพนส่งมอบเดือนเมษายนที่ 925 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน และบิวเทนที่ 935 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน สำหรับราคาก๊าซ LPG ในประเทศรัฐได้กำหนดราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น ที่ระดับ 10.1523 บาท/กิโลกรัม และกำหนดราคาขายส่ง ณ คลัง ที่ระดับ 13.6863 บาท/กิโลกรัม ส่งผลให้ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ระดับ 18.13 บาท/กิโลกรัม และตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - เมษายน 2554 ได้มีการนำเข้ารวมทั้งสิ้น 3,105,357 ตัน คิดเป็นภาระชดเชย 43,042 ล้านบาท
5. สถานการณ์เอทานอลและไบโอดีเซล การผลิตเอทานอล มีผู้ประกอบการ จำนวน 19 ราย กำลังการผลิตรวม 2.93 ล้านลิตร/วัน แต่มีรายงานการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพียง 15 ราย มีปริมาณการผลิตประมาณ 1.46 ล้านลิตร/วัน ราคาเอทานอลแปลงสภาพเดือนกุมภาพันธ์ มีนาคม และเมษายน 2554 อยู่ที่ 26.73 , 26.87 และ 23.41 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับการผลิตไบโอดีเซล มีผู้ผลิตที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 14 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1.29 ล้านลิตร/วัน การผลิต อยู่ที่ประมาณ 2.54 ล้านลิตร/วัน ราคาไบโอดีเซลในประเทศ เฉลี่ยเดือนกุมภาพันธ์ มีนาคม และ 1 - 24 เมษายน 2554 อยู่ที่ 61.24 , 43.11 และ 35.82 บาท/ลิตร ตามลำดับ
6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 เมษายน 2554 มีเงินสดในบัญชี 34,996 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 31,155 ล้านบาท แยกเป็นหนี้อยู่ระหว่างการเบิกจ่ายชดเชยค้างชำระเงินชดเชย 30,942 ล้านบาท และงบบริหารและโครงการซึ่งได้อนุมัติแล้ว 213 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันเบื้องต้นสุทธิ 3,841 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
1. สรุปสาระสำคัญ
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์และ เทคโนโลยีได้ร่วมกัน ลงนามบันทึกข้อตกลงความร่วมมือเพื่อส่งเสริมการวิจัย พัฒนา และนำเทคโนโลยีมาใช้เพื่อการพัฒนาพลังงานทดแทนให้เป็นไปตามแผนพัฒนาพลังงาน ทดแทน 15 ปี (พ.ศ. 2551 - 2565) ต่อมา รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะกรรมการประสานความร่วม มือการพัฒนาพลังงานทดแทนด้วยวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี (คณะกรรมการฯ) มาทำหน้าที่กำหนดสาขาพลังงานเป้าหมายที่จะใช้วิทยาศาสตร์ เทคโนโลยี และนวัตกรรม (วทน.) พัฒนา จัดทำแผนปฏิบัติการ และติดตามประเมินผล ซึ่งคณะกรรมการฯ ได้จัดประชุมพิจารณาการใช้ วทน. สนับสนุนการพัฒนาในสาขาการผลิตเอทานอลและไบโอดีเซล ปี 2555 - 2559 เมื่อวันที่ 19 เมษายน 2554 และมีมติ (1) เห็นชอบแนวทาง แผนงาน/โครงการ และงบประมาณภายใต้แผนปฏิบัติการการใช้วิทยาศาสตร์ เทคโนโลยีและนวัตกรรม (วทน.) สนับสนุนการพัฒนาในสาขาไบโอดีเซลและเอทานอลปี 2555-2559 (2) มอบหมายกระทรวงพลังงานและกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีนำเสนอแผนปฏิบัติ การฯ ต่อ กพช. เพื่อทราบก่อนประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องตามแผนปฏิบัติการทำความตกลงในราย ละเอียดกับสำนักงบประมาณและดำเนินการให้เกิดผลทางปฏิบัติ ต่อไป
2. สาระสำคัญแผนปฏิบัติการ
2.1 ทิศทางการพัฒนา การกำหนดทิศทางการพัฒนาจะสอดคล้องกับแผนพัฒนาพลังงานทดแทน (REDP) 15 ปี (พ.ศ. 2551-2565) ของกระทรวงพลังงาน โดยกำหนดใช้ วทน. สนับสนุนการผลิตเอทานอลและไบโอดีเซลตลอด value chain เพื่อให้การผลิตเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนดในแผน REDP 15 ปี คือ เอทานอล 9 ล้านลิตร/วัน และไบโอดีเซล 4.5 ล้านลิตร/วัน ในปี 2565 และเพื่อให้การผลิตไม่กระทบกับพืชอาหารจะส่งเสริมการวิจัยพัฒนาพืชที่ไม่ใช่ พืชอาหารเพื่อผลิตเป็นพลังงาน (non food for fuel) ไปพร้อมกัน
2.2 แผนงาน/โครงการภายใต้แผนปฏิบัติการ รวม 42 โครงการ ดำเนินการโดย 9 หน่วยงาน 3 กระทรวง ประกอบด้วย กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ กระทรวงพลังงาน กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี
สาขาการผลิต | จำนวนโครงการ | วงเงิน (ล้านบาท) | หน่วยงาน | |||||
2555 | 2556 | 2557 | 2558 | 2559 | รวม | |||
เอทานอล* | 27 | 385 | 454 | 328 | 300 | 97 | 1,564 | วท.(พว./สนช./มว./วว.)กษ.(กวก.)พน. (พพ./ธพ. |
ไบโอดีเซล | 15 | 117 | 166 | 186 | 128 | 47 | 644 | วท.(พว./สซ./สทน.)กษ.(กวก.)พน. (พพ./ธพ.) |
รวม | 42 | 502 | 619 | 514 | 428 | 144 | 2,208 |
หมายเหตุ : โครงการในส่วนกระทรวงอุตสาหกรรมอยู่ระหว่างพิจารณาจัดส่งเพิ่มเติม
แหล่งเงิน | จำนวนโครงการ | เงินลงทุน(ล้านบาท) | |||||
2555 | 2556 | 2557 | 2558 | 2559 | รวม | ||
1. งบประมาณแผ่นดิน | |||||||
1.1 กระทรวงเกษตรและสหกรณ์ | 7 | 95 | 96 | 87 | 84 | 0 | 362 |
1.2 กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี | 23 | 368 | 406 | 303 | 294 | 144 | 1,516 |
1.3 กระทรวงพลังงาน | 11 | 29 | 107 | 124 | 50 | 0 | 310 |
2. กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน | 1 | 10 | 10 | 0 | 0 | 0 | 20 |
3. ผู้ประกอบการ | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A |
รวม | 42 | 502 | 619 | 514 | 428 | 144 | 2,208 |
2.3 ผลดำเนินการในปี 2555 และการกำหนดดำเนินการในอนาคต
ผลดำเนินการในปี 2555 | กำหนดดำเนินการในอนาคต | |
1.เอทานอล | พัฒนาพันธุ์และเพิ่มผลผลิตให้เหมาะสมกับแต่ละพื้นที่ ศึกษาเซลลูโลสผลิตเอทานอลพัฒนาเทคโนโลยีการแปรรูปขั้นต้น เน้นแป้งมัน และพัฒนาระบบโลจิสติกส์พัฒนาไบโอพลาสติกและเอทานอลครบ วงจร โดย (1) พัฒนาโรงงานต้นแบบเพิ่มประสิทธิภาพการผลิตและลดต้นทุนการผลิต (2) วิจัยสายพันธุ์ยีสต์และเอนไซม์ที่จะใช้ในกระบวนการหมักและย่อยแป้งเป็น น้ำตาล พัฒนาอุตสาหกรรมต่อเนื่อง (3) ผลกระทบ GSH และพัฒนา model ประเมินผลกระทบ | พัฒนาพื้นที่ปลูกและพัฒนาพันธุ์ เน้นทนโรค/ศัตรูพืช และเพิ่มผลผลิตต่อเนื่องเพื่อให้ได้ผลผลิตตามกรอบ REDP 15 ปี ซึ่งจะส่งผลให้การใช้ผลผลิตในภาคพลังงานไม่กระทบบริโภควิจัยพัฒนาส่วนปลายน้ำเพิ่มเติม ได้แก่ การวิจัยเพื่อสร้างความเชื่อมั่นกลุ่มยานยนต์ ศึกษาดีโซฮอล์แก้ Balancing โรงกลั่นครบวงจรตั้งแต่ผลิต-ทดสอบเครื่องยนต์ |
2.ไบโอดีเซล | ปรับปรุงพันธุ์ปาล์มเพื่อเพิ่มผลผลิต และพัฒนาพันธุ์ทนแล้งสำหรับอีสานการพัฒนาปลายน้ำ มีการพัฒนาเพิ่มประสิทธิภาพกระบวนการผลิตไบโอดีเซล (B100) โดยศึกษาเทคโนโลยีการผลิตไบโอดีเซลเพื่อมุ่งลดต้นทุนการผลิตในโรงงาน ผลิตไบโอดีเซลเชิงพาณิชย์ พัฒนาไบโอแก๊สจากน้ำเสียและวัสดุเหลือทิ้ง และส่งเสริมวิจัยพัฒนาเพื่อสร้างความเชื่อมั่นกลุ่มยานยนต์ ได้แก่ วิจัยการปรับแต่งเครื่องยนต์เพื่อรองรับ B10 | พัฒนาแบบจำลองวิเคราะห์พื้นที่และเพื่อปรับพื้นที่ที่มีศักยภาพการผลิตต่ำมาเป็นผลิตปาล์มน้ำมันพัฒนากระบวนการผลิตต้นน้ำเพิ่มจำนวนมาก พัฒนาพันธุ์ เพาะปลูกเก็บเกี่ยว พยากรณ์ผลผลิตและเฝ้าระวังการระบาดของโรค เทคโนโลยีการผลิต การใช้ประโยชน์จากวัสดุเหลือทิ้งและพัฒนาระบบบริหารจัดการน้ำ/ระบบชลประทานพัฒนาการสกัด CPO และการบริหารจัดการขนส่ง เพื่อเพิ่ม % น้ำมันต่อทะลาย และเทคโนโลยีการ แปรรูปผลิตภัณฑ์ที่เกี่ยวข้อง |
2.4 ผลประโยชน์ที่จะได้รับ
(1) เกษตรกรมีรายได้เพิ่มขึ้นและเกิดรายได้เพิ่มขึ้นทั้งหมดในระบบเศรษฐกิจ 134,331 ล้านบาท
(2) สร้างความมั่นคงด้านการจัดหาพลังงานของประเทศ และสามารถลดการใช้หรือการนำเข้าน้ำมันคิดเป็นเงินสะสมปี 2555-2559 เป็นเงิน 198,073 ล้านบาท ในปี 2559
(3) ราคาผลผลิตมีเสถียรภาพ มีตลาดพลังงานเชื้อเพลิงรองรับ ส่งผลให้เกษตรกรมีชีวิตความเป็นอยู่ดีขึ้น
(4) ลดปัญหาการปลดปล่อยมลพิษออกสู่สิ่งแวดล้อม และหากการใช้น้ำมันแก็สโซฮอลเป็นไป ตามเป้าหมายที่กำหนดจะช่วยลดโลกร้อนโดยลด CO2 emission ได้ถึง 16.97 ล้านตัน ในปี 2559
3. การดำเนินการของคณะกรรมการฯ ในอนาคต คณะกรรมการฯ จะประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทำความตกลงในรายละเอียดกับสำนักงบประมาณและ ดำเนินการตามแผนปฏิบัติการฯ ให้แล้วเสร็จในระยะเวลาที่กำหนด และสรุปผลรายงานต่อคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และคณะรัฐมนตรีเป็นระยะ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 13 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียมประจำปีงบประมาณ 2553
สรุปสาระสำคัญ
ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบภายในสามสิบวันทำการนับ แต่วันสิ้นปีงบประมาณ ซึ่งสาระสำคัญผลการดำเนินงานของกองทุนฯ สรุปได้ดังนี้
1. แผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2553 - 2555 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ได้พิจารณาเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2553 - 2555 เมื่อวันที่ 13 มกราคม 2553 จำนวนเงินรวมทั้งสิ้น 110 ล้านบาท โดยคงงบประมาณในปีงบประมาณ 2553 เป็นจำนวนเงิน 30 ล้านบาท และเพิ่มวงเงินในปีงบประมาณ 2554-2555 เป็นจำนวนเงินปีละ 40 ล้านบาท โดยให้คงเงินสำรองไว้ ร้อยละ 20 ของจำนวนเงินที่ได้รับอนุมัติตามแผน
2. การอนุมัติเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2553 ในปีงบประมาณ 2553 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินกองทุนฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดรายจ่ายต่าง ๆ แก่หน่วยงานในสังกัดกระทรวงพลังงาน ซึ่งประกอบด้วย สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรมธุรกิจพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมบัญชีกลาง รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 23,575,105.00 บาท ดังนี้
(หน่วย : บาท)
หมวดรายจ่าย | จำนวนเงิน (บาท) |
1. การค้นคว้า วิจัย และการศึกษา | 0.00 |
2. การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ | 0.00 |
3. เงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม | 18,512,405.00 |
4. การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา | 4,395,700.00 |
5. การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน | 127,000.00 |
6. ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน | 540,000.00 |
รวม | 23,575,105.00 |
ทั้งนี้ การอนุมัติค่าใช้จ่ายในปีงบประมาณ 2553 ในหมวดต่างๆ 4 หมวด รวมเป็นเงิน 23,575,105.00 บาท มีการเบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 12,572,045.94 บาท ผูกพันไปปี 2554 เป็นจำนวนเงิน 8,702,034.80 บาท
3. รายงานสถานะเงินกองทุน ณ วันที่ 30 กันยายน 2553 ประกอบด้วย (1) งบแสดงฐานะการเงินของกองทุนมีสินทรัพย์สุทธิ 437,980,828.37 บาท และ (2) งบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับรอบระยะเวลาบัญชี สิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2553 มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ -3,337,211.64 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 ธันวาคม 2553 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 3/2553 (ครั้งที่ 132) เมื่อวันที่ 25 พฤศจิกายน 2553 เรื่องการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ดังนี้ (1) เห็นชอบ ให้แก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมตามหลักการและตาม ความเห็นของสำนักงานอัยการสูงสุด (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปเจรจากับบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด (SPRC) เพื่อกำหนดระยะเวลาเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยที่เหมาะสม และดำเนินการแก้ไขสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมต่อไป และ (3) เห็นชอบให้ใช้วิธีการอนุญาโตตุลาการ ในการระงับข้อพิพาทในสัญญาระหว่างบริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และกลุ่มบริษัทเชฟรอน
2. กระทรวงพลังงาน ได้เสนอเรื่องการกำหนดระยะเวลาในการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่ง ประเทศไทยของบริษัท สตาร์ฯ ในการประชุมคณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่ง ประเทศไทยของบริษัท สตาร์ ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ครั้งที่ 1/2554 (ครั้งที่ 6) เมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2554 และที่ประชุมได้มีมติกำหนดระยะเวลาในร่างแก้ไขสัญญาฯ ให้บริษัท สตาร์ฯ เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยและจำหน่ายหุ้นให้กับประชาชนภาย ในไตรมาสที่ 1 ของปี 2555 รวมทั้งได้มอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ รายงานผลการดำเนินงานต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
3. คณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของ บริษัท สตาร์ปิโตรเลียม รีไฟน์นิ่ง จำกัด ได้มอบหมายให้ตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทยประสานกับบริษัท สตาร์ฯ และ บมจ. ปตท. จำกัด (มหาชน) จัดทำแผนการดำเนินงานและกรอบระยะเวลาที่สามารถดำเนินการเสนอขายหุ้นที่ออก ใหม่ต่อประชาชนในครั้งแรก (Initial Public Offering : IPO) ได้ในไตรมาสที่ 1 ของปี 2555 เพื่อเป็นแนวทางในเบื้องต้น และกำหนดให้มีการประชุมคณะกรรมการฯ ทุกไตรมาสเพื่อติดตามการดำเนินงานของ บริษัท สตาร์ฯ ให้เป็นไปตามแผน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 135 - วันพุธที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2554 (ครั้งที่ 135)
วันพุธที่ 23 กุมภาพันธ์ 2554 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 215 - 216 ชั้น 2 อาคารรัฐสภา 2
1.นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2554 - 2558
2.การทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (NG)
3.นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
4.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
5.งบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ 2554 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
6.ผลการดำเนินงานของคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
7.การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 12 ผลิตภัณฑ์
8.ผลการดำเนินงานที่สำคัญของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
10.โครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
นายกรัฐมนตรี (นายอภิสิทธิ์ เวชชาชีวะ) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2554 - 2558
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 ได้เห็นชอบข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า และแนวทางการกำกับการดำเนินงานตามแผน การลงทุนของการไฟฟ้า โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป ต่อมา พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 ซึ่งมีผลบังคับใช้ในเดือนธันวาคม 2550 ได้กำหนดให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานกำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่า บริการของผู้รับใบอนุญาตแต่ละประเภทภายใต้นโยบายและแนวทางที่ กพช. ให้ความเห็นชอบ ประกอบกับหลักเกณฑ์ทางการเงินที่ใช้สำหรับการพิจารณากำหนดโครงสร้างอัตราค่า ไฟฟ้าที่ใช้ในปัจจุบัน เป็นหลักเกณฑ์ทางการเงินที่ใช้สำหรับการพิจารณากำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ในปี 2549 - 2551 ดังนั้น จึงควรมีการทบทวนโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศใหม่ เพื่อให้สอดคล้องสภาวะเศรษฐกิจและสังคมที่เปลี่ยนแปลง
2. นโยบายโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2554 - 2558
2.1 วัตถุประสงค์ เพื่อกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยให้สะท้อนถึงต้นทุน ในการจัดหาไฟฟ้าที่เหมาะสมและเป็นธรรม ส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าที่สะท้อนถึงต้นทุนค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วง เวลาในแต่ละวัน และให้การใช้ไฟฟ้ามีประสิทธิภาพ เหมาะสมกับสภาวะเศรษฐกิจและสังคม โดยคำนึงถึงการดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อย
2.2 หลักการทั่วไป
2.2.1 อัตราค่าไฟฟ้าต้องมีความเหมาะสมกับลักษณะโครงสร้างเศรษฐกิจและสังคม โดยเป็นอัตราค่าไฟฟ้าที่สะท้อนถึงต้นทุนทางเศรษฐศาสตร์มากที่สุด เพื่อส่งเสริมให้มีการใช้ไฟฟ้าอย่างคุ้มค่าและ มีการให้บริการอย่างมีประสิทธิภาพ
2.2.2 อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องส่งเสริมความเสมอภาคของประชาชนในทุกภูมิภาค สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทเดียวกันต้องเป็นอัตราเดียวทั่วประเทศ (Uniform Tariff) ยกเว้นไฟฟ้าพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะ
2.2.3 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าจะมีการแยกต้นทุนของแต่ละกิจการ ได้แก่ กิจการผลิต กิจการระบบส่ง กิจการระบบจำหน่าย และกิจการค้าปลีก ออกให้เห็นอย่างชัดเจนและโปร่งใส สามารถตรวจสอบได้อย่างเป็นระบบ
2.2.4 อัตราค่าไฟฟ้าจะต้องอยู่ภายใต้กรอบค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มี ประสิทธิภาพ โดยการพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนของการไฟฟ้าจะต้องพิจารณาภายใต้เงื่อนไขกรอบ ค่าใช้จ่ายการดำเนินงานของการไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพ และเห็นควรให้มีการปรับปรุงประสิทธิภาพการดำเนินงานของการไฟฟ้าอย่างต่อ เนื่อง
2.2.5 เพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีฐานะการเงินที่สามารถขยายการดำเนินงานได้อย่างเพียงพอในอนาคตซึ่งอัตราผล ตอบแทนทางการเงินจะอ้างอิงจากอัตราส่วนผลตอบแทนการลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) เป็นหลักในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าโดยให้มีการทบทวนความเหมาะสมและจำ เป็นต่อการดำเนินการของสินทรัพย์ของการไฟฟ้าที่ใช้ในฐานกำหนดผลตอบแทนการลง ทุน และให้ใช้อัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) และอัตราส่วนหนี้สินต่อ ส่วนทุน (Debt/Equity Ratio) ประกอบการพิจารณา
2.2.6 เพื่อให้เกิดความเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า เห็นควรให้มีกลไกในการติดตามการลงทุนของการไฟฟ้าให้เป็นไปเพื่อรักษามาตรฐาน คุณภาพบริการและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของประเทศไทย โดยกำหนดให้มีบทปรับการลงทุนของการไฟฟ้าไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่เหมาะสม ที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าหรือการลงทุนในโครงการที่ไม่มีความ จำเป็นหรือไม่มีประสิทธิภาพ (Crawl Back)
2.3 โครงสร้างอัตราขายส่ง (Wholesale tariffs)
2.3.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งที่ กฟผ. ขายให้ กฟน. และ กฟภ. ควรกำหนดเป็นโครงสร้างเดียวกัน ซึ่งประกอบด้วย ค่าผลิตไฟฟ้า และค่ากิจการระบบส่ง โดยค่าไฟฟ้าจะแตกต่างกันตามระดับแรงดันและช่วงเวลาของการใช้ไฟฟ้า (Time of Usage-TOU)
2.3.2 กำหนดบทปรับค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า (Power Factor) ในระดับขายส่งสำหรับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่งและผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่เหมาะสมสอดคล้องกับสถานการณ์ในปัจจุบัน
2.3.3 กำหนดเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในลักษณะที่ต้องติดตามตรวจ สอบตามหน่วยจำหน่ายที่เกิดขึ้นจริง (Output Base) [u1] โดยผ่านกลไกกองทุนพัฒนาไฟฟ้าตามมาตรา 97 (1) ของ พรบ. การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
2.4 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก
2.4.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก จะประกอบด้วยค่าไฟฟ้าฐาน (G, T, D, R) ควรมีการทบทวนทุก 2 ปี เพื่อสะท้อนค่าใช้จ่ายในการลงทุนและค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานที่มี ประสิทธิภาพ และค่าไฟฟ้าตามสูตรปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) โดยให้กำหนดอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกสะท้อนต้นทุนตามช่วงเวลาและลักษณะการใช้ ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภทให้มากที่สุด เพื่อส่งสัญญาณในการใช้พลังงานไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ ตลอดจนมีการดูแลผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยที่ใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 90 หน่วยต่อเดือน ทั้งนี้ บ้านอยู่อาศัยที่มีรายได้น้อยดังกล่าวจะได้รับการอุดหนุนค่าไฟฟ้าจากผู้ใช้ ไฟฟ้าประเภทอื่นๆ โดยโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าฐานมีลักษณะเป็นอัตราก้าวหน้า (Progressive Rate) และมีการกำหนดอัตราค่าบริการรายเดือน ทั้งนี้ ผู้ใช้ไฟฟ้าสามารถเลือกใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้
2.4.2 อัตราค่าไฟฟ้าควรเป็นอัตราที่มีการทบทวนหรือปรับปรุงอย่างสม่ำเสมอ โดยพิจารณาตามองค์ประกอบของต้นทุนที่แท้จริง ซึ่งจะทำให้อัตราค่าไฟฟ้าต่อหน่วยไม่ผันผวนเกินสมควร รวมทั้งการบริหารจัดการต้นทุนให้มีประสิทธิภาพ ตลอดจนลดการอุดหนุนระหว่างกลุ่มให้น้อยลงเท่าที่จะทำได้
2.4.3 กำหนดบทปรับค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า (Power Factor) ในระดับขายปลีกสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้ากิจการขนาดกลาง ขนาดใหญ่ และกิจการเฉพาะอย่าง เพื่อให้สะท้อนถึงภาระการลงทุน ในการปรับปรุงค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย โดยคำนึงถึงผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าประกอบด้วย
2.4.4 อัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกควรสะท้อนความมั่นคง ความถี่ของแรงดันไฟฟ้า ตามลักษณะความต้องการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทต่างๆ เช่น โรงพยาบาล โรงงานอุตสาหกรรม เป็นต้น ทั้งนี้ ควรมีการกำหนดคำนิยามของอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกแต่ละประเภทให้มีความชัดเจน ตลอดจนมีกลไกในการทบทวนการรับภาระค่าไฟฟ้าระหว่างกลุ่มที่เกิดขึ้น การพิจารณาบทปรับกรณีใช้ไฟฟ้าผิดวัตถุประสงค์ เช่น การใช้ไฟฟ้าเพื่อความปลอดภัยสาธารณะ การสูบน้ำเพื่อการเกษตร เป็นต้น
2.4.5 กำหนดให้มีการคำนวณอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับธุรกิจบนเกาะและอัตราค่าไฟฟ้า สำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าระบบเติมเงินเพื่อสะท้อนต้นทุนที่แท้จริงของการดำเนิน โครงการของการไฟฟ้า
2.5 การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ
2.5.1 การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ โดยใช้สูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (ค่า Ft) เพื่อสะท้อนต้นทุนถึงการเปลี่ยนแปลงของต้นทุนที่อยู่นอกเหนือการควบคุมของ การไฟฟ้าอย่างแท้จริง มีความโปร่งใส เป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า
2.5.2 ค่า Ft ควรประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิง และค่าซื้อไฟฟ้า ที่เปลี่ยนแปลงไปจากค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าฐานที่ใช้ในการกำหนดโครง สร้างอัตราค่าไฟฟ้า รวมถึงผลกระทบจากนโยบายของรัฐ เช่น ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน เป็นต้น
2.5.3 ค่า Ft ควรมีการเปลี่ยนแปลงทุก 4 เดือน เพื่อมิให้เป็นภาระต่อการไฟฟ้า และเพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าไม่ต้องรับภาระความผันผวนของค่าไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลง บ่อยเกินไป ดังนั้น จึงควรพิจารณาใช้ค่าถัวเฉลี่ย 4 เดือน
มติของที่ประชุม
เห็นชอบนโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของประเทศไทยปี 2554 - 2558 ตามที่สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเสนอ และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยว ข้องต่อไป
เรื่องที่ 2 การทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (NG)
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 เห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติในเรื่องการปรับ กลุ่มสำหรับการคำนวณราคาก๊าซเฉลี่ย (POOL) และการกำหนดพื้นที่ (Zone) ในการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้ สนพ. ไปทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ พร้อมทั้งจัดทำร่างประกาศ กพช. ที่เกี่ยวข้อง ต่อมาเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 กพช. ได้มีมติให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติและ หลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV โดยมอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็น ชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติและหลักเกณฑ์การ กำหนดราคา NGV โดยให้มีผลบังคับใช้ในช่วงเวลาที่เหมาะสม และเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบในหลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ ธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และได้มอบหมายให้ สนพ. จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อสำหรับใช้ในการอ้างอิงในการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่ง ก๊าซธรรมชาติต่อไป
2. สนพ. ได้จัดทำคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่ 1 มกราคม 2551 กำหนดหลักเกณฑ์ราคาก๊าซและอัตราค่าบริการส่งก๊าซ สรุปได้ดังนี้
2.1 กำหนดให้การซื้อขายก๊าซแบ่งเป็น 2 ลักษณะ คือ (1) สัญญาที่มีความแน่นอน (Firm) เป็นสัญญาซื้อขายก๊าซที่มีการตกลงปริมาณซื้อขายก๊าซที่ชัดเจน โดยผู้ใช้ก๊าซของสัญญาประเภทนี้ ไม่สามารถเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงอื่นได้โดยง่าย และ (2) สัญญาที่ไม่แน่นอน (Non-Firm) เป็นสัญญาซื้อขายก๊าซที่ปริมาณการซื้อขายก๊าซสามารถเปลี่ยนแปลงได้ โดยผู้ใช้ก๊าซของสัญญาประเภทนี้มีทางเลือกในการใช้เชื้อเพลิงอื่นทดแทนก๊าซ ได้
2.2 การกำหนดราคาก๊าซสำหรับสัญญาซื้อขายก๊าซที่ไม่แน่นอน ให้ใช้หลักการของการกำหนดราคาตามราคาเชื้อเพลิงที่ก๊าซเข้าไปทดแทน
2.3 การกำหนดราคาก๊าซสำหรับสัญญาซื้อขายก๊าซที่มีความแน่นอน (Firm) ให้ใช้สูตรการคำนวณ ดังต่อไปนี้
P = [(1+ M) × WH] + T
โดย
P หมายถึง ราคาก๊าซ มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
M หมายถึง ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซ
WH หมายถึง ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซที่ส่งเข้าระบบส่งก๊าซ มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
T หมายถึง อัตราค่าบริการส่งก๊าซ มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
2.4 ตัวแปรที่ใช้ในการกำหนดราคาก๊าซมีรายละเอียด ดังนี้
(1) ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซ (WH) หมายถึง ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซที่คำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อ ก๊าซที่ผู้จัดหาก๊าซรับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขายซึ่งมีหน่วยเป็นบาทต่อ ล้านบีทียู โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม (POOL) คือ กลุ่มที่ 1 เป็นก๊าซสำหรับโรงแยกก๊าซของ ปตท. ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย และ กลุ่มที่ 2 เป็นก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กและผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสหภาพพม่าแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต ทั้งนี้ ในส่วนของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพองให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน
(2) ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซ (M) กำหนดตามประเภทผู้ใช้ก๊าซ โดยคิดเป็นอัตราร้อยละของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซ
(3) ค่าบริการส่งก๊าซ (T) คือค่าบริการในการส่งก๊าซผ่านระบบท่อส่งก๊าซที่เรียกเก็บโดยผู้ให้บริการ
3. เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ในปัจจุบัน มีความชัดเจน โปร่งใส เป็นธรรม และสร้างความเสมอภาคให้กับผู้ใช้ก๊าซฯ รายต่าง ๆ และสอดคล้องกับประกาศ กพช. ฉบับที่ 1/2544 และคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2550 ซึ่งได้กำหนดให้มีการพิจารณาทบทวน ทุก 5 ปี รวมทั้งให้เป็นไปตาม พรบ. การประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 โดยมาตรา 65 กำหนดให้ กกพ. กำหนดหลักเกณฑ์อัตราค่าบริการของผู้ได้รับใบอนุญาต ฝ่ายเลขานุการฯ จึงขอความเห็นชอบให้มีการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (NG) ตามข้อเสนอ ดังนี้
3.1 เห็นชอบการทบทวนโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ หมายถึง ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ ที่คำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซฯ ที่ผู้จัดหาก๊าซฯ รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้
1) Gulf Gas : เป็นก๊าซสำหรับโรงแยกก๊าซ ประกอบด้วยก๊าซ จากอ่าวไทย
2) Pool Gas : เป็นก๊าซที่จำหน่ายให้แก่ กฟผ. IPP SPP และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย ที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสหภาพพม่าแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต
ทั้งนี้ ในส่วนของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพองให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน
3.2 เห็นชอบให้มีการแก้ไของค์ประกอบในสูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอัตราผลตอบแทนการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (M) เป็น อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่ง ก๊าซธรรมชาติ (S) โดยอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) แยกเป็น 2 ส่วน ดังนี้ (1) ค่าใช้จ่ายสำหรับในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ กำหนดสัญลักษณ์เท่ากับ S1 และ (2)ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซฯ และการส่งก๊าซฯ ให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ กำหนดสัญลักษณ์เท่ากับ S2
ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซ ธรรมชาติ (S) ตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
3.3 ให้คงหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ (T) ตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2550 ทั้งนี้ ในส่วนของการประเมินมูลค่าสินทรัพย์และขยายอายุใช้งานใหม่ของระบบท่อส่งก๊าซ ธรรมชาติในอนาคต ที่ผ่านมาได้กำหนดให้ดำเนินการประเมินโดย ปตท. โดยต้องได้รับความเห็นชอบจาก สนพ. นั้น เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการประเมินมูลค่าทรัพย์สินและขยายอายุใช้งานใหม่ในอนาคตแทน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการทบทวนการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ (NG) และมอบหมายให้คณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานรับไปดำเนินการในส่วนที่เกี่ยว ข้องต่อไป ดังนี้
1.1 เห็นชอบให้มีการกำหนดราคาเนื้อก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยรายกลุ่ม ดังนี้
ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ หมายถึง ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ ที่คำนวณแบบถ่วงน้ำหนักตามค่าความร้อนของราคาเนื้อก๊าซฯ ที่ผู้จัดหาก๊าซฯ รับซื้อจากผู้ผลิตและ/หรือผู้ขาย มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู โดยแบ่งเป็น 2 กลุ่ม ดังนี้
(1) Gulf Gas : เป็นก๊าซสำหรับโรงแยกก๊าซ ประกอบด้วยก๊าซ จากอ่าวไทย
(2) Pool Gas : เป็นก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยผู้ผลิต ไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสหภาพพม่าแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต
ทั้งนี้ ในส่วนของราคาเฉลี่ยเนื้อก๊าซสำหรับโรงไฟฟ้าน้ำพองให้เป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน
1.2 เห็นชอบให้มีการแก้ไของค์ประกอบในสูตรโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากอัตราผลตอบแทนการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติ (M) เป็น อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) โดยอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ (S) แยกเป็น 2 ส่วน ดังนี้
(1) ค่าใช้จ่ายสำหรับในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ รวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ กำหนดสัญลักษณ์เท่ากับ S1
(2) ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซฯ และการส่งก๊าซฯให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่าง ผู้จัดหาก๊าซฯและผู้ผลิตก๊าซฯ และสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้จำหน่ายก๊าซฯและผู้ใช้ก๊าซฯ รวมถึงความเสี่ยงอื่นๆ เช่นการเปลี่ยนแปลงเทคโนโลยีของผู้ใช้ก๊าซฯที่ทำให้ความต้องการก๊าซธรรมชาติ ต่างจากคุณภาพก๊าซฯที่ได้รับจากผู้ผลิต การเปลี่ยนแปลงแผนการรับก๊าซฯ และการบำรุงรักษาที่ไม่สอดคล้องกับการทำงานของผู้ผลิต ความเสี่ยงในการรับก๊าซเนื่องจากโครงการของผู้ใช้ก๊าซไม่แล้วเสร็จตามแผน เป็นต้น โดยกำหนดสัญลักษณ์เท่ากับ S2
ทั้งนี้ มอบหมายให้ กกพ. ดำเนินการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซ ธรรมชาติ (S) ตามมาตรา 65 แห่งพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และนำเสนอต่อ กพช. เพื่อทราบต่อไป
1.3 ให้คงหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ (T) ตามคู่มือการคำนวณราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. 2550 ทั้งนี้ ในส่วนของการประเมินมูลค่าสินทรัพย์และขยายอายุใช้งานใหม่ของระบบท่อส่งก๊าซ ธรรมชาติในอนาคต ที่ผ่านมาได้กำหนดให้ดำเนินการประเมินโดย ปตท. โดยต้องได้รับความเห็นชอบจาก สนพ. นั้น เห็นควรมอบหมายให้ กกพ. เป็นผู้ดำเนินการประเมินมูลค่าทรัพย์สินและขยายอายุใช้งานใหม่ในอนาคตแทน
1.4 เห็นชอบการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจำแนกตามกลุ่มผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ ดังนี้
(1) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับโรงแยกก๊าซ โดยมีการกำหนดสูตรราคา ดังนี้
Pโรงแยกก๊าซฯ = Gulf Gas + S + TdZone 1 + Tc
(2) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. โดยมีการกำหนดสูตรราคา ดังนี้
Pกฟผ. = Pool Gas + S + TdZone 1+3 + Tc
(3) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่อำเภอขนอม จังหวัดนครศรีธรรมราช โดยมีการกำหนดสูตรราคาก๊าซ ดังนี้
Pขนอม = Pool Gas + S + TdZone 2 + Tc
(4) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา โดยมีการกำหนดสูตรราคาก๊าซ ดังนี้
Pจะนะ = Pool Gas + S + TariffTTM + TdZone 4 + Tc
(5) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับ กฟผ. ที่อำเภอน้ำพอง จังหวัดขอนแก่น โดยมีการกำหนดสูตรราคา ดังนี้
Pน้ำพอง = (WHตามข้อตกลงระหว่าง ปตท. กับผู้รับสัมปทาน ) + S + TdZone 5 + Tc
(6) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ (IPP) โดยมีการกำหนดสูตรราคา ดังนี้
PIPP = Pool Gas + S + TdZone 1+3 + Tc
(7) การซื้อขายก๊าซระหว่าง ปตท. กับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยมีการกำหนดสูตรราคา ดังนี้
PSPP = Pool Gas + S + TdZone 1+3 + Tc
โดย
Gulf Gas หมายถึง ก๊าซสำหรับโรงแยกก๊าซ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทย
Pool Gas หมายถึง ก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซ จากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสหภาพพม่าแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆ ในอนาคต
S หมายถึง อัตราค่าบริการสำหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู ซึ่งประกอบด้วย
- S1 คือ ค่าใช้จ่ายสำหรับในการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติรวมค่าตอบแทนในการดำเนินการ
- S2 คือ ค่าความเสี่ยงในการรับประกันคุณภาพก๊าซฯ และการส่งก๊าซฯให้ได้ตามปริมาณที่กำหนด ภายใต้สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติ ระหว่างผู้จัดหาก๊าซฯและผู้ผลิตก๊าซฯ และสัญญาซื้อขาย ก๊าซธรรมชาติระหว่างผู้จำหน่ายก๊าซฯและผู้ใช้ก๊าซฯ รวมถึงความเสี่ยงอื่นๆ
(ทั้งนี้ค่า S อาจมีอัตราที่แตกต่างกันไปตามกลุ่มผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติ)
Td หมายถึง อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สำหรับระบบท่อในพื้นที่ (Zone) ตามที่ กพช. กำหนด มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
- Zone 1 คือ ระบบท่อส่งก๊าซนอกชายฝั่งที่ระยอง
- Zone 2 คือ ระบบท่อส่งก๊าซนอกชายฝั่งที่ขนอม
- Zone 3 คือ ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่ง
- Zone 4 คือ ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่งที่จะนะ
- Zone 5 คือ ระบบท่อส่งก๊าซบนฝั่งที่น้ำพอง
Tc หมายถึง อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
TariffTTM หมายถึง ค่าบริการส่งก๊าซของระบบท่อในทะเลของบริษัททรานส์ไทย -มาเลเซีย (ประเทศไทย) จำกัด หรือ TTM (Thailand) ที่ TTM เรียกเก็บจาก ปตท. เพื่อขนส่งก๊าซจากพื้นที่พัฒนาร่วมไทย - มาเลเซีย (JDA) มาขึ้นฝั่งที่อำเภอจะนะ จังหวัดสงขลา มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปดำเนินการศึกษาต้นทุนก๊าซมีเทน (C1) ที่ได้จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติ และผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) แล้วนำกลับมาเสนอ กพช. ในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 3 นโยบายการกำหนดราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2551 ได้มีมติเห็นชอบ แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG โดยให้คงราคา ณ โรงกลั่นที่ 332.75 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ไว้จนถึงกรกฎาคม 2551
2. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเห็นชอบให้ตรึงราคาก๊าซ LPG ต่อไปอีกหลายครั้งจนกระทั่งล่าสุด ครม. เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2553 ได้มีมติเห็นชอบเรื่อง การขยายมาตรการบรรเทาผลกระทบด้านพลังงาน โดยให้ตรึงราคาก๊าซ LPG จนถึง 28 กุมภาพันธ์ 2554 และ ครม. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 ได้มีมติเห็นชอบเรื่อง การจัดหาก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันในประเทศเพื่อทดแทนการนำเข้า โดยกำหนดราคา LPG โรงกลั่นเป็นราคาเฉลี่ยถ่วงน้ำหนัก โดยร้อยละ 24 เป็นราคาควบคุมที่ 333 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และอีกร้อยละ 76 เป็นราคาตลาดโลก (CP)
3. ครม. เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2545 ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดราคาจำหน่าย NGV โดยกำหนดเงื่อนไขตามราคาน้ำมันและกำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV ภายในประเทศไว้ที่ระดับไม่เกิน 10.34 บาทต่อกิโลกรัม
4. กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซ ธรรมชาติและหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV และ ให้กำหนดราคา NGV ที่ระดับราคา 8.50 บาทต่อกิโลกรัม ในปี 2550-2551 และทยอยปรับราคาในปีต่อไป
5. ครม. ได้มีมติเห็นชอบให้ตรึงราคาก๊าซ NGV อีกหลายครั้งจนกระทั่งล่าสุดเมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2553 เห็นชอบให้ตรึงราคาขายปลีก NGV และให้กองทุนน้ำมันฯ ชดเชยราคา NGV ในอัตรา 2 บาทต่อกิโลกรัม จนถึงสิ้นเดือนกุมภาพันธ์ 2554
6. การใช้ก๊าซ LPG ภาคขนส่งและภาคอุตสาหกรรมขยายตัวเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง เนื่องจากราคาก๊าซ LPG ที่รัฐควบคุมมีราคาต่ำกว่าเชื้อเพลิงอื่นมาก และมีผลให้ต้องมีการนำเข้า LPG เพิ่มสูงขึ้นเป็นลำดับ ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องชดเชยราคาการนำเข้าก๊าซ LPG สะสมถึงสิ้นปี 2553 รวม 36,135 ล้านบาท หากไม่มีการปรับราคาขายปลีกของก๊าซ LPG และหากความต้องการใช้ยังคงขยายตัวอย่างต่อเนื่อง คาดว่ากองทุนน้ำมันฯ จะมีภาระเงินชดเชยสะสมเพิ่มขึ้นสูงกว่า 2 แสนล้านบาทในปี 2558
7. ราคาก๊าซ LPG ในเดือนมกราคม-กุมภาพันธ์ 2554 อยู่ที่ระดับ 929 และ 816 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และคาดว่าในช่วงเดือนมีนาคม- ธันวาคม 2554 เฉลี่ยอยู่ที่ 794 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน สำหรับปริมาณการนำเข้าก๊าซ LPG จากต่างประเทศตั้งแต่เดือนเมษายน 2551 - 8 กุมภาพันธ์ 2554 มีการนำเข้าทั้งสิ้น 2,853 พันตัน คิดเป็นเงินชดเชยประมาณ 38,354 ล้านบาท
8. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2554 มีเงินสดสุทธิ 35,430 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 12,581 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิ 22,849 ล้านบาท ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ มีสภาพคล่องสุทธิติดลบประมาณวันละ 194 ล้านบาท หรือ 5,831 ล้านบาทต่อเดือน และจากนโยบายตรึงราคาขายปลีกดีเซลไว้ไม่เกิน 30 บาทต่อลิตร จนถึงสิ้นเดือนเมษายน 2554 ประเมินว่าจะทำให้ฐานะกองทุนน้ำมันฯ คงเหลือสุทธิ 9,657 ล้านบาท
9. ปี 2554 การผลิตก๊าซ LPG จากโรงกลั่นน้ำมันอยู่ที่ระดับ 127 พันตันต่อเดือน จำหน่ายให้กลุ่ม ปิโตรเคมี 44 พันตันต่อเดือน เหลือจำหน่ายเพื่อเป็นเชื้อเพลิง 80 พันตันต่อเดือน ในขณะที่โรงแยกก๊าซหน่วยที่ 1-6 ผลิตก๊าซ LPG เฉลี่ยที่ระดับ 308 พันตันต่อเดือน จำหน่ายให้กลุ่มปิโตรเคมี 149 พันตันต่อเดือน เหลือจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิง 159 พันตันต่อเดือน โดยที่ก๊าซ LPG ที่ผลิตในประเทศสามารถจำหน่ายเป็นเชื้อเพลิงได้ประมาณ 239 พันตันต่อเดือน และคาดว่าการใช้ก๊าซ LPG เพื่อเป็นเชื้อเพลิงในปี 2554 จะอยู่ที่ระดับ 341 พันตันต่อเดือน ทำให้ต้องมีการนำเข้าก๊าซ LPG ในระดับ 102 พันตันต่อเดือน
10. ปี 2554 คาดว่ากองทุนน้ำมันฯ มีภาระทั้งสิ้น 2,809 ล้านบาทต่อเดือน แยกเป็นภาระชดเชย LPG นำเข้า 1,566 ล้านบาทต่อเดือน ภาระชดเชย LPG โรงกลั่น 839 ล้านบาทต่อเดือน และภาระชดเชย NGV 404 ล้านบาทต่อเดือน
11. มติ ครม. เมื่อวันที่ 11 มกราคม 2554 รัฐบาลได้มีมาตรการการตรึงราคา LPG สำหรับภาคครัวเรือนและภาคขนส่งและให้ความสำคัญกับการใช้ LPG เพื่อการหุงต้ม เป็นอันดับแรกและทยอยปรับราคา LPG ในภาคอุตสาหกรรมและขนส่งเข้าสู่ราคาตลาด และเปลี่ยนจากการเก็บเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากการใช้น้ำมันเบนซิน มาเป็นการใช้เงินค่าภาคหลวงของสัมปทานปิโตรเลียมแทน
12. สนพ. ได้ศึกษาต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซธรรมชาติปี 2553 เท่ากับ 440 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และปี 2554 ประมาณ 469 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ขณะที่ต้นทุนราคา NGV ซึ่งเมื่อนำมารวมกับค่าการตลาดและภาษีมูลค่าเพิ่ม ทำให้ราคาขายปลีก NGV เป็น 15.46 บาทต่อกิโลกรัม (ไม่รวมภาษี อบจ.)
13. หลักการกำหนดราคาก๊าซ LPG สำหรับผู้ผลิต ประกอบด้วย (1) ราคา ณ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ใช้หลักเกณฑ์ต้นทุนโรงแยกก๊าซธรรมชาติที่แท้จริง และ (2) ราคา ณ โรงกลั่นสำหรับโรงกลั่นต่างๆ ใช้หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ LPG ของโรงกลั่น ที่สะท้อนราคาตลาดโลก
14. หลักการกำหนดราคาขายปลีก LPG ประกอบด้วย (1) ครัวเรือน : กำหนดราคาขายปลีกอิงกับราคา ณ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ ปรับทุกไตรมาส (2) อุตสาหกรรม : กำหนดราคาขายปลีกอิงราคา ณ โรงกลั่นปรับทุกเดือน และ (3) ขนส่ง : กำหนดราคาขายปลีกอิงราคา ณ โรงกลั่นปรับทุกเดือน
15. หลักการกำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ประกอบด้วย (1) ให้มีการปรับต้นทุนเฉพาะส่วนราคาต้นทุน เนื้อก๊าซฯ ทุก 3 เดือน (รายไตรมาส) และ (2) ให้มีการทบทวนค่าใช้จ่ายดำเนินการปีละ 1 ครั้ง
16. แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ประกอบด้วย
- -
(1) ภาคครัวเรือน : ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG จนถึงปี 2555 และทยอยปรับราคาให้สะท้อนต้นทุนก๊าซ LPG ของโรงแยกก๊าซธรรมชาติตั้งแต่ มกราคม 2556 เป็นต้นไป
- -
(2) ภาคอุตสาหกรรม : เพื่อให้ผู้ประกอบการมีเวลาปรับตัว เห็นควรให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ต่อไปอีก 4 เดือน (มีนาคม- มิถุนายน 2554) หลังจากนั้นให้ทยอยปรับราคาก๊าซ LPG เริ่มตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป
- -
(3) ภาคขนส่ง : เมื่อมีการเปลี่ยนแท็กซี่ LPG เป็น NGV จำนวน 20,000 คัน ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จในเดือนมิถุนายน 2554 ดังนั้นเห็นควรให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ LPG ต่อไปอีก 4 เดือน (มี.ค. - มิ.ย. 54) หลังจากนั้นให้ทยอยปรับราคาก๊าซ LPG ตั้งแต่กรกฎาคม 2554 เป็นต้นไป
17. แนวทางการปรับราคา ณ โรงแยกก๊าซธรรมชาติ เมื่อมีการทยอยปรับราคาขายปลีกตามข้อ 16 แล้ว เห็นควรให้มีการทยอยปรับราคา ณ โรงแยกก๊าซฯ โดยให้ กบง. รับไปกำหนดในรายละเอียดและนำเสนอ กพช. ต่อไป
18. แนวทางการปรับราคาขายปลีกก๊าซ NGV เห็นควรให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซ NGV ในระดับราคา 8.50 บาทต่อกก. และคงอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ในอัตรา 2 บาทต่อกก. ต่อไปอีก 4 เดือน (มีนาคม- มิถุนายน 2554) หลังจากนั้นให้ทยอยปรับราคาขายปลีกให้สะท้อนต้นทุนก๊าซ NGV
19. ปัจจุบันกองทุนน้ำมันฯ มีภาระในการชดเชยก๊าซ LPG และ NGV ทั้งสิ้น 2,809 ล้านบาทต่อเดือน แยกเป็น ชดเชยก๊าซ LPG นำเข้าประมาณ 1,566 ล้านบาทต่อเดือน ชดเชย LPG ณ โรงกลั่นประมาณ 839 ล้านบาทต่อเดือน และชดเชย NGV 404 ล้านบาทต่อเดือน (ชดเชยโรงแยกตามราคาต้นทุน ปตท.รับภาระอยู่ 557 ล้านบาทต่อเดือน) ซึ่งหากตั้งแต่เดือนกรกฎมาคม 2554 มีการปรับราคาขายปลีกก๊าซ LPG ภาคอุตสาหกรรมและภาคขนส่ง ไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 4 ครั้ง พร้อมลดการชดเชย NGV ไตรมาสละ 1 ครั้ง จำนวน 3 ครั้ง จะทำให้ภาระกองทุนน้ำมันในปี 2554 ลดลงจาก 2,809 ล้านบาทต่อเดือน เหลือ 2,568 ล้านบาทต่อเดือน และในปี 2555 จะลดลงจาก 2,732 ล้านบาทต่อเดือน เหลือ 1,481 ล้านบาทต่อเดือน สำหรับแหล่งเงินที่นำมาใช้ชดเชยในปีงบประมาณ 2554 ให้กองทุนน้ำมันฯ รับภาระต่อไป ส่วนในปีงบประมาณ 2555 (ตุลาคม 2554 - กันยายน 2555) คาดว่าจะมีภาระประมาณ 20,000 ล้านบาท มอบหมายให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพน.) รับไปขอจัดสรรงบประมาณจากงบประมาณปกติปี 2555 ต่อไป
20. ปัญหาการใช้ก๊าซ LPG ผิดประเภท คือนำถังก๊าซ LPG ในครัวเรือนไปใช้ในโรงงานอุตสาหกรรมและรถยนต์ และการถ่ายเทก๊าซ LPG จากถังก๊าซ LPG สามารถแก้ไขได้ ดังนี้ (1) ขั้นเตรียมการช่วงก่อนเริ่มปรับราคา คือ สำรวจ และรวบรวมข้อมูล สำหรับจัดทำมาตรการบรรเทาผลกระทบ และติดตามตรวจสอบ ออกประกาศกระทรวงฯ กำหนดให้โรงงานอุตสาหกรรมที่ใช้ LPG ตั้งถังได้ไม่เกิน 500 กิโลกรัม หากเกินต้องใช้ถังเก็บและจ่าย (BULK) รวมทั้งออกประกาศกรมธุรกิจพลังงานเพื่อกำกับการขนส่ง LPG (2) การดำเนินการภายหลังปรับราคา LPG ภาคอุตสาหกรรมและขนส่ง โดยแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ในการกำหนดปริมาณการใช้และการจำหน่าย LPG (3) ผู้ฝ่าฝืนมีโทษตาม พรก. แก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ.2516 จำคุกไม่เกิน 10 ปี ปรับไม่เกิน 100,000 บาท หรือ ทั้งจำทั้งปรับ
21. มาตรการส่งเสริมและช่วยเหลือบรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ ประกอบด้วย (1) มาตรการช่วยเหลือกลุ่มรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็นเชื้อเพลิงมาเป็นการใช้ก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) (2) มาตรการช่วยเหลือและบรรเทาผลกระทบกลุ่มอุตสาหกรรมแก้ว กระจกและเซรามิค ในการจัดหาเชื้อเพลิงทางเลือกอื่น การปรับเปลี่ยนเครื่องจักรให้เหมาะสมกับเชื้อเพลิงทางเลือกและมาตรการส่ง เสริมการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน เป็นต้น
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ตรึงราคาขายปลีกก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) และราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับยานยนต์ (NGV) ต่อไปอีก 4 เดือน (มีนาคม - มิถุนายน 2554)
2. เห็นชอบให้คงอัตราเงินชดเชยก๊าซ NGV จากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตรา 2 บาทต่อกิโลกรัม ต่อไปอีก 4 เดือน (มีนาคม - มิถุนายน 2554)
3. เห็นชอบยกเลิกการกำหนดเพดานราคาขายปลีกก๊าซ NGV ที่ 10.34 บาทต่อกิโลกรัม
4. มอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงอุตสาหกรรมรับไปจัดทำมาตรการและแนวทาง ช่วยเหลือกลุ่มอุตสาหกรรมแก้ว กระจกและเซรามิค และกลุ่มอุตสาหกรรมอื่นๆ ในกรณีที่รัฐมีนโยบายให้ทยอยปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ในภาคอุตสาหกรรม และให้นำกลับมาเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการประชุมครั้งต่อไป
5. มอบหมายให้กระทรวงอุตสาหกรรมรับไปจัดทำโครงสร้างภาษีรถยนต์และแนวทางการจัด เก็บภาษีป้ายทะเบียนรถยนต์ที่มีการติดตั้งเครื่องยนต์ใช้ก๊าซหุงต้มเป็น เชื้อเพลิงเพื่อเป็นการชะลอการใช้ก๊าซ LPG ในภาคขนส่ง
เรื่องที่ 4 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง
เรื่องที่ 5 งบประมาณรายจ่ายประจำปี พ.ศ 2554 ของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
เรื่องที่ 6 ผลการดำเนินงานของคณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
เรื่องที่ 7 การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จำนวน 12 ผลิตภัณฑ์
เรื่องที่ 8 ผลการดำเนินงานที่สำคัญของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน
มติของที่ประชุม
มติที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ปัญหาน้ำมันปาล์มดิบขาดแคลน
สรุปสาระสำคัญ
1. ประธานฯ ได้ขอให้กระทรวงพลังงานรายงานความก้าวหน้าการร่วมกันดำเนินการแก้ไขปัญหาการ ขาดแคลนน้ำมันปาล์มดิบในส่วนที่นำมาใช้ผลิตน้ำมันพืชในประเด็นเรื่องการจัด หาน้ำมันปาล์มดิบและราคา
2. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล) ได้ชี้แจงว่า กระทรวงพลังงานได้สอบถามปริมาณสำรองน้ำมันปาล์มดิบจากผู้ประกอบการผลิต B100 และผู้ค้ามาตรา 7 ซึ่งทั้งสองแหล่งมีปริมาณ น้ำมันปาล์มดิบสำรอง จำนวน 7,700 ตัน และโรงงานสกัดน้ำมันปาล์มดิบมีปริมาณน้ำมันปาล์มดิบสำรอง จำนวน 10,000 ตัน กระทรวงพลังงานจะให้ยืมน้ำมันปาล์มดิบจากแหล่งดังกล่าวจำนวนรวม 15,000 ตัน ซึ่งคาดว่า สามารถนำไปผลิตเป็นน้ำมันพืชใช้ได้ประมาณ 10 วัน สำหรับในส่วนของราคา คณะกรรมการนโยบายปาล์มน้ำมันแห่งชาติ ได้มีมติให้ชดเชยการนำเข้ากิโลกรัมละ 5 บาท และชดเชยให้โรงกลั่นน้ำมันกิโลกรัมละ 9.50 บาท โดยจะขอให้รัฐบาลจัดงบประมาณสนับสนุนเพื่อให้ราคาขายของน้ำมันพืชทั้งในรูป แบบขวด ถุง ปี๊บ ราคาเท่ากัน
มติของที่ประชุม
มติที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 10 โครงการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์
1. ประธานได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่าได้รับการร้องเรียนจากผู้ประกอบการโครงการ ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ในด้านความโปร่งใสและความเป็นธรรมในการ อนุมัติโครงการและพิจารณาขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ภายหลังจากที่มีการปรับลด Adder ของโครงการพลังงานแสงอาทิตย์ จาก 8 บาทต่อหน่วย เหลือ 6.5 บาทต่อหน่วย รวมถึงการปฏิบัติตามระเบียบรับซื้อไฟฟ้า
2. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายวรรณรัตน์ ชาญนุกูล) และปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) ได้ชี้แจงว่ากระทรวงพลังงานได้จัดทำแผนพัฒนาพลังงานทดแทน 15 ปี โดยกำหนดเป้าหมายการส่งเสริมพลังงานแสงอาทิตย์ไว้ 500 เมกะวัตต์ ซึ่งในปัจจุบันมีโครงการที่ตอบรับซื้อและลงนามในสัญญาแล้ว 2,200 เมกะวัตต์ โดยสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สกพ.) ได้พิจารณาแล้วว่า หากรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการดังกล่าวทั้งหมดจะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ (Ft) 22 สตางค์ต่อหน่วย ซึ่งในข้อเสนอการปรับปรุงอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าได้ประมาณการว่า จะมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าผ่านค่า Ft เฉลี่ยทุกประเภทเชื้อเพลิงประมาณ 8 สตางค์ต่อหน่วย ภายในปี 2565 ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ซึ่งได้รับการแต่งตั้งจากคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ อยู่ระหว่างพิจารณาดำเนินการคัดกรองโครงการที่มีความต้องการพัฒนาโครงการ จริง ไม่ได้เป็นโครงการยื่นข้อเสนอไว้แต่ไม่ได้ดำเนินการ และได้ชะลอโครงการที่ยังไม่ลงนามและตอบรับซื้อไฟฟ้าไว้ก่อน เพื่อพิจารณาปรับปรุงอัตราสนับสนุนให้เหมาะสมกับต้นทุนในปัจจุบันที่ลดลง และทำให้ผลตอบแทนของผู้ประกอบการเพิ่มขึ้น โดยคณะกรรมการบริหารฯ จะเป็นผู้ดูแลข้อกฎหมายและการบริหารจัดการให้เป็นไปด้วยความเรียบร้อย ทั้งนี้ ตั้งแต่ช่วงเดือนตุลาคม 2553 ที่ผ่านมากระทรวงพลังงานยังไม่ได้มีการรับซื้อและลงนามในโครงการฯ ใดๆ เพิ่มเติม มีเพียง การพิจารณาคัดกรองโครงการในอดีตที่มีความล่าช้าก่อน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมมีมติมอบหมายให้คณะกรรมการบริหารมาตรการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้า จากพลังงานหมุนเวียน จัดทำรายละเอียดโครงการ ลำดับการยื่นข้อเสนอ ขั้นตอนการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้า การลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า อัตราส่วนเพิ่มที่ได้รับข้อมูลอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง และสถานภาพปัจจุบันของโครงการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์ เสนอประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป