- การกำกับดูแลองค์กร
- การพัฒนาระบบบริหาร
- การบริหารและพัฒนาทรัพยากรบุคคล
- แผนบริหารความต่อเนื่อง
- แผนปฏิบัติการดิจิทัล ของ สนพ.
- ศูนย์ประสานราชการใสสะอาด
- ศูนย์ประสานงานด้านความเสมอภาค ระหว่างหญิงชาย
- ศูนย์บริการร่วม
- ศูนย์ข้อมูลข่าวสาร
- สรุปผลการดำเนินงานจัดซื้อจัดจ้าง
- ข้อมูลเชิงสถิติการให้บริการ
- กลุ่มงานจริยธรรม
- การคุ้มครองข้อมูลส่วนบุคคล
![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
รายชื่อผู้ประกอบการ/ข้อมูลสถานีบริการ/การจัดหาและจำหน่าย
บัญชีความแตกต่าง ระหว่างราคาน้ำมันปลีก น้ำมันเชื้อเพลิง กรุงเทพมหานคร และส่วนภูมิภาค
สรุปข้อเสนอโครงการศึกษาแนวทางการติดตามประเมิน (Tracking) การใช้พลังงานที่ลดได้จากมาตรการภาคขนส่ง
สรุปผู้บริหารโครงการวิจัยและพัฒนาโปรแกรมบริหารจัดการขนส่งเพื่อการประหยัดพลังงาน
สรุปผู้บริหาร รายงานความก้าวหน้าโครงการส่งเสริมระบบบริหารจัดการขนส่ง เพื่อการประหยัดพลังงาน ฉบับสุดท้าย
สรุปข้อเสนอโครงการสาธิตระบบบริหารจัดการพลังงานในภาคขนส่งโครงการพัฒนาปรับปรุงและส่งเสริมการใช้งานโปรแกรมบริหารจัดการขนส่งเพื่อการประหยัดพลังงาน ระยะที่ 2
สรุปข้อเสนอโครงการสาธิตระบบบริหารจัดการพลังงานในภาคขนส่ง
กพช. ครั้งที่ 120 - วันพฤหัสบดีที่ 17 มกราคม 2551
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2551 (ครั้งที่ 120)
วันพฤหัสบดีที่ 17 มกราคม พ.ศ. 2551 เวลา 11.00 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1.การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน
2.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ธันวาคม 2550 - 11 มกราคม 2551)
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรรมการ เป็นประธานในที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เนื่องจากประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดภารกิจจึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานของที่ประชุม
เรื่องที่ 1 การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 (พระราชบัญญัติฯ) ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษา เมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2550 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 เป็นต้นไป โดยตามความในบทเฉพาะกาล มาตรา 142 และ 143 ของพระราชบัญญัติฯ ได้กำหนดว่า ในวาระเริ่มแรกให้ดำเนินการคัดเลือกคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (คณะกรรมการฯ ) ให้แล้วเสร็จภายใน 120 วัน นับแต่วันที่พระราชบัญญัติฯ ใช้บังคับ โดยให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ปฏิบัติหน้าที่ของคณะกรรมการไปพลางก่อนจนกว่าพระมหากษัตริย์ทรงแต่งตั้งคณะ กรรมการตามพระราชบัญญัตินี้ และให้ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (ผอ. สนพ.) ปฏิบัติหน้าที่ของเลขาธิการสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (เลขาธิการ) และให้ สนพ. ปฏิบัติหน้าที่ของสำนักงานคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (สำนักงาน) จนกว่าจะได้มีการแต่งตั้งเลขาธิการและจัดตั้งสำนักงานตามพระราชบัญญัตินี้
2. การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน
2.1 ในวาระเริ่มแรกซึ่งยังไม่มีคณะกรรมการฯ ตามความในมาตรา 154 ของพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้ผู้ประกอบกิจการพลังงานที่ประกอบกิจการอยู่ก่อนวันที่พระราช บัญญัติฯ ใช้บังคับ และเข้าข่ายเป็นผู้ประกอบกิจการพลังงานที่ต้องขออนุญาตตามพระราชบัญญัติฯ นอกจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย การไฟฟ้านครหลวง การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) และหน่วยงานของรัฐแห่งอื่น ประกอบกิจการต่อไปได้
ทั้งนี้ การประกอบกิจการพลังงานของผู้ประกอบกิจการพลังงานจะต้องปฏิบัติตามการอนุญาต ใดๆ ที่ได้ให้ไว้ตามประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 58 (ปว. 58) ลงวันที่ 26 มกราคม 2515 กฎหมาย ว่าด้วยการพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน กฎหมายว่าด้วยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย กฎหมาย ว่าด้วยโรงงาน หรือกฎหมายอื่นที่เกี่ยวข้องกับการประกอบกิจการพลังงาน จนกว่าจะได้รับใบอนุญาตตามพระราชบัญญัตินี้
2.2 เมื่อมีการแต่งตั้งคณะกรรมการฯ แล้ว ในบทบัญญัติกฎหมายได้กำหนดให้ดำเนินการ ดังนี้
2.2.1 ตามความในมาตรา 47 ของพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้คณะกรรมการประกาศกำหนดประเภท อายุใบอนุญาต ให้สอดคล้องกับขนาดและลักษณะของกิจการพลังงานประเภทต่างๆ โดยให้คำนึงถึงผลกระทบต่อประชาชน ความคุ้มค่าทางเศรษฐกิจ สังคม และการลงทุน รวมถึงลักษณะการแข่งขันของกิจการแต่ละประเภท และอาจกำหนดเงื่อนไขเป็นการเฉพาะรายด้วยก็ได้ ทั้งนี้ การกำหนดประเภท ขนาด และลักษณะของกิจการที่ได้รับการยกเว้นไม่ต้องขอรับใบอนุญาตให้ตราเป็นพระราช กฤษฎีกา
2.2.2 ตามความในมาตรา 48 ของพระราชบัญญัติฯ กำหนดให้การปลูกสร้างอาคาร หรือการตั้งโรงงานเพื่อประกอบกิจการพลังงานต้องปฏิบัติตามกฎหมายว่าด้วยโรง งาน กฎหมายว่าด้วยการควบคุมอาคาร กฎหมายว่าด้วยการผังเมือง หรือกฎหมายว่าด้วยการพัฒนาและส่งเสริมพลังงาน ให้การอนุญาตตามกฎหมายว่าด้วยการนั้นเป็นอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ ตามพระราชบัญญัติฯ โดยคณะกรรมการฯ ต้องขอความเห็นจากหน่วยงานที่มีอำนาจตามกฎหมายต่างๆ ดังกล่าว และหน่วยงานดังกล่าวต้องแจ้งความเห็นพร้อมทั้งจำนวนค่าธรรมเนียมที่เรียก เก็บตามกฎหมายนั้นๆ ให้คณะกรรมการฯ ทราบด้วย
2.2.3 ตามความในมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ คณะกรรมการฯ จะกำหนดคุณสมบัติของผู้รับใบอนุญาต หลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขการขอรับใบอนุญาตและการออกใบอนุญาต รวมทั้งอัตราค่าธรรมเนียมใบอนุญาตและอัตราค่าธรรมเนียมการประกอบกิจการ พลังงาน โดยออกประกาศระเบียบคณะกรรมการ
2.3 ผู้ประกอบการตามข้อ 2.1 ต้องมายื่นคำขอรับใบอนุญาตตามพระราชบัญญัติฯ ภายใน 60 วัน นับแต่วันที่ระเบียบคณะกรรมการตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ โดยในการออกใบอนุญาตดังกล่าว ให้คณะกรรมการฯ คำนึงถึงสิทธิและข้อผูกพันที่มีอยู่เดิม ประโยชน์ของผู้ใช้พลังงานที่ได้รับบริการอยู่เดิม รวมทั้งการพัฒนาเพื่อให้มีการบริการที่มีคุณภาพและประสิทธิภาพด้วย
2.4 ก่อนพระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ การออกใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าจะดำเนินการตาม ปว. 58 โดยผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าจะต้องดำเนินการ ดังนี้
2.4.1 ช่วงก่อนก่อสร้างโรงไฟฟ้า ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีกำลังการผลิตติดตั้ง เกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นขอสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้า และผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่มีกำลัง การผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นขอใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า จากกรมธุรกิจพลังงาน โดยยื่นเอกสารคำขอที่พลังงานจังหวัดที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ ทั้งนี้ ในการพิจารณาให้สัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ผู้ประกอบการจะต้องได้รับอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) หรือการอนุญาตอื่นตามกฎหมายว่าด้วยการส่งเสริมและรักษาคุณภาพสิ่งแวดล้อม แห่งชาติแล้ว
2.4.2 ผู้ประกอบการที่ได้รับสัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า ดำเนินการขอใบอนุญาตจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอื่นๆ ตามที่กฎหมายกำหนด ได้แก่ ใบอนุญาตผลิตพลังงานควบคุม จากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน จากกรมโรงงานอุตสาหกรรม ใบอนุญาตก่อสร้างอาคาร ที่จะต้องขอจากหน่วยงานในระดับท้องถิ่น เป็นต้น โดยผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่จะขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตามนโยบายการส่ง เสริมการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน จะต้องมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าด้วย
2.4.3 หลังการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและดำเนินการขอใบอนุญาตอื่นๆ ครบถ้วนแล้ว ก่อนจะจำหน่ายไฟฟ้าให้การไฟฟ้า หรือจำหน่ายไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าในบริเวณใกล้เคียง จะต้องขอใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าจากกรมธุรกิจพลังงาน
2.5 การให้สัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า กำหนดให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว. พน.) เป็นผู้มีอำนาจลงนาม ยกเว้น กรณีผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ออกใบอนุญาต สำหรับการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ให้อธิบดีกรมธุรกิจพลังงานเป็นผู้ออกใบอนุญาต
2.6 เมื่อพระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้แล้ว การให้สัมปทานหรืออนุญาตตาม ปว. 58 สิ้นสุดการบังคับใช้ ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 เนื่องจากตามความในข้อ 6 ของประกาศดังกล่าว กำหนดว่า "ในกรณีที่มีกฎหมายเฉพาะว่าด้วยกิจการตามที่ระบุไว้ในประกาศ การประกอบกิจการดังกล่าวให้เป็นไปตามกฎหมายว่าด้วยกิจการนั้น"
3. การยื่นคำขออนุญาตในช่วงเปลี่ยนผ่าน สามารถแบ่งออกเป็น (1) ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่ยื่นคำขอตาม ปว. 58 ก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ มีจำนวน 24 ราย ประกอบด้วยการขอรับใบอนุญาต ขอรับสัมปทาน ขอขยายเขตสัมปทาน ขออนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ขอต่ออายุใบอนุญาต และขอเพิ่มกำลังการผลิต โดยอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของพลังงานจังหวัด จำนวน 7 ราย และอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 17 ราย และ (2) ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่ยื่นคำขอตาม ปว. 58 หลังวันที่พระราชบัญญัติฯ มีผลใช้บังคับ มีจำนวน 6 ราย ประกอบด้วยการขอรับใบอนุญาตและขอรับสัมปทานประกอบกิจการไฟฟ้า โดยอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของพลังงานจังหวัด จำนวน 5 ราย และอยู่ในขั้นตอนการดำเนินงานของกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 1 ราย
นอกจากนี้ ยังมีผู้ที่ได้รับสัมปทานหรือใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าตาม ปว. 58 แล้ว แต่ยังไม่ได้ยื่นคำขอ ซึ่งมีความจำเป็นต้องยื่นคำขอตามเงื่อนไขในการประกอบกิจการไฟฟ้าในระหว่าง นี้ไปจนถึงวันที่คณะกรรมการฯ ออกระเบียบตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ ได้แก่ ขออนุญาตจำหน่ายไฟฟ้า ขออนุญาตเพิ่มกำลังผลิตไฟฟ้า ขอขยายพื้นที่ประกอบกิจการ ขอให้ตรวจสอบความเที่ยงตรงของมาตรวัดพลังงานไฟฟ้า ขอต่ออายุสัมปทานหรือใบอนุญาต เป็นต้น
4. เพื่อให้ผู้ประกอบกิจการไฟฟ้าที่ยื่นคำขอก่อนวันที่พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้ และผู้ที่ได้รับสัมปทานหรือใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าตาม ปว. 58 แล้ว สามารถดำเนินการขอใบอนุญาตเพื่อจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบได้ตามที่กำหนดในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า และให้การออกใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้า สามารถดำเนินการต่อไปได้ โดยไม่หยุดชะงัก ฝ่ายเลขานุการฯ จึงมีข้อเสนอดังนี้
4.1 คำขออนุญาตส่วนใหญ่ได้ผ่านการพิจารณาของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องและมีเอกสาร แนบครบถ้วนพร้อมที่จะออกใบอนุญาตได้ จึงควรออกระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการไฟฟ้า พ.ศ. .... ตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ เป็นการชั่วคราว เพื่อใช้ในการพิจารณาออกใบอนุญาตให้แก่ผู้ยื่น คำขอในกลุ่มนี้เป็นการเฉพาะ โดยนำหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขตาม ปว. 58 มาใช้บังคับในการอนุญาตโดยอนุโลม จนกว่าคณะกรรมการฯ จะเปลี่ยนแปลง และกำหนดอายุใบอนุญาตไว้เพียง 1 ปี
4.2 นอกจากผู้ยื่นคำขอตามข้อ 4.1 แล้ว อาจมีคำขอที่จำเป็นเพิ่มเติมในระหว่างนี้จนถึงวันที่คณะกรรมการฯ ออกระเบียบตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรให้ใช้ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... เป็นการชั่วคราว เช่นเดียวกับผู้ยื่นคำขอในข้อ 4.1 ด้วย
4.3 อาศัยความตามมาตรา 47 และ 50 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรยกร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
ทั้งนี้ เพื่อให้การดำเนินงานตามระเบียบดังกล่าว สามารถดำเนินการได้อย่างมีประสิทธิภาพ อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรมอบอำนาจให้ รมว. พน. เป็นผู้มีอำนาจลงนามการออกใบอนุญาตตามระเบียบ ยกเว้น กรณีผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้ ผอ. สนพ. เป็นผู้มีอำนาจลงนาม ในส่วนของการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ให้ ผอ. สนพ. เป็นผู้ออกใบอนุญาต ซึ่งเป็นการดำเนินการตามแนวทางปฏิบัติของการให้อนุญาตตาม ปว. 58 ที่เป็นอยู่เดิม โดยอาศัยอำนาจตามความในมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติฯ
4.4 ก่อนการออกระเบียบในข้อ 4.3 เห็นควรให้ความเห็นชอบแนวทางการรับฟังความคิดเห็นตามความในมาตรา 26 ของพระราชบัญญัติฯ โดยให้เปิดเผยสาระสำคัญของร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ผ่านทางเครือข่ายคอมพิวเตอร์ (เว็บไซด์) ของ สนพ. เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 1 สัปดาห์
4.5 การกำหนดอัตราค่าธรรมเนียมการออกใบอนุญาตให้ใช้อัตราตามประกาศ ปว. 58 ไปก่อน โดยให้ สนพ. เป็นผู้จัดเก็บค่าธรรมเนียม ทั้งนี้ ค่าธรรมเนียมที่เรียกเก็บให้ถือเป็นรายได้ของสำนักงาน ตามมาตรา 40 ของพระราชบัญญัติฯ เมื่อหักค่าใช้จ่ายแล้วเหลือเท่าใดให้นำส่งคลัง จนกว่าระเบียบด้านการเงินของสำนักงานในการใช้จ่ายเงินรายได้และทรัพย์สินตาม มาตรา 40 และมาตรา 41 ของพระราชบัญญัติฯ แล้วเสร็จ
5. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอประเด็นเพื่อพิจารณา ดังนี้
5.1 ขอความเห็นชอบแนวทางการรับฟังความคิดเห็นตามความในมาตรา 26 ของพระราชบัญญัติฯ โดยให้เปิดเผยสาระสำคัญของร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ผ่านทางเครือข่ายคอมพิวเตอร์ (เว็บไซด์) ของ สนพ. เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 1 สัปดาห์
5.2 อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ เห็นควรมอบหมายให้ รมว. พน. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้
5.2.1 ลงนามในระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
5.2.2 ออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานให้แก่ผู้ขอรับสัมปทานหรือใบอนุญาตการประกอบ กิจการไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติฯ
5.3 เห็นควรมอบหมายให้ ผอ. สนพ. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้
5.3.1 ออกใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าให้แก่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติฯ
5.3.2 เปิดเผยรายชื่อผู้รับใบอนุญาตในระบบเครือข่ายคอมพิวเตอร์ของสำนักงาน ตามมาตรา 52 วรรคสอง ของพระราชบัญญัติฯ
5.4 ขอความเห็นชอบการออกระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติฯ เพื่อใช้กับผู้ขออนุญาตในช่วงเปลี่ยนผ่านในข้อ 3 จนกว่าคณะกรรมการฯ จะมีการเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิก
5.5 ขอความเห็นชอบให้เสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบแนวทางการจัดเก็บค่า ธรรมเนียม โดยให้ถือเป็นรายได้ของสำนักงานตามมาตรา 40 ของพระราชบัญญัติฯ เมื่อหักค่าใช้จ่ายแล้วเหลือเท่าใดให้นำส่งคลัง จนกว่าแผนการดำเนินงาน งบประมาณรายจ่าย รวมทั้งแผนการกำหนดอัตราค่าธรรมเนียมตามมาตรา 41 ของพระราชบัญญัติฯ แล้วเสร็จ
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ฝ่ายเลขานุการฯ ไปยกร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ซึ่งเป็นไปตามมาตรา 47 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 สำหรับประเภทกิจการไฟฟ้า เพื่อใช้ในการให้สัมปทาน/ใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าเป็นการชั่วคราวไป ก่อน โดยให้กำหนดในลักษณะเดียวกับประกาศคณะปฏิวัติ ฉบับที่ 58
2.เห็นชอบในหลักการร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ซึ่งเป็นไปตามมาตรา 50 ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน ตามที่ฝ่ายเลขานุการเสนอ เพื่อใช้เป็นการชั่วคราวสำหรับผู้ประกอบการที่ยื่นเรื่องขออนุญาตตามประกาศ คณะปฏิวัติฉบับที่ 58 ไว้ก่อนวันที่พระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 มีผลใช้บังคับ และผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตให้ประกอบกิจการไฟฟ้า ตามประกาศคณะปฏิวัติฉบับที่ 58 แล้วแต่ยังไม่ได้รับใบอนุญาตการจำหน่ายไฟฟ้า จนกว่าคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานจะมีการเปลี่ยนแปลงหรือยกเลิก
3.เห็นชอบแนวทางการรับฟังความคิดเห็นตามความในมาตรา 26 ของพระราชบัญญัติฯ โดยให้เปิดเผยสาระสำคัญของร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 1 และร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 2 ผ่านทางเครือข่ายคอมพิวเตอร์ (เว็บไซด์) ของ สนพ. เป็นระยะเวลาไม่น้อยกว่า 1 สัปดาห์
4.มอบหมายให้เลขาธิการคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตรวจร่างประกาศคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 1 และร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 2 ก่อนการเสนอเพื่อลงนามให้มีผลบังคับใช้ตามกฎหมายต่อไป
5.อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ มอบหมายให้ รมว. พน. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้
5.1 ลงนามในประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง กำหนดประเภทและอายุใบอนุญาตการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ..... ตามข้อ 1
5.2 ลงนามในระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง หลักเกณฑ์ วิธีการ เงื่อนไขในการยื่นขอรับใบอนุญาต และเงื่อนไขในการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....ตามข้อ 2
5.3 ออกใบอนุญาตประกอบกิจการพลังงานให้แก่ผู้ขอรับสัมปทานหรือใบอนุญาตการประกอบ กิจการไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้งเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน
6.อาศัยอำนาจตามความในมาตรา 24 ของพระราชบัญญัติฯ มอบหมายให้ ผอ.สนพ. พิจารณาหรือกระทำการแทนคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน ดังนี้
6.1 ออกใบอนุญาตการประกอบกิจการไฟฟ้าให้แก่ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีกำลังผลิตติดตั้ง ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ และการออกใบอนุญาตจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดกำลังการผลิต ตามมาตรา 52 วรรคแรก ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน
6.2 เปิดเผยรายชื่อผู้รับใบอนุญาตในระบบเครือข่ายคอมพิวเตอร์ของสำนักงาน ตามมาตรา 52 วรรคสอง ของพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน
มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำเสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อให้ความเห็นชอบ แผนการดำเนินงานฯในวาระเริ่มแรก เพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 41 ของพระราชบัญญัติฯ ซึ่งรวมถึงงบประมาณรายจ่าย ประมาณการรายได้ และแผนกำหนดอัตราค่าธรรมเนียม
เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ธันวาคม 2550 - 11 มกราคม 2551)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนธันวาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 85.58 และ 91.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 1.29 และ 1.25 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวรัฐมนตรีพลังงานของประเทศ Algeria คาดว่ากลุ่มโอเปคอาจทบทวนการปรับเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันดิบในการประชุม ครั้งต่อไปในเดือนกุมภาพันธ์ 2551 หากมีความต้องการใช้น้ำมันที่เพิ่มขึ้นและค่าเงินสกุลดอลลาร์สหรัฐฯ ที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ 1.438 เหรียญสหรัฐฯต่อยูโร และในช่วงวันที่ 1 - 11 มกราคม 2551 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 90.37 และ 95.49 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากภาวะอุปทานน้ำมันตึงตัวหลังปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐฯ ลดลงติดต่อกัน และสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิตและส่งออกน้ำมันที่ยังคงเกิดขึ้น อย่างต่อเนื่อง รวมทั้งกลุ่มโอเปคยังไม่พิจารณาเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมัน
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยเดือนธันวาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 98.38, 97.09 และ 105.69 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนที่แล้ว 1.91, 1.85 และ 1.28 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากข่าวอินโดนีเซียผู้ซื้อหลักของภูมิภาคจะลดการนำเข้า น้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลในเดือนมกราคม 2551 เนื่องจากโรงกลั่นในประเทศเสร็จสิ้นจากการปิดซ่อมบำรุง และในช่วงวันที่ 1 - 11 มกราคม 2551 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 104.17, 102.91 และ 106.67 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และโรงกลั่น Formosa ของไต้หวันจะปิดซ่อมบำรุงในเดือนมีนาคม 2551 นอกจากนี้ จีนวางแผนนำเข้าน้ำมันดีเซลเดือนมกราคม 2551 คิดเป็นปริมาณสูงถึง 700,000 ตัน
3. เดือนธันวาคม 2550 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลลดลง 1 ครั้ง0.40 บาทต่อลิตร และในช่วงวันที่ 1-11 มกราคม 2551 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 2 ครั้ง ๆ ละ 0.40 บาทต่อลิตร และปรับราคาน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 1 ครั้ง 0.40 บาทต่อลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 14 มกราคม 2551 อยู่ที่ระดับ 33.69, 32.39, 29.69, 28.89, 29.74 และ 28.74 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันในช่วงครึ่งหลังของเดือนมกราคม 2551 คาดว่ายังคงมีความผันผวนและแกว่งตัวขึ้นลงอยู่ในระดับสูง ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 83 - 88 และ 87 - 92เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ในระยะสั้นปัจจัยที่ส่งผลให้ราคาน้ำมันปรับตัวลดลง ได้แก่ ความกังวลเกี่ยวกับเศรษฐกิจของสหรัฐฯ ที่อาจถดถอยลงเนื่องจากปัญหา Sub-Prime ที่จะส่งผลกระทบต่อความต้องการใช้น้ำมัน การเข้าเก็งกำไรในตลาดน้ำมันของกลุ่มเฮดฟันท์ และสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิต สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 92 - 97 และ 100 - 105 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ สภาพเศรษฐกิจโดยเฉพาะค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ ที่อ่อนค่าลง และความต้องการใช้ที่เพิ่มขึ้นของประเทศที่กำลังพัฒนา เช่น จีน และอินเดีย
5. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก เดื่อนมกราคม 2551 ปรับตัวเพิ่มขึ้น 2 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
มาอยู่ที่ระดับ 872 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบและความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่น ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 10.8905 บาทต่อกิโลกรัม อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 0.2950 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 40.28 ล้านบาทต่อเดือน แนวโน้มของราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2551 คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 840 - 850 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
6. การจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล เดือนธันวาคม 2550 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 6.66 ล้านลิตรต่อวัน และช่วงวันที่ 1 - 15 มกราคม 2551 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลจำนวน 7.04 ล้านลิตรต่อวัน โดยมีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล รวม 3,745 แห่ง เดือนธันวาคม 2550 การผลิตเอทานอลมีปริมาณ 1.03 ล้านลิตรต่อวัน จากผู้ประกอบการที่ผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง 7 ราย โดยราคา เอทานอลแปลงสภาพไตรมาส 1 ปี 2551 อยู่ที่ลิตรละ 17.28 บาท นอกจากนั้นกระทรวงพลังงานได้ร่วมกับกระทรวงการคลังส่งเสริมการจำหน่ายรถยนต์ ที่สามารถใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงตั้งแต่ร้อยละ 20 ขึ้นไป โดยใช้มาตรการลดภาษีสรรพสามิต ซึ่งจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 โดยบางจาก และ ปตท. เริ่มการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ตั้งแต่เดือนมกราคม 2551 โดย ณ ปัจจุบัน มีสถานีบริการรวม 15 แห่ง ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อี10 และ อี20 อยู่ที่ 29.69 และ 27.69 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 อยู่ที่ 4.00 และ 6.00 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
7. สำหรับน้ำมันไบโอดีเซล เดือนธันวาคม 2550 มีกำลังการผลิตรวม 2.185 ล้านลิตรต่อวัน และราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนธันวาคม 2550 และเดือนมกราคม 2551 อยู่ที่ 36.32 และ 38.26 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนธันวาคม 2550 มีจำนวน 3.83 ล้านลิตรต่อวัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 191,500 ลิตรต่อวัน และเดือนมกราคม 2551 จำนวน 4.22 ล้านลิตรต่อวัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 211,000 ลิตรต่อวัน ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ 28.74 บาทต่อลิตร ซึ่งต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.00 บาทต่อลิตร
8. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 15 มกราคม 2551 มีเงินสดสุทธิ 11,885 ล้านบาท มีหนี้สินกองทุน 10,107 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ยพันธบัตร 388 ล้านบาท และหนี้ค้างชำระเงินชดเชย 919 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิ 1,178 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 119 - วันพฤหัสบดีที่ 13 ธันวาคม 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 10/2550 (ครั้งที่ 119)
วันพฤหัสบดีที่ 13 ธันวาคม พ.ศ. 2550 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
3.การกำหนดอัตราเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
4.การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ
5.การกำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการ ตามพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรรมการ เป็นประธานในที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เนื่องจากประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดภารกิจจึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานของที่ประชุม
เรื่องที่ 1 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริม และให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 ต่อมา คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยปัจจุบัน มี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน และห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการหงสาลิกไนต์ภายใต้นโยบายและหลักการที่ ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทย กับประเทศเพื่อนบ้าน (คณะอนุกรรมการฯ) ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการหงสาลิกไนต์ในรูปแบบเดียวกับโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และน้ำอูที่ได้มีการลงนามแล้ว
ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2550 ได้ให้ความเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญและร่าง MOU ของโครงการหงสาลิกไนต์แล้ว
3. โครงการหงสาลิกไนต์ เป็นโครงการโรงไฟฟ้าพลังความร้อนโรงแรกที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงในการ ผลิตไฟฟ้าจำหน่ายให้กับไทย ในขณะที่โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ที่ผ่านมาเป็นโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำทั้งหมด ดังนั้น เงื่อนไขด้านเทคนิคและโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าของโครงการนี้จึงมีความแตกต่าง จากโครงการที่ผ่านมา สรุปรายละเอียดโครงการได้ ดังนี้
3.1 กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ :
(1) โรงไฟฟ้า ประกอบด้วย บริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด (ถือหุ้น 40%) ราชบุรี (ถือหุ้น 40%) และ รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 20%)
(2) เหมือง ประกอบด้วย บริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด (ถือหุ้น 37.5%) ราชบุรี (ถือหุ้น 37.5%) และ รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 25%)
3.2 กำลังผลิตติดตั้งทั้งหมด 1,878 (3 X 626) เมกะวัตต์ กำลังผลิตสุทธิ 1,653 (3 X 551) เมกะวัตต์ ขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทย ณ ชายแดน 1,473 เมกะวัตต์
3.3 ระบบส่ง จะมีการก่อสร้างสายส่งขนาด 500 กิโลโวลต์ เพื่อไปรับซื้อไฟฟ้าจาก สฟ. แม่เมาะ ไปถึงชายแดน จ. น่าน เป็นระยะทางประมาณ 245 กิโลเมตร
3.4 กำหนดแล้วเสร็จสายส่งในฝั่งไทย คือ วันที่ 1 กันยายน 2555
3.5 กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date :COD) : Unit 1 : 1 มีนาคม 2556; Unit 2 : 1 สิงหาคม 2556 และ Unit 3 : 1 ธันวาคม 2556
4. สาระสำคัญของร่าง Tariff MOU โครงการหงสาลิกไนต์
ร่าง Tariff MOU โครงการหงสาลิกไนต์ มีรูปแบบเดียวกับ Tariff MOU โครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และน้ำอูที่ได้ผ่านการพิจารณาโดยสำนักงานอัยการสูงสุดและมีการลงนามแล้ว โดย MOU โครงการนี้จะมีความแตกต่างเฉพาะอัตราค่าไฟฟ้าและข้อมูลเทคนิคของโรงไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และบริษัท บ้านปู เพาเวอร์ จำกัด
4.2 โครงการหงสาลิกไนต์เป็นโครงการซึ่ง กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ภายใต้บันทึกความเข้าใจระหว่างรัฐบาลไทยและ สปป.ลาว
4.3 บริษัทฯ และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น (รวมเรียกว่า Sponsors) จะจัดตั้งบริษัทใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ
4.4 Sponsors จะเจรจากับรัฐบาล สปป. ลาว เพื่อให้ได้สัญญาสัมปทานซึ่งผ่านความเห็นชอบของ National Assembly ของ สปป. ลาว (or Standing Committee of National Assembly) เพื่อให้สามารถพัฒนาโครงการและผลิตไฟฟ้าขายให้ กฟผ. อย่างถูกต้องตามกฎหมายของ สปป. ลาว และสอดคล้องกับเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.5 การขอความเห็นชอบ MOU และการบังคับใช้
-กฟผ. จะขอความเห็นชอบ MOU จาก กพช. ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม
-บริษัทฯ จะขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานและบ่อแร่ของรัฐบาล สปป. ลาว ภายใน 3 เดือนนับจากวันลงนาม
-MOU จะมีผลบังคับใช้หลังจากที่ทั้งสองฝ่ายได้รับแจ้งการได้รับความเห็นชอบตามที่ระบุข้างต้น
4.6 โครงการมีกำลังผลิตสุทธิที่โรงไฟฟ้า 1,653 เมกะวัตต์ โดยขายให้ สปป. ลาว ไม่เกิน 175 เมกะวัตต์ และขายให้ไทย 1,473 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ การที่จะขายไฟฟ้าให้ สปป. ลาว จะต้องมีระบบป้องกันที่จะไม่กระทบอีกฝ่ายหนึ่ง
4.7 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน เฉลี่ยตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี (Levelized) สรุปได้ดังนี้
-Availability Payment (AP) = 1.225 บาท/หน่วย
-Energy Payment (EP) = 0.825 บาท/หน่วย
-รวม AP + EP = 2.050 บาท/หน่วย
-Pre COD Energy Tariff = 0.6125+EP บาท/หน่วย
-Test Energy Tariff (ก่อนและหลัง COD) = 0.800 บาท/หน่วย
4.8 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date) ของเครื่องที่จำหน่ายไฟฟ้าเป็นเครื่องสุดท้าย โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาว อนุมัติและทั้งสองฝ่ายตกลง
4.9 ทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำเทิน 1 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ยกเว้นการคำนวณอัตราค่าไฟฟ้าและด้านเทคนิคจะมีการปรับใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้า โรงไฟฟ้าพลังความร้อนตามที่เป็นเอกสารส่วนหนึ่งของประกาศรับซื้อไฟฟ้ารอบ ใหม่ของไทยในปี 2550
4.10 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน
1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป
3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้
4.11 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU
4.12 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆจะเป็นดังนี้
-Scheduled Financial Close Date (SFCD) : 31 ธันวาคม 2551
-Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ 44 เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD
-Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง
-Unit 1: 50 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD
-Unit 2: 55 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD
-Unit 3 : 59 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD
-หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน
4.13 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน
-วันลงนามสัญญาฯ : 21 Million USD
-วัน Financial Close Date : 53 Million USD
-วัน COD : 47 Million USD
-วันครบรอบ COD 13 ปี : 16 Million USD
4.14 Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสาลิกไนต์ และมอบหมายให้ กฟผ. ใช้ร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้วไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการหงสา ลิกไนต์ในขั้นการจัดทำร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้ อย่างเหมาะสมได้ เนื่องจากโครงการหงสาลิกไนต์เป็นโรงไฟฟ้าพลังความร้อนโรงแรกที่ตั้งอยู่ใน ต่างประเทศ แต่ทั้งนี้จะต้องไม่กระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เดิมพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 มีการกำกับดูแลเฉพาะน้ำมันเท่านั้น สำหรับก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติได้กำกับดูแลตามประกาศของคณะ ปฏิวัติ ฉบับที่ 28 ลงวันที่ 29 ธันวาคม พ.ศ. 2514 และตามพระราชบัญญัติวัตถุอันตราย พ.ศ. 2535 ต่อมาได้มีการแก้ไขพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 โดยพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 เพื่อให้น้ำมันมีความหมายรวมถึงก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ
2. กฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2546 แก้ไขเพิ่มเติมโดยกฎกระทรวงฯ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2547 ได้กำหนดการกำกับดูแลเฉพาะน้ำมัน ดังนั้นเมื่อมีการเพิ่มเติมให้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ มาอยู่ภายใต้พระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2542 แก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติควบคุมน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 จึงจำเป็นต้องมีการปรับปรุงแก้ไขกฎกระทรวงดังกล่าว เพื่อให้สามารถกำกับดูแลครอบคลุมทั้งก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติด้วย
3. กรมธุรกิจพลังงาน ได้ยกร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับ การแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. .... เพื่อให้ครอบคลุมทั้งน้ำมัน ก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ ซึ่งกฎกระทรวงดังกล่าวได้ผ่านการพิจารณาเห็นชอบจากคณะกรรมการควบคุมน้ำมัน เชื้อเพลิง และคณะกรรมการพัฒนากฎหมายกระทรวงพลังงานแล้วเมื่อวันที่ 11 ธันวาคม 2550 และ 12 ธันวาคม 2550 ตามลำดับ
4. กฎกระทรวง มีสาระสำคัญ โดยสรุปได้ดังนี้ 1) กำหนดลักษณะของภาชนะบรรจุและลักษณะของสถานประกอบกิจการน้ำมัน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซธรรมชาติ 2) กำหนดประเภทและลักษณะกิจการควบคุมของสถานประกอบกิจการ แบ่งเป็น 3 ประเภท โดยกิจการควบคุมประเภทที่ 1 เป็นกิจการที่สามารถประกอบกิจการได้ทันที มี 2 กิจการ กิจการควบคุมประเภทที่ 2 เป็นกิจการที่เมื่อจะประกอบกิจการต้องแจ้งให้พนักงานเจ้าหน้าที่ทราบก่อน มี 7 กิจการ และกิจการควบคุมประเภทที่ 3 เป็นกิจการที่ต้องได้รับอนุญาตจากผู้อนุญาตก่อน จึงจะประกอบกิจการได้ มี 23 กิจการ 3) กำหนดหลักเกณฑ์วิธีการแจ้งและการอนุญาตให้เป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด และ 4) กำหนดอัตราค่าธรรมเนียม สำหรับกิจการน้ำมัน ก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซธรรมชาติ พร้อมทั้งกำหนดบทเฉพาะกาล เพื่อรองรับกิจการก๊าซปิโตรเลียมเหลว และก๊าซธรรมชาติที่ประกอบกิจการก่อนกฎกระทรวงมีผลใช้บังคับให้สามารถประกอบ กิจการ ต่อไปได้
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขเกี่ยวกับการแจ้ง การอนุญาต และอัตราค่าธรรมเนียมเกี่ยวกับการประกอบกิจการน้ำมันเชื้อเพลิง (ฉบับที่..) พ.ศ. .... ตามข้อ 4
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงที่ได้รับความเห็นชอบ เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
เรื่องที่ 3 การกำหนดอัตราเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. เมื่อวันที่ 28 ก.ย. 50 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายหลังการใช้หนี้หมด โดยให้โอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้แก่กองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายตามแผนงานปกติในระดับ 0.18 บาท/ลิตร ค่าใช้จ่ายสนับสนุนโครงการพัฒนาระบบขนส่ง 0.50 บาท/ลิตร และเพื่อลดราคาขายปลีกน้ำมันเชื้อเพลิง 0.50 บาท/ลิตร และเมื่อกองทุนน้ำมันฯ ได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกัน ภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงได้เพียงพอแล้ว ก็ให้ เพิ่มการโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปยังกองทุนอนุรักษ์ฯสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งอีก 0.20 บาท/ลิตร ทั้งนี้ ได้มอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการออกประกาศ กพช. กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯและนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับมติ กพช. โดยให้กระทำในวันเดียวกันต่อไป
2. ต่อมา กพช. เมื่อวันที่ 16 พ.ย. 50 ได้มีมติดังนี้ (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) ให้เพิ่มอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ อีก 0.50 บาท/ลิตร สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล เป็น 0.75 บาท/ลิตร สำหรับโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯลดลงเป็นศูนย์แล้ว และให้เพิ่มการเก็บเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯอีก 0.20 บาท/ลิตร เป็น 0.95 บาท/ลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 โดยให้มีการประกาศลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราเท่ากันและในวันเดียวกัน
3. กบง. เมื่อวันที่ 3 ธ.ค. 50 ได้มีมติเห็นชอบปรับอัตรากองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กพช. ดังนี้ (1) ให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลง 0.1800, 0.1870, 0.1800 และ 0.1835 บาท/ลิตร ตามลำดับ (2)ให้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินและดีเซลลง 0.50 บาท/ลิตร เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ เป็นศูนย์ โดยมอบอำนาจให้ประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณากำหนดช่วงเวลาที่เหมาะสมในการดำเนินการ (3) ให้ปรับลดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลงอีก 0.20 บาท/ลิตร เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ต.ค. 51 เป็นต้นไป ทั้งนี้ การปรับลดอัตรากองทุนน้ำมันฯ ตามข้อ (1) - (3) จะกระทำในวันเดียวกับการปรับขึ้นอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ
4. เนื่องจากราคาน้ำมันในตลาดโลกช่วงเดือนต.ค. - พ.ย. 50 ได้ปรับตัวสูงขึ้นมาก ดังนั้น เพื่อ มิให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศปรับตัวสูงขึ้นตาม ประธาน จึงได้นำอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่เตรียมไว้สำหรับลดราคาขายปลีกน้ำมันตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 ก.ย. 50 มาดำเนินการก่อน โดยปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซิน 91, แก๊สโซฮอล, ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 3 ครั้ง ลดลงรวม 0.40, 0.60, 0.80 และ 1.10 บาท/ลิตร ตามลำดับ
5. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 11 ธ.ค. 50 มีเงินสดสุทธิ 14,572 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 15,465 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 893 ล้านบาท ประมาณการรายได้สุทธิอยู่ที่ระดับ 2,294 ล้านบาท/เดือน โดยคาดว่าฐานะกองทุนน้ำมันฯ จะเป็นบวกประมาณวันที่ 23 ธ.ค. 50
6. ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พ.ย. 50 การกำหนดให้มีการเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯของน้ำมันเบนซินและ ดีเซล มีเจตนารมณ์ให้รวมถึงน้ำมันแก๊สโซฮอล และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ด้วย โดยที่แก๊สโซฮอลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 จัดอยู่ในกลุ่มของน้ำมันเบนซินและดีเซลตามลำดับ ดังนั้นเพื่อให้เกิดความชัดเจนในทางปฏิบัติ จึงเห็นควรนำเสนอ กพช. เพื่อขอทบทวนมติดังกล่าว โดยให้ระบุชนิดและประเภทของน้ำมันที่จะปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่ง เสริมการอนุรักษ์พลังงานให้ชัดเจน และกำหนดให้การปรับเพิ่มอัตรากองทุนอนุรักษ์ฯ ดำเนินการตั้งแต่วันที่ 17 ธ.ค. 50 เป็นต้นไปนั้น เนื่องจากตามขั้นตอนของการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ กำหนดให้ต้องลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา ซึ่งการดำเนินการลงประกาศอาจล่าช้ากว่ากำหนดระยะเวลาบังคับดังกล่าวได้ ฉะนั้นเพื่อมิให้มีปัญหาในทางปฏิบัติจึงเห็นควรกำหนดเวลาบังคับใช้ให้สอด คล้องกับการลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา
7. จากการประเมินสถานะกองทุนน้ำมันฯ คาดว่า กองทุนน้ำมันฯ จะมีฐานะเป็นบวกและสามารถโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งได้ประมาณวันที่ 23 ธ.ค 50 ดังนั้น เพื่อลดขั้นตอนในการออกประกาศ กพช. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้ว เห็นควรให้ดำเนินการปรับเพิ่มอัตราเงินกองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับแผนงานปกติและสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่ง ครั้งที่ 1 ไปพร้อมกัน โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศใน ราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1.ให้ปรับเพิ่มอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของ น้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เป็น 0.75, 0.25, 0.75 และ 0.25 บาท/ลิตร ตามลำดับ โดยให้มีผลบังคับใช้ ในวันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป
2.ให้ปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของ น้ำมันเบนซิน, แก๊สโซฮอล, ดีเซลและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้นอีก 0.20 บาท/ลิตร เป็น 0.95, 0.45, 0.95 และ 0.45 บาท/ลิตร ตามลำดับ เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2551 เป็นต้นไป
3.เห็นชอบร่างประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เรื่อง การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับ น้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และให้ฝ่ายเลขานุการฯ นำเสนอประธาน กพช. ลงนามในประกาศฯ ต่อไป
เรื่องที่ 4 การกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ
สรุปสาระสำคัญ
1. การกำหนดระดับค่าประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ เป็นเครื่องมือหนึ่งที่ใช้ในการส่งเสริมให้มีการใช้พลังงานอย่างประหยัดและ มีประสิทธิภาพ ซึ่งการกำหนดให้เป็นมาตรการบังคับ จะใช้กลไกการกำหนดมาตรฐานของพระราชบัญญัติมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) และสำนักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม (สมอ.) ได้มีบันทึกความเข้าใจเพื่อร่วมมือในการกำหนดมาตรฐาน และการส่งเสริมเผยแพร่ระบบมาตรฐาน ซึ่งในด้านมาตรฐานมีรายละเอียดกำหนดให้ทั้ง 2 หน่วยงานร่วมพิจารณากำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของเครื่องจักร อุปกรณ์ และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และให้ สมอ. พิจารณาประกาศกำหนดให้เป็นไปตามมาตรฐานต่อไป
2. กระทรวงพลังงานได้ออกพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 เพื่อปรับปรุงแก้ไขข้อกำหนดเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานให้เหมาะสม โดยจะมีผลบังคับใช้ในเดือนมิถุนายน 2551 ซึ่งนอกจากระดับประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ จะถูกกำหนดไว้ในมาตรา 23 ของพระราชบัญญัติดังกล่าวแล้ว รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานโดยคำแนะนำของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ มีอำนาจในการออกกฎกระทรวง เพื่อกำหนดมาตรฐานด้านประสิทธิภาพการใช้พลังงานของเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ ที่ใช้ในการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อประโยชน์ในการอนุรักษ์พลังงานในเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ดังกล่าว
3. พพ. ได้จัดทำร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ไฟฟ้าจำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ได้แก่ เครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้า (เครื่องทำน้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที) หม้อหุงข้าวไฟฟ้า กระติกน้ำร้อนไฟฟ้า เครื่องปรับอากาศ และตู้เย็น และได้นำร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ ดังกล่าว เสนอต่อคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานในการประชุมเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2550 ซึ่งคณะอนุกรรมการฯ ได้มีมติเห็นชอบ ให้ พพ. นำเสนอ สมอ. พิจารณาประกาศกำหนดให้เป็นไปตามมาตรฐานต่อไป
4. ร่างมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ไฟฟ้าทั้ง 5 ผลิตภัณฑ์ มีสาระสำคัญดังนี้ 1) ขอบข่าย 2) นิยามความหมายของคำที่ใช้ในมาตรฐานฯ 3) คุณลักษณะที่ต้องการ เกณฑ์เกี่ยวกับการกำหนดประสิทธิภาพการใช้พลังงานขั้นต่ำ 4) เครื่องหมาย และฉลากที่จำเป็นต้องติดและแสดงที่ผลิตภัณฑ์ 5) การชักตัวอย่าง และเกณฑ์การตัดสิน โดยให้เป็นไปตามแผนการชักตัวอย่างที่กำหนด หรือแผนการชักตัวอย่างอื่นที่เทียบเท่ากับทางวิชาการกับแผนที่กำหนดไว้ และ 6) การทดสอบหาค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และคุณลักษณะที่ต้องการ
5. กำหนดประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำและคุณลักษณะที่ต้องการ สำหรับอุปกรณ์ไฟฟ้า 5 ผลิตภัณฑ์ ดังนี้
5.1 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องทำน้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำของเครื่องทำน้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที ที่มีขนาดกำลังไฟฟ้า น้อยกว่า 4000 วัตต์, ตั้งแต่ 4000 ถึง 5500 วัตต์ และมากกว่า 5500 วัตต์ ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 81 2) ประสิทธิภาพการทำความร้อนต้องไม่น้อยกว่าค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องทำ น้ำร้อนไฟฟ้า น้ำผ่านร้อนทันที เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
5.2 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหม้อหุงข้าวไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำของหม้อหุงข้าวไฟฟ้า ที่มีพิกัดกำลังไฟฟ้าน้อยกว่า 400 วัตต์ ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 72 และหม้อหุงข้าวไฟฟ้าที่มีพิกัดกำลังไฟฟ้าตั้งแต่ 400 ถึง 600 วัตต์, มากกว่า 600 ถึง 800 วัตต์, และมากกว่า 800 วัตต์ ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนไม่น้อยกว่าร้อยละ 76 2) ประสิทธิภาพการทำความร้อนต้องไม่น้อยกว่าร้อยละ 93 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหม้อหุงข้าว ไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
5.3 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมกระติกน้ำร้อนไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำของกระติกน้ำร้อนไฟฟ้า ขนาดความจุน้อยกว่า 2.4 , ตั้งแต่ 2.4 ถึง 3.0 ลูกบาศก์เดซิเมตร, และมากกว่า 3.0 ลูกบาศก์เดซิเมตร ต้องมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนขั้นต่ำไม่น้อยกว่าร้อยละ 85 2) ประสิทธิภาพการทำความร้อนต้องไม่น้อยกว่าค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) และ 3) พิกัดกำลังไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ110 ของพิกัดกำลังไฟฟ้าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์ อุตสาหกรรมกระติกน้ำร้อนไฟฟ้า เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
5.4 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องปรับอากาศ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) อัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของเครื่องปรับอากาศแบบติดผนัง และแบบแยกส่วน ที่มีขีดความสามารถทำความเย็นไม่เกิน 8000 วัตต์ และขีดความสามารถทำความเย็น 8001 วัตต์ ถึง 12000 วัตต์ มีอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำไม่น้อยกว่า 2.82 2) ประสิทธิภาพพลังงาน ให้มีอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานไม่น้อยกว่าร้อยละ 93 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ขีดความสามารถทำความเย็นรวมสุทธิของเครื่องไม่น้อยกว่าร้อยละ 95 ของขีดความสามารถทำความเย็นรวมสุทธิของเครื่องที่ระบุ และพิกัดกำลังไฟฟ้าไม่เกินร้อยละ 110 ของพิกัดกำลังไฟฟ้าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเครื่องปรับ อากาศ เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
5.5 ร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมตู้เย็น เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน กำหนดให้ 1) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปี สำหรับตู้เย็น 1 ประตู แบบขจัดฝ้าน้ำแข็งด้วยมือ ที่มี AV < 100 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.74 AV + 278 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง และ AV ≥ 100 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.43 AV + 158 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง สำหรับตู้เย็น 2 ประตู แบบขจัดฝ้าน้ำแข็งอัตโนมัติ ที่มี AV < 450 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.43 AV + 423 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง และ AV ≥ 450 ลิตร มีค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีไม่เกิน 0.74 AV + 423 กิโลวัตต์ต่อชั่วโมง 2) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ต่อปีต้องไม่เกินร้อยละ 110 ของค่าที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) และ 3) ปริมาตรภายในที่วัดได้ต้องไม่น้อยกว่าร้อยละ 97 ของค่าปริมาตรภายในที่กำหนดที่ระบุไว้ที่ฉลากของผู้ผลิต (name plate) ทั้งนี้ การทดสอบให้ปฏิบัติตามที่กำหนดในร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมตู้เย็น เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงาน
6. เนื่องจากการดำเนินการเพื่อกำหนดระดับประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของอุปกรณ์ ไฟฟ้า โดยออกเป็นมาตรฐานตามกฎหมายมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมดังกล่าวต้องใช้ระยะ เวลา ดังนั้นเพื่อให้ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายอุปกรณ์ไฟฟ้าทำการผลิต หรือนำอุปกรณ์ที่ได้มาตรฐานมาจำหน่ายก่อน ควรใช้มาตรการอื่นภายใต้พระราชบัญญัติเพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ดำเนินการไปพลางก่อน เช่น การให้การส่งเสริมช่วยเหลือ การกำหนดให้อุปกรณ์ต้องแสดงประสิทธิภาพพลังงาน เป็นต้น ซึ่งในการดำเนินการนี้จำเป็นต้องออกกฎกระทรวงพลังงาน เพื่อกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำ ของอุปกรณ์ไฟฟ้าเหล่านั้น
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม เฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงานของอุปกรณ์ไฟฟ้า จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ตามรายละเอียดข้อ 5
2.มอบหมายให้ พพ. นำร่างมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมเฉพาะด้านประสิทธิภาพพลังงานของอุปกรณ์ 5 ผลิตภัณฑ์ ตามที่ได้รับความเห็นชอบในข้อ 1 เสนอ ต่อ สมอ. เพื่อดำเนินการต่อไป ทั้งนี้ ให้ สมอ. เร่งดำเนินการกำหนดเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมให้มีผลบังคับใช้ต่อไปโดย เร็ว
3.เห็นชอบในหลักการให้กระทรวงพลังงาน โดย พพ. ไปดำเนินการยกร่างกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงานขั้นต่ำของ อุปกรณ์ไฟฟ้า จำนวน 5 ผลิตภัณฑ์ ตามที่ได้รับความเห็นชอบในข้อ 1 เพื่อการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานในเครื่องจักรหรืออุปกรณ์ที่ใช้ในการ อนุรักษ์พลังงาน ตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบตามขั้นตอนต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติฯ มีผลบังคับใช้เป็นกฎหมาย โดยลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 10 ธันวาคม 2550 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 11 ธันวาคม 2550 เป็นต้นมา ทั้งนี้ พระราชบัญญัติฯ ได้กำหนดให้มีการแยกการกำหนดนโยบาย การกำกับดูแล และการปฏิบัติงานออกจากกันอย่างชัดเจน โดยให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ขึ้นเพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติภายใต้ กรอบนโยบายของรัฐ ได้แก่ การกำกับดูแลอัตราค่าบริการ กำกับดูแลมาตรฐานการให้บริการและการให้บริการอย่างทั่วถึง ให้ความคุ้มครองผู้ใช้พลังงานและผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการ พลังงาน การกำหนดมาตรฐานคุณภาพการบริการและความปลอดภัยในการประกอบกิจการพลังงาน การกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงานให้มีการแข่งขันที่เป็นธรรม ป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดโดยมิชอบ เป็นต้น
2. ตามมาตรา 64 ของพระราชบัญญัติฯ ดังกล่าว ได้กำหนดให้รัฐมนตรีโดยความเห็นชอบของ กพช. กำหนดนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการพลังงาน ดังนั้น กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้มีการดำเนินการออกประกาศแนวนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่า บริการในการประกอบกิจการพลังงานตามมาตรา 64 ของพระราชบัญญัติฯ โดยรวบรวมจากแนวนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการไฟฟ้าและก๊าซ ธรรมชาติที่ กพช. ได้มีมติให้ดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงานจัดทำประกาศแนวนโยบายและแนวทางการกำหนดอัตราค่า บริการในการประกอบกิจการพลังงานตามมาตรา 64 โดยรวบรวมจากแนวนโยบายการกำหนดอัตราค่าบริการในการประกอบกิจการไฟฟ้าและก๊าซ ธรรมชาติที่ กพช. ได้มีมติให้ดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา ตลอดจนการจัดทำขอบเขตการกำหนดนโยบายและการกำกับดูแลกิจการพลังงานตามพระราช บัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. 2550 และเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
กพช. ครั้งที่ 118 - วันศุกร์ที่ 7 ธันวาคม 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 9/2550 (ครั้งที่ 118)
วันศุกร์ที่ 7 ธันวาคม พ.ศ. 2550 เวลา 14.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด-นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1.การดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
2.แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์
3.การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007)
4.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (พฤศจิกายน 2550)
5.ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ
6.การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน กรรมการ เป็นประธานในที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เนื่องจากประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ติดภารกิจจึงได้มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานของที่ประชุม
เรื่องที่ 1 การดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 มีมติเห็นชอบนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ โดยในแผนการจัดหาพลังงาน ได้กำหนดให้มีการส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเพิ่ม ขึ้น โดยเร่งรัดการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
2. ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 ได้มีมติ (1) เห็นชอบในหลักการแนวทางการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 (2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ต่อไป ทั้งนี้ คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. ดังกล่าวแล้ว
3. ตามประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าสำหรับ IPP ได้กำหนดให้คณะอนุกรรมการฯ ดำเนินการประเมินและคัดเลือกโครงการ IPP และเสนอผลการประเมินคัดเลือกให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (รมว.พน.) พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนออกประกาศต่อไป ทั้งนี้ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยมีผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน เป็นประธาน มีผู้แทนจากสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ และสำนักงานบริหารหนี้สาธารณะ เป็นอนุกรรมการ และผู้แทน สนพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ
4. คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สรุปได้ดังนี้
4.1 กระทรวงพลังงานโดย สนพ. และคณะอนุกรรมการฯ ได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP เมื่อวันที่ 27 มิถุนายน 2550 โดยเปิดขายเอกสารเชิญชวนฯ ระหว่างวันที่ 29 มิถุนายน-27 กรกฎาคม 2550 กำหนดรับซองข้อเสนอโครงการ วันที่ 19 ตุลาคม 2550 กำหนดการประเมินข้อเสนอทางด้านเทคนิคและข้อเสนอทางด้านการเงินแล้วเสร็จ ได้ภายในเดือนพฤศจิกายน 2550 และธันวาคม 2550 ตามลำดับ ทั้งนี้ คาดว่าจะลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2551 เพื่อให้โครงการจัดหาเงินกู้แล้วเสร็จ (Financial Closed) ภายในเดือนมิถุนายน 2552 และเริ่มก่อสร้างโรงไฟฟ้าได้ในเดือนมิถุนายน 2552 ซึ่งจะทำให้สามารถจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (COD) ได้ทันในปี 2555-2557 ทั้งนี้ ได้จัดสรรกำลังการผลิตในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 ให้ IPPs จำนวนประมาณ 3,200 MW โดยมี COD ดังนี้ (1) ปี พ.ศ. 2555 (ธ.ค. 54-มี.ค. 55) จำนวน 800 เมกะวัตต์ (2) ปี พ.ศ. 2556 (ธ.ค.55-มี.ค. 56) 800 เมกะวัตต์ และ (3) ปี พ.ศ. 2557 (ธ.ค. 56-มี.ค. 57) 1,600 เมกะวัตต์
4.2 ณ วันที่ 27 กรกฎาคม 2550 ซึ่งเป็นวันปิดจำหน่ายเอกสาร RFP Package มีผู้สนใจซื้อเอกสาร RFP Package รวมจำนวน 60 ราย และเมื่อครบกำหนดการยื่นข้อเสนอเมื่อวันที่ 19 ตุลาคม 2550 ปรากฏว่ามีผู้ยื่นข้อเสนอโครงการรวมทั้งสิ้น 20 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 17,407 เมกะวัตต์ เป็นโครงการโรงไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง 14 ราย 13,807 เมกะวัตต์ และโครงการโรงไฟฟ้าที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง 6 ราย 3,600 เมกะวัตต์
4.3 คณะอนุกรรมการฯ ใช้คู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ในราย ละเอียดที่สอดคล้องกับ RFP-Instructions เป็นแนวทางในการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ โดยแบ่งการประเมินเป็นการตรวจสอบความถูกต้องครบถ้วนของเอกสารการประมูลแข่ง ขัน (Compliance check) การประเมินทางด้านเทคนิค การเงิน และกฎหมาย นอกจากนี้ ในเอกสารเชิญชวนผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องเสนอรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวด ล้อม (Environmental Impact Assessment: EIA) ต่อสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) ภายในระยะเวลา 30 วัน หลังจากวันยื่นข้อเสนอโครงการ กล่าวคือ ภายในวันที่ 18 พฤศจิกายน 2550 และผู้ที่ผ่านการประเมินและคัดเลือกจะสามารถลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ได้ต่อเมื่อโครงการได้รับอนุมัติรายงาน EIA จากคณะกรรมการสิ่งแวดล้อมแห่งชาติ ภายในวันที่ 30 กันยายน 2551
5. คณะอนุกรรมการฯ ได้ดำเนินการประเมินและคัดเลือกโครงการแล้วเสร็จ และได้นำเสนอ รมว.พน. ซึ่งได้เห็นชอบผลการประเมินคัดเลือกทางด้านเทคนิคและทางด้านการเงินของ โครงการฯ แล้ว สรุปสาระสำคัญของผลการประเมินและคัดเลือก ได้ดังนี้
5.1 ผลการประเมินและคัดเลือกด้านเทคนิค
5.1.1 การประเมินข้อเสนอทางด้านเทคนิค ใช้หลักเกณฑ์ตามที่กำหนดในเอกสาร RFP-Instructions และวิธีการตามคู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ โดยประเมินและคัดเลือกข้อเสนอด้านเทคนิคแบบผ่านหรือไม่ผ่าน แบ่งเป็น 3 ด้าน คือ เทคนิค การเงิน และกฎหมาย ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญหลักเกณฑ์การประเมินฯ ได้ ดังนี้
(1) พิจารณาสถานที่ตั้งโครงการ การพัฒนาโครงการและกำหนดการพัฒนาโครงการ โรงไฟฟ้าจะต้องตั้งอยู่ในประเทศไทย และจะต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมของกรมโรงงานอุตสาหกรรม กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมและหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้อง
(2) พิจารณาความน่าเชื่อถือและความสามารถของผู้ลงทุนที่สามารถจัดหาเงินกู้ โครงการได้ หากผู้ยื่นข้อเสนอมีหนังสือจากสถาบันการเงินว่าจะเป็นผู้สนับสนุนให้เงินกู้ ได้ ก็จะเป็นข้อได้เปรียบในการพิจารณา ตลอดจนประสบการณ์ด้านการผลิตไฟฟ้าที่ผ่านมาของผู้ลงทุน
(3) ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องจัดส่งเอกสารการถือครองที่ดินโครงการ โดยอาจเป็นที่ดินที่ซื้อมาหรือเช่าก็ได้
(4) พิจารณาว่าโรงไฟฟ้าสามารถปฏิบัติตามเงื่อนไขทางเทคนิคในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าได้หรือไม่ โดยให้ กฟผ. เป็นผู้ยืนยันว่าโครงการสามารถเชื่อมโยงกับระบบส่งของ กฟผ. ได้
(5) พิจารณาว่าโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติสามารถเชื่อมต่อเข้ากับระบบก๊าซธรรมชาติของ บมจ. ปตท. ได้หรือไม่ โดยให้ บมจ. ปตท. เป็นผู้ยืนยัน
(6) เจ้าของโครงการต้องยื่นรายงาน EIA ต่อ สผ. ภายในวันที่ 18 พฤศจิกายน 2550 โดย EIA จะต้องได้รับความเห็นชอบจาก สผ. ภายใน เดือนกันยายน 2551
(7) เทคโนโลยีและขนาดโรงไฟฟ้า
(8) ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องเสนอหนังสือแสดงเจตจำนง (Letter of Intent) จากผู้จำหน่ายเชื้อเพลิงว่าสามารถที่จะจัดหาเชื้อเพลิงให้กับโครงการได้ รวมทั้งแผนการจัดหาเชื้อเพลิง
5.1.2 ผู้ยื่นข้อเสนอโครงการผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิคจำนวน 17 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 15,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ รมว.พน ได้ให้ความเห็นชอบ และ สนพ. ได้ประกาศรายชื่อผู้ผ่านการประเมินข้อเสนอด้านเทคนิคแล้ว เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2550 และ ในการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิค มีผู้ไม่ผ่านการประเมิน 3 ราย ซึ่ง สนพ. ได้แจ้งให้ผู้ที่ไม่ผ่านการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านเทคนิคทราบแล้ว เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2550 ดังนี้
(1) บริษัท ผลิตไฟฟ้าราชบุรี จำกัด ซึ่งไม่ผ่านการคัดเลือกเนื่องจากมีสถานภาพเป็นรัฐวิสาหกิจ (SOE) ได้มีหนังสือถึง รมว.พน. ร้องเรียนขอความเป็นธรรม โดยชี้แจงว่าบริษัทฯ มีคุณสมบัติครบถ้วนตามเงื่อนไขของเอกสาร RFP Package และมิได้เป็นรัฐวิสาหกิจ (SOE) ตามที่กำหนดไว้ในเอกสาร RFP Package ซึ่งได้มีการกำหนดให้ใช้นิยาม "รัฐวิสาหกิจ" ตาม พ.ร.บ. การบริหารหนี้สาธารณะ พ.ศ 2548 โดย รมว.พน. ได้มอบหมายให้ สนพ. พิจารณาในเรื่องดังกล่าว และ คณะอนุกรรมการฯ มีมติเห็นควรให้นำเสนอกระทรวงพลังงานนำข้อร้องเรียนของบริษัทฯ เสนอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาพิจารณาตีความ ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานได้เสนอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตีความแล้ว
(2) บริษัท ไทย แนชั่นแนล เพาเวอร์ จำกัด ไม่ผ่านการประเมินเนื่องจากผู้ลงทุนไม่ได้เสนอกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ เชิงพาณิชย์ (SCOD) ซึ่งเป็นสาระสำคัญใน RFP Package ที่กำหนดให้ผู้ลงทุนจะต้องเสนอในข้อเสนอด้านเทคนิค และเอกสารแนบท้ายร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ผู้ลงทุนได้มีหนังสือถึงคณะอนุกรรมการฯ เพื่อขอคืนหลักค้ำประกันแล้ว
(3) บริษัท แนชั่นแนล เพาเวอร์ ซัพพลาย จำกัด ไม่ผ่านการประเมินเนื่องจากเสนอ ข้อเสนอด้านราคาค่าไฟฟ้าเข้ามาในข้อเสนอทางด้านเทคนิคด้วย ซึ่งตามเงื่อนไขใน RFP โดยบริษัทฯ ได้มีหนังสือถึง รมว.พน เมื่อวันที่ 28 พฤศจิกายน 2550 เพื่อชี้แจงและร้องเรียน ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้เชิญผู้แทนบริษัทฯ มาเพื่อรับฟังการชี้แจงข้อร้องเรียนและดูข้อเสนอโครงการทางด้านเทคนิคที่มี Compact Disc ด้านการเงินรวมอยู่ด้วย ซึ่งบริษัทฯ ได้ยืนยันว่า Compact Disc มีข้อมูลด้านราคาของบริษัทฯ จริง
5.2 ผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอทางด้านการเงิน
5.2.1 การประเมินข้อเสนอทางด้านการเงิน ใช้หลักเกณฑ์ตามที่กำหนดในเอกสาร RFP-Instructions และวิธีการตามคู่มือการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอ ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญหลักเกณฑ์การประเมินฯ ได้ ดังนี้
(1) ผู้ยื่นข้อเสนอรายหนึ่งจะต้องเสนอกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) อย่างน้อย 1 SCOD (Fixed SCOD) ในช่วงปี 2555-2557 และสามารถเสนอทางเลือก ได้อีก 2 SCODs ในปีที่ต่างกัน (Alternative SCODs) โดยระบุอัตราค่าไฟฟ้าในแต่ละ SCOD ที่เสนอด้วย
(2) การประเมินด้านราคาใช้แบบจำลองการประเมินผล (Bid Evaluation Model) ซึ่งจะพิจารณาจากราคาไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ (Levelized Unit Price:LUP ) ของแต่ละปี SCOD ที่ผู้ยื่นข้อเสนอได้เสนอมา
(3) ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ประกอบด้วย
- APR1 (Availability Payment Receivable 1): หมายถึง ค่าความพร้อมจ่ายหรือค่าพลังไฟฟ้าที่สะท้อนต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ดอกเบี้ยซึ่งรวมดอกเบี้ยระหว่างการก่อสร้าง และผลตอบแทนในส่วนของผู้ถือหุ้น
- APR2 (Availability Payment Receivable 2): หมายถึง ค่าความพร้อมจ่ายหรือค่าพลังไฟฟ้าที่สะท้อนค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษา ค่าอะไหล่ และค่าประกันภัย
- AFC (Added Facility Charge): เป็นค่าใช้จ่ายต้นทุนค่าระบบส่งจากโครงการถึงสถานีไฟฟ้าของ กฟผ. (New Transmission Facility: NTF) ซึ่งรวมถึงค่าใช้จ่าย Right of Way ด้วย
- EP (Energy Payment: EP): เป็นค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงจริง ตามที่โรงไฟฟ้าใช้โดยขึ้นกับการรับประกันค่าความสิ้นเปลืองการใช้เชื้อเพลิง (Heat Rate) ตามที่ระบุในข้อเสนอด้านการเงิน (Financial Proposal) และครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปรในการผลิตและบำรุงรักษา
5.2.2 ในการเปิดข้อเสนอทางด้านราคาของโครงการที่ผ่านการประเมินข้อเสนอทางด้าน เทคนิคจำนวน 17 โครงการ พบว่ามีข้อเสนอราคารวม 36 ทางเลือก โดยได้มีการตรวจสอบแบบจำลองการประเมินผล (Bid Evaluation Model) และข้อเสนอด้านการเงิน (Financial Proposal) ของผู้ยื่นข้อเสนอแต่ละโครงการ และตรวจสอบค่าไฟฟ้า เฉลี่ยตลอดอายุโครงการ (LUP) เพื่อให้ได้ราคาที่ถูกต้องภายใต้สมมติฐานที่สอดคล้องกับ Financial Proposal
5.2.3 เมื่อคำนวณราคาค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการแล้ว จะเรียงลำดับราคาตามข้อเสนอของผู้ยื่นข้อเสนอจากราคาต่ำสุดไปยังราคาสูงสุด และแสดงกำลังการผลิตในแต่ละปี เพื่อพิจารณาคัดเลือกต่อไป โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็นและมติ ดังนี้
(1) พิจารณาคัดเลือกโครงการตามค่าไฟฟ้าเฉลี่ยฯ ที่ต่ำที่สุดในแต่ละปี พบว่า โครงการที่ได้รับการคัดเลือกในปี 2555 และ 2556 เป็นโครงการที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงจำนวน 2 โครงการ รวมกำลังการผลิต 1,200 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นร้อยละ 37.5 ของกำลังการผลิตที่เปิดประมูล โดยที่โครงการด้านถ่านหินมีความไม่แน่นอนสูง จากการอาจไม่ได้รับการยอมรับจากชุมชนในพื้นที่ ซึ่งทำให้การก่อสร้างเกิดความล่าช้า ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าได้ตามเวลาที่กำหนด นอกจากนี้ หากโครงการไม่สามารถดำเนินการได้จะกระทบความมั่นคงด้านการจัดหาไฟฟ้า และจากข้อมูลการเปิดประมูลแข่งขันโครงการ IPP ครั้งที่ผ่านมาในปี 2537 พบว่าการก่อสร้างโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหิน ประสบผลสำเร็จเพียง 1 โครงการจาก 3 โครงการที่ได้รับการคัดเลือก ดังนั้น ในการกระจายประเภทเชื้อเพลิงของโครงการจึงพิจารณาคัดเลือกกำลังการผลิตไฟฟ้า จากถ่านหินในระดับ 1 ใน 3 ของกำลังการผลิตที่เปิดประมูล สำหรับโครงการที่มีค่าไฟฟ้าเฉลี่ยต่ำที่สุดถัดมาเป็นโครงการก๊าซธรรมชาติ
เมื่อพิจารณาโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติในลำดับถัดไปแล้ว คณะอนุกรรมการฯ ได้เห็นควรให้พิจารณาคัดเลือกโครงการที่ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิงใน ช่วงปี 2555 และ 2556 ไว้ด้วย ซึ่งจะส่งผลให้กำลังการผลิตรวมเป็น 4,400 เมกะวัตต์ และจะทำให้กำลังการผลิตในปีแรกและปีที่ 2 สูงกว่าเป้าหมาย แต่มีข้อดีคือได้กำลังการผลิตกระจายครบทั้ง 3 ปี คือ 2555-2557 และสอดคล้องกับนโยบายการกระจายชนิดเชื้อเพลิงทั้งถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ
โครงการผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ได้รับการคัดเลือก
โครงการที่ | โรงไฟฟ้า | โครงสร้างผู้ถือหุ้น | เชื้อเพลิง | กำลังการผลิต (MW) |
กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (SCOD) |
1 | GHECO-One | GLOW IPP2 = 65% Hemaraj = 35% |
Coal | 660 | ต.ค. 2554 |
2 | National Power supply (NPS) | NPS = 99.99% 6 Thai Individuals =0.01% |
Coal | 540 | พ.ย. 2555/ มี.ค. 2556 |
3 | Siam Energy | Gulf JP = 99.94% 6 Thai Individuals =0.06% |
Gas | 1,600 | มี.ค. 2555/ ก.ย. 2555 |
4 | Power Generation Supply | Gulf JP = 99.94% Individual Investors =0.06% |
Gas | 1,600 | ก.ย. 2556/ มี.ค. 2557 |
รวม | 4,400 |
(2) นอกจากนี้ คณะอนุกรรมการฯ ได้พิจารณาเปรียบเทียบราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุโครงการของโครงการ IPP ที่ยื่นข้อเสนอในครั้งนี้ กับราคาจากการประมูลแข่งขันเมื่อปี พ.ศ. 2537 แล้ว พบว่า ค่า AP ของโครงการถ่านหินจะสูงกว่าโครงการที่ได้รับการคัดเลือกในปี 2537 ในขณะที่ค่า AP สำหรับโครงการก๊าซธรรมชาติ จากการประมูลในครั้งนี้จะต่ำกว่าราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขันในปี 2537 มาก ทั้งนี้ หากเปรียบเทียบจาก EP ณ ราคาก๊าซธรรมชาติเดียวกัน เช่น ณ ราคา 203 บาทต่อล้านบีทียู จะพบว่า ค่า EP มีค่าใกล้เคียงกันมาก ดังนั้น เมื่อพิจารณาค่าไฟฟ้าเฉลี่ย (AP+EP) แล้วพบว่า โครงการก๊าซธรรมชาติจากการประมูลในรอบนี้จะถูกกว่าการประมูลในปี 2537 ประมาณ 15 สตางค์ต่อหน่วย
การคัดเลือกโครงการตามข้อ (1) เป็นทางเลือกที่เหมาะสม สอดคล้องกับนโยบายการกระจายชนิดเชื้อเพลิงทั้งถ่านหินและก๊าซธรรมชาติ อย่างไรก็ตาม จากกำลังการผลิตรวม 4,400 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าที่ประกาศไว้ ทั้งนี้ กำลังการผลิตที่รับซื้อที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวจะเป็นประโยชน์ต่อประเทศโดยรวม ในการจัดหาไฟฟ้าได้ในราคาที่ต่ำ และทำให้ไม่ต้องมีการเปิดประมูลใหม่ในปี 2558 ด้วย
มติของที่ประชุม
1.รับทราบผลการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ (IPP) สำหรับการประมูลในช่วงปี 2555-2557 จำนวน 4 โครงการ รวมกำลังการผลิต 4,400 เมกะวัตต์
2.มอบหมายให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้า (IPP) ที่ได้รับการคัดเลือก และมอบหมายให้ กฟผ. รับไปลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป และหากจำเป็นให้สามารถเจรจากับผู้ผลิตไฟฟ้าเพื่อปรับวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้า เข้าระบบตามสัญญา (SCOD) เพื่อรักษากำลังการผลิตสำรองของระบบไฟฟ้าให้อยู่ในระดับที่เหมาะสม และเป็นที่ยอมรับของทั้งสองฝ่าย
3.เห็นชอบให้กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าว่าสัญญาจะมีผลบังคับใช้ (Condition Precedent) เมื่อผู้ลงทุนได้รับอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) และได้รับใบอนุญาตประกอบกิจการไฟฟ้าแล้ว
4.เห็นชอบให้การประมูลรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ในครั้งต่อไป เป็นการประมูลสำหรับช่วงปี 2559 - 2561 แทนกำหนดการเดิมซึ่งจะเปิดประมูลในช่วงปี 2558-2560
5.เห็นควรให้คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน รับความเห็นของที่ประชุมตามรายละเอียดในข้อ 3 ไปดำเนินการต่อไป
เรื่องที่ 2 แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 โดย (1) เห็นชอบในหลักการ แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPIEP) เบื้องต้น โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปศึกษาในรายละเอียดเพื่อจัดทำแผนให้สมบูรณ์ และนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป (2) ให้มีการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เป็นหน่วยงานภายในกระทรวงพลังงาน (3) ในการดำเนินโครงการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน โดยให้จัดประชุมสัมมนาอย่างน้อย 8 ครั้ง ในระยะเวลา 6 เดือน (4) เห็นชอบแผนการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปกำหนดแผนการดำเนินงานในรายละเอียดต่อไป (5) เห็นชอบกรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท เพื่อใช้ในการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ การดำเนินงานแผนงานด้านกฎหมาย ระบบกำกับและข้อผูกพันระหว่างประเทศ แผนงานด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ แผนงานด้านพัฒนา ถ่ายทอดเทคโนโลยีและพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ แผนงานด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม แผนงานด้านสื่อสารสาธารณะและการยอมรับของประชาชน และแผนงานด้านการเตรียมการจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ตั้งงบประมาณรวมอยู่ในกระทรวงพลังงาน และให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาจัดหางบประมาณต่อไป และ (6) เห็นชอบให้การกำกับดูแลในระยะเริ่มแรกกำหนดให้ใช้กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับ พลังงานปรมาณูเพื่อสันติ ซึ่งปัจจุบันมีอยู่หลายฉบับไปพรางก่อน หลังจากนั้นมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี รับไปยกร่างกฎหมายเฉพาะในการกำกับดูแล มาตรฐานและความปลอดภัยด้านนิวเคลียร์ โดยครอบคลุมถึงประเด็นที่เกี่ยวข้องทั้งหมด
2. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2550 คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ และคณะอนุกรรมการทั้ง 7 คณะ ได้ประชุมร่วมกัน เพื่อพิจารณารายละเอียดของแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานฯ การจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ แนวทางการดำเนินงานในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551-2553) และที่ประชุมได้มีมติ 1) มอบหมายให้คณะอนุกรรมการทั้ง 7 คณะ ปรับปรุงร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานฯ ให้เป็นฉบับสมบูรณ์เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาในการประชุมครั้งต่อไป และ 2) เห็นชอบโครงสร้างบทบาทหน้าที่สำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์และมอบ หมายให้ สนพ. จัดทำรายละเอียดต่อไป
3. คณะอนุกรรมการแผนงานด้านสื่อสารและการยอมรับของสาธารณะได้จัดทำข้อเสนอการ จัดประชุมตามโครงการการมีส่วนร่วมแห่งชาติ (National Participation Program) โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ เพื่อดำเนินการให้ข้อมูลด้านพลังงานนิวเคลียร์แก่ทุกส่วนที่เกี่ยวข้อง รับฟังความคิดเห็น และให้ประชาชนได้มีส่วนร่วม โดยจะจัดสัมมนาจำนวน 8 ครั้ง ในเดือนมกราคม - กุมภาพันธ์ 2551 ในวงเงินงบประมาณ จำนวน 5 ล้านบาท
4. สรุปสาระสำคัญของแผนการดำเนินงานและงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก พ.ศ. 2551 - 2553 ประกอบด้วย
(1) แผนงานด้านระบบกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ ซึ่งจะใช้งบประมาณดำเนินการในช่วง 3 ปี รวมวงเงิน 90 ล้านบาท (ปีละ 30 ล้านบาท) โดยมีกิจกรรมต่างๆ ดังนี้ คือ 1) ศึกษาและปรับปรุงกฎหมายด้านความปลอดภัยทางนิวเคลียร์ระดับสากล และพันธกรณีทางนิวเคลียร์ต่างๆ เปรียบเทียบกับกฎหมายไทยปัจจุบัน 2) จัดทำกฎกระทรวงหรือมาตรฐานหรือกฎระเบียบ หรือแนวทางปฏิบัติเกี่ยวกับความปลอดภัยและจัดตั้งโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 3) เสนอกฎกระทรวง เกณฑ์มาตรฐาน แนวปฏิบัติให้คณะกรรมการและผู้ทรงคุณวุฒิให้ความเห็นชอบ ประชาพิจารณ์ แนวทางกำกับดูแลความปลอดภัยโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 4) ทำการวิเคราะห์ และวิจัยด้านการกำกับดูแล และความปลอดภัยนิวเคลียร์ และ 5) บริหารองค์กรความรู้ด้านการกำกับดูแล และถ่ายทอดเทคโนโลยีด้านความปลอดภัยนิวเคลียร์
(2) แผนงานด้านโครงสร้างอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ จะใช้งบประมาณดำเนินการ ปีละ 10 ล้านบาท ระยะ 3 ปี เป็นเงินรวม 30 ล้านบาท โดยจะดำเนินกิจกรรม ได้แก่ 1) สำรวจข้อมูลอุตสาหกรรมและมาตรฐานอุตสาหกรรมเพื่อเตรียมโครงสร้างพื้นฐาน พลังงานนิวเคลียร์ 2) สัมมนาระดมความคิดเห็นในอุตสาหกรรมทั้ง 5 กลุ่ม และ 3) วิเคราะห์และประเมินผลและจัดทำรายงานสรุปผลการศึกษา
(3) แผนงานด้านการถ่ายทอด พัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ ใช้งบประมาณ 3 ปี เป็นเงินรวม 195 ล้านบาท (ปีละ 65 ล้านบาท) และจะดำเนินการพัฒนาบุคลากรต่างๆ ดังนี้ 1) กลุ่มนโยบายและแผน (กระทรวงพลังงาน, สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน, สำนักพัฒนาโครงการไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์) จำนวน 35 คน/ปี 2) กลุ่มพัฒนาเทคโนโลยี และถ่ายทอดเทคโนโลยี จำนวน 100 คน/ปี 3) กลุ่มกฎหมายและการกำกับดูแล จำนวน 100 คน/ปี 4) กลุ่มการสื่อสารสาธารณะ และการยอมรับของประชาชน 60 คน/ปี 5) กลุ่มพัฒนาสังคมและบริการสาธารณะ จำนวน 20 คน/ปี และ 6) ผู้เชี่ยวชาญจากต่างประเทศ เช่น IAEA, Japan, Korea, China, France, USA ฯ จำนวน 30 คน/ปี
(4) แผนงานด้านความปลอดภัยและการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม ใช้งบประมาณดำเนินการ ปีละ 30 ล้านบาท ระยะ 3 ปี รวมวงเงิน 90 ล้านบาท ประกอบด้วย กิจกรรมต่างๆ ได้แก่ 1) จัดทำแนวทางการศึกษาผลกระทบสิ่งแวดล้อมของโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และการประเมินผลกระทบเชิงพื้นที่ 2) ปรับปรุงกฎหมายสิ่งแวดล้อมฯ จากการพัฒนาโครงการ และ 3) แผนในการป้องกันและบรรเทาสาธารณภัยและแผนฉุกเฉิน
(5) แผนงานด้านการสื่อสารสาธารณะและการมีส่วนร่วมของประชาชน ใช้งบประมาณดำเนินการโดยเฉลี่ยประมาณปีละ 200 ล้านบาท รวม 3 ปี เป็นเงิน 625 ล้านบาท โดยดำเนินกิจกรรมต่างๆ ได้แก่ 1) โครงการสร้างความรู้ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน 2) งานสำรวจและวิจัยทัศนคติ 3) งานผลิตสื่อและการซื้อสื่อ 4) งานส่งเสริมและเผยแพร่ 5) งานกิจกรรมพิเศษ และ 6) งานอำนวยการ
(6) แผนงานด้านการวางแผนการดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ จะใช้งบประมาณดำเนินการปีละประมาณเฉลี่ย 80 ล้านบาท รวม 3 ปี 240 ล้านบาท โดยดำเนินกิจกรรมต่างๆ ดังนี้ 1) การศึกษาความเป็นไปได้ของโครงการ (Feasibility Study) 2) การสำรวจและการเลือกสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า (Site Survey and Selection) 3) การวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (Environmental Impact Assessment, EIA) 4) การพัฒนาบุคลากร (Human Resource Development) และ 5) ค่าใช้จ่ายในการบริหารจัดการและเงินเดือนพนักงาน (Administration Cost and Wage)
(7) จัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPPDO) ซึ่งใช้ระยะเวลาดำเนินการ 3 ปี วงเงิน 75 ล้านบาท ซึ่งประกอบด้วย ค่างบบุคลากร งบดำเนินการ งบลงทุน และรายจ่ายอื่นๆ
5. คณะอนุกรรมการยกร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ เมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2550 ได้มีมติรับทราบมติของ กพช. และให้คณะอนุกรรมการทั้ง 6 ชุด จัดทำรายละเอียดแผนการดำเนินงานและแผนงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551-2553) ดังที่กล่าวไว้แล้วในข้อ 4 ซึ่งคาดว่า จะใช้งบประมาณ 1,345 ล้านบาท ประกอบด้วย
แผนงาน | งบประมาณ (ล้านบาท) | ||
ปี 2551 | ปี 2552 | ปี 2553 | |
1. แผนงานด้านกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ | 30.0 | 30.0 | 30.0 |
2. แผนงานด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ | 10.0 | 10.0 | 10.0 |
3. แผนงานด้านการถ่ายทอด พัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ | 65.0 | 65.0 | 65.0 |
4. แผนงานด้านความปลอดภัย และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม | 30.0 | 30.0 | 30.0 |
5. แผนงานด้านการสื่อสารสาธารณะ และการยอมรับของประชาชน | 185.0 | 200.0 | 240.0 |
6. แผนงานด้านการการวางแผนการดำเนินการโครงการไฟฟ้านิวเคลียร์ | 70.0 | 90.0 | 80.0 |
7. การจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPPDO) | 25.0 | 25.0 | 25.0 |
รวมค่าใช้จ่ายรายปี | 415.0 | 450.0 | 480.0 |
รวมค่าใช้จ่ายรวม 3 ปี | 1,345.00 |
6. สำหรับงบประมาณที่ใช้ในการดำเนินการตามแผนทั้งหมด ส่วนหนึ่งจะได้จากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 750 ล้านบาท และจากการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย จำนวน 595 ล้านบาท ซึ่ง กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 โดยอนุมัติให้จัดสรรเงินจากกองทุนฯ ให้ สนพ. เพื่อเป็นเงินช่วยเหลืออุดหนุนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสำหรับกิจกรรมโครง สร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) ซึ่งมีความเร่งด่วนที่ต้องเริ่มดำเนินการและมีกรอบระยะเวลาที่กำหนดไว้แล้ว ตามมติคณะรัฐมนตรี ในวงเงิน 250 ล้านบาท/ปี หรือวงเงินรวม 3 ปี ประมาณ 750 ล้านบาท
7. คณะกรรมการเพื่อจัดเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน นิวเคลียร์ ได้สรุปขั้นตอนสำคัญของแผนงานโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ตามแผนจัดตั้งโครง สร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์ (NPIEP) ตลอดระยะเวลา 15 ปีของแผนฯ คือ พ.ศ. 2550 - 2564 ไว้ ซึ่งแบ่งเป็น 5 ระยะ ดังนี้ ระยะที่ 0.1 เป็นการเตรียมการขั้นต้น (เตรียมการศึกษา) ระยะเวลา 1 ปี (ปี 2550) ระยะที่ 1 เป็นเตรียมเริ่มโครงการ (เตรียมการตัดสินใจ) ระยะเวลา 3 ปี (ปี 2551 - 2554) ระยะที่ 2 เป็นการจัดทำโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ (เตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้า) ระยะเวลา 3 ปี (ปี 2554 - 2557) ระยะที่ 3 การก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ระยะเวลา 6 ปี (ปี 2557 - 2563) และระยะที่ 4 เดินเครื่องโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ เริ่มในปี 2563
8. คณะกรรมการเพื่อจัดเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ ได้นำเสนอแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ ฉบับสมบูรณ์ และการจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ขึ้น โดย
(1) ปรับโครงสร้างการบริหารจากระดับสำนักตามที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. ไปแล้วเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เป็นระดับสำนักงาน โดยเป็นหน่วยงานชั่วคราวในกระทรวงพลังงานและให้ยืมตัวข้าราชการในกระทรวง พลังงานมาปฏิบัติหน้าที่ตามความเหมาะสม โดยใช้ชื่อว่า "สำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์" และมีชื่อย่อว่า "สพน." โดยมีโครงสร้างบริหารประกอบด้วย
(2) เห็นควรมอบหมายให้รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) ปฏิบัติหน้าที่ในตำแหน่งผู้อำนวยการสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ด้วยอีกตำแหน่งหนึ่ง ทั้งนี้ ให้ปลัดกระทรวงพลังงานดำเนินการแต่งตั้งตามขั้นตอนต่อไป
9. เนื่องจากคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ ได้หมดภาระหน้าที่ลง หลังจากที่ได้ดำเนินการจัดทำแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ฉบับสมบูรณ์เสร็จเรียบร้อยแล้ว ดังนั้น เพื่อให้การพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ดำเนินไปอย่างต่อเนื่อง และเพื่อให้การบริหารและการปฏิบัติงานของสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ (สพน.) เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ เกิดผลสัมฤทธิ์ตามเป้าหมายของแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ สนพ. จึงเห็นควรให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครง สร้างพื้นฐานพลังงานไฟฟ้านิวเคลียร์ โดยมี นายกอปร กฤตยากีรณ เป็นที่ปรึกษาคณะกรรมการ รองปลัดกระทรวงพลังงาน (นายณอคุณ สิทธิพงศ์) เป็นประธานกรรมการ และมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องอีก 19 คน เป็นกรรมการ โดยคณะกรรมการมีหน้าที่กำหนดขอบเขต ทิศทาง การดำเนินงาน ตามแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ร่วมกำกับดูแล และติดตามผลการดำเนินงาน บริหารแผนงานรวม และประสานการบริหารตามแผนการจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้า พลังงานนิวเคลียร์ เพื่อเตรียมความพร้อมสำหรับการก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์
มติของที่ประชุม
1.รับทราบรายงานผลการดำเนินการของคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์
เห็นชอบ "แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ฉบับ สมบูรณ์" ตามที่คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ได้ดำเนินการปรับปรุงแล้ว
2.เห็นชอบการจัดตั้งสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยให้ปรับโครงสร้างการบริหารงานจากระดับ "สำนัก" ตามที่เสนอไว้ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 เป็นระดับ "สำนักงาน" โดยเป็นหน่วยงานในกระทรวงพลังงาน และให้รองปลัดกระทรวงพลังงาน นายณอคุณ สิทธิพงศ์ ปฏิบัติหน้าที่ในฐานะผู้อำนวยการสำนักงานพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์ ด้วยอีกตำแหน่งหนึ่ง ทั้งนี้ให้ปลัดกระทรวงพลังงานดำเนินการแต่งตั้งตามขั้นตอนต่อไป
3.เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการประสานงานเพื่อเตรียมการจัดตั้งโครงสร้าง พื้นฐานพลังงานไฟฟ้านิวเคลียร์ โดยมีอำนาจหน้าที่ตามที่เสนอและให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาปรับองค์ ประกอบให้เหมาะสมตามการพิจารณาของที่ประชุมเพื่อนำเสนอประธาน กพช. ลงนามต่อไป
เรื่องที่ 3 การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 โดยเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007) แผนหลัก โดยมีโครงการด้านการผลิตไฟฟ้าที่ กฟผ. ดำเนินการเอง จำนวน 16 โครงการ รวม 12,400 เมกะวัตต์ และกำลังการผลิตไฟฟ้าที่ซื้อจากโครงการขนาดใหญ่ของเอกชน (IPP) จำนวน 12,600 เมกะวัตต์ รวมวงเงินลงทุนของ กฟผ. ทั้งในระบบผลิตและระบบส่งไฟฟ้าจำนวน 1,366,528 ล้านบาท ทั้งนี้ หากมีปัญหาในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) หรือการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ให้ กฟผ. พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นตามแนวทางของแผนทางเลือก โดยให้ กฟผ. นำเสนอโครงการที่อยู่ในแผนหลักหรือแผนทางเลือกเสนอกระทรวงพลังงานเพื่อเสนอ ต่อคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติอนุมัติตามขั้นตอนต่อไป
2. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 ตุลาคม 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 โดย (1) เห็นชอบในหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ เทิน-หินบุนส่วนขยาย และน้ำเทิน 1 และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการตามขั้นตอนให้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป (2) เห็นชอบกรอบการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานปรับปรุงรายละเอียดในแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า โดยระบุโครงการที่มีความชัดเจนแล้วไว้ในแผนฯ ดังกล่าว ภายใต้กรอบแผนเดิมที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
3. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 พฤศจิกายน 2550 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 โดยเห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ และผ่านการตรวจพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้วไปลงนามกับผู้ลงทุนต่อไป
4. การปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (แผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) กระทรวงพลังงานเห็นควรปรับปรุงแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) โดยนำโครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว และการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ที่มีความคืบหน้าในการดำเนินงานที่ชัดเจนระบุเป็นโครงการในแผน PDP 2007 ตลอดจน ปรับปรุงการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. ให้สอดคล้องการดำเนินงานที่เกิดขึ้นจริง ดังนี้
4.1 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว จำนวน 6 โครงการ ดังนี้
(1) โครงการที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและอยู่ระหว่าง เจรจาจัดทำสัญญา จำนวน 5 โครงการ ประกอบด้วย 1) เทิน-หินบุนส่วนขยาย กำลังผลิต 220 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2555 2) น้ำงึม 3 กำลังผลิต 440 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2556 3) น้ำเทิน 1 กำลังผลิต 523 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2557 4) น้ำเงี้ยบ กำลังผลิต 261 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ปี 2557 และ 5) น้ำอู กำลังผลิตรวม 1,043 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย น้ำอู 1 กำลังผลิต 200 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2557 และน้ำอู 2 กำลังผลิต 843 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2558
(2) โครงการที่อยู่ระหว่างเจรจาอัตราค่าไฟฟ้า จำนวน 1 โครงการ คือ โครงการหงสาลิกไนต์ กำลังการผลิตรวม 1,470 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย 1) หงสา 1 กำลังผลิต 490 เมกะวัตต์ เริ่มจ่ายไฟฟ้า ในปี 2556 และ 2) หงสา 2-3 กำลังผลิตรวม 980 เมกะวัตต์ (2 x 490 เมกะวัตต์) เริ่มจ่ายไฟฟ้าได้ภายในปี 2557 ทั้งนี้ คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ได้ให้ความเห็นชอบค่าไฟฟ้าและร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Tariff MOU) แล้วเมื่อวันที่ 6 ธันวาคม 2550 และคาดว่าจะสามารถนำเสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบในหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในการประชุมครั้งต่อไป
4.2 โครงการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ได้แก่ 1) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) จากการออกประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 3,200 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2550 คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนรายใหญ่ ได้ข้อยุติการประเมินในเบื้องต้นแล้ว จึงเห็นควรนำกำลังการผลิตจากการประเมินโครงการ IPP เบื้องต้นดังกล่าวมาปรับปรุงในแผน PDP 2007 และ 2) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2550 โดยกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบผลิตไฟฟ้าและไอน้ำร่วมกัน (Cogeneration) จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm จากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้จำนวน 1,030 เมกะวัตต์ โดยจากการประเมินและคัดเลือก SPP ในช่วงแรก พบว่า มีปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 1,095 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) ระบบ Cogeneration จำนวน 760 เมกะวัตต์ และ (2) พลังงานหมุนเวียน จำนวน 335 เมกะวัตต์ จึงเห็นควรปรับปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อในแต่ละปีให้สอดคล้องกับสถานการณ์ ปัจจุบัน
4.3 โครงการโรงไฟฟ้าของ กฟผ. โดย กฟผ. ได้พิจารณาปรับเลื่อนโครงการโรงไฟฟ้า ถ่านหินของ กฟผ. ให้สอดคล้องกับการดำเนินงานที่แท้จริงออกไปจากกำหนดการเดิมในปี 2557 อีก 1 ปี และเนื่องจากแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ของ บมจ.ปตท. ยังไม่มีความคืบหน้าในการดำเนินงานในปัจจุบัน จึงเห็นควรปรับแผน PDP 2007 แผนหลัก โดยพิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นตามแนวทางของแผนทางเลือก ที่คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550
ทั้งนี้ แผน PDP 2007 ฉบับปรับปรุง จะมีระดับกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองของประเทศสูงกว่า ร้อยละ 21 ในบางปี คือปี 2556 -2557 ซึ่งเป็นระดับที่มีความเหมาะสมตามสถานการณ์ปัจจุบันที่ได้คำนึงถึงความไม่ แน่นอนของโครงการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศที่ยังอยู่ระหว่างเจรจาสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้า และโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินของ IPP บางโครงการที่อาจได้รับการคัดค้านจากประชาชน ทำให้ต้องมีการปรับเลื่อนโครงการออกไปในระดับหนึ่งแล้ว นอกจากนี้ กฟผ. ได้ปรับปรุงปริมาณการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 ดังกล่าว ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การจัดหาก๊าซธรรมชาติ/LNG และการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของโครงการต่างๆ ในปัจจุบัน โดยนำค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อจาก SPP ประเภท Non-Firm มาคำนึงถึงในการประมาณการปริมาณการใช้เชื้อเพลิงดังกล่าวด้วยแล้ว
5. สรุปแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) เป็นดังนี้
6. กำลังการผลิตไฟฟ้าในช่วงปี 2559-2564 ตามแผน PDP 2007 (ฉบับปรับปรุง) ซึ่งมีกำลังการผลิตใหม่จาก IPP และการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ จำนวน 1,400 และ 8,690 เมกะวัตต์ ตามลำดับ รวมจำนวน 10,090 เมกะวัตต์ ปัจจุบันยังไม่มีความชัดเจนจึงยังไม่สามารถระบุรายชื่อโครงการได้ ดังนั้น จึงเห็นควรให้กระทรวงพลังงานมีความยืดหยุ่นในการปรับปรุงปริมาณการรับซื้อ จาก IPP และการ รับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศได้ตามความเหมาะสม ภายใต้กรอบกำลังการผลิต 10,090 เมกะวัตต์ต่อไป ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานจะได้มอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007 ฉบับปรับปรุง) ในรายละเอียดต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (พฤศจิกายน 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.87 และ 92.51 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.75 และ 10.06 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากค่าเงินดอลลาร์สหรัฐอ่อนตัวลงมากและแผ่นดินไหวในประเทศอิหร่าน ประกอบกับ PIRA คาดว่าปริมาณการใช้น้ำมันเพื่อความอบอุ่นในปลายเดือนพฤศจิกายนจะเพิ่มขึ้น เนื่องจากอุณหภูมิในสหรัฐอเมริกา ยุโรป และญี่ปุ่นจะลดลงกว่าปกติประมาณร้อยละ 10 - 15 รวมทั้งปัญหาความไม่แน่นอนของสถานการณ์การเมืองในประเทศผู้ผลิตน้ำมัน
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์ เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซล เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 100.29, 98.94 และ 106.97 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 11.58, 11.48 และ 11.89 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และอุปทาน Heating Oil ในยุโรปตึงตัวจากโรงกลั่น Gonfreville (328,000 บาร์เรล/วัน) ประเทศฝรั่งเศสเลื่อนกำหนดการเริ่มเดินเครื่องใหม่ออกไปอีก 1 สัปดาห์ ประกอบกับ อุปทานในจีนยังคงตึงตัวเนื่องจากโรงกลั่นน้ำมันของจีนลดกำลังการกลั่นจาก ปัญหาค่าการกลั่นติดลบ รวมทั้งโรงกลั่นของบริษัท Pak - Arab Refinery Ltd. ได้เลื่อนกำหนดการเดินเครื่องใหม่จากต้นเดือนธันวาคม 2550 เป็นปลายธันวาคม 2550 ถึงกลางเดือนมกราคม 2551 และโรงกลั่น Yokkaichi (175,000 บาร์เรล/วัน) ของญี่ปุ่นได้เลื่อนการเดินเครื่องใหม่หน่วยผลิต (13,500 บาร์เรล/วัน) ออกไปอย่างไม่มีกำหนด ซึ่งทำให้ราคาน้ำมันดีเซล 0.5%S ทำสถิติอยู่ในระดับสูงสุดอีกครั้งที่ 111.120 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล
3. ราคาน้ำมันขายปลีก เดือนพฤศจิกายน 2550 รัฐได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับแก๊สโซฮอล 95, 91 และน้ำมันดีเซลลง 0.40 บาท/ลิตร และได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซล อีก 2 ครั้งๆ ละ 0.20 บาท/ลิตร แม้รัฐจะปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ แต่ราคาน้ำมันในตลาดโลกได้ปรับตัวสูงขึ้นมากทำให้ผู้ค้าน้ำมันต้องปรับราคา ขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.50 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง เพิ่มขึ้น 0.30 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง และเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 28 พฤศจิกายน 2550 อยู่ที่ระดับ 32.89 , 31.59 , 28.89 , 28.09 , 29.34 และ 28.34 บาท/ลิตร ตามลำดับ สำหรับผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 น้ำมันดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลดลง 0.40 บาท/ลิตร ในวันที่ 5 ธันวาคม 2550 ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 5 ธันวาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 32.49 , 31.19 , 28.49 , 27.69 , 28.94 และ 27.94 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนธันวาคม 2550 คาดว่าราคาน้ำมันจะยังคงมีความผันผวนและแกว่งตัวอยู่ในระดับสูง ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 85 - 90 และ 90 - 95 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐอเมริกาลดลง และการเข้าเก็งกำไรในตลาดน้ำมันของกลุ่มเฮดฟันท์ รวมทั้งสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิต สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 100 - 105 และ 105 - 110 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และจากความต้องการใช้น้ำมันดีเซลที่เพิ่มมากขึ้นสำหรับฤดูหนาว รวมทั้งสภาพเศรษฐกิจโดยเฉพาะค่าเงินดอลลาร์สหรัฐอเมริกาที่อ่อนค่าลงอย่าง ต่อเนื่อง และความต้องการใช้ที่เพิ่มมากขึ้นของประเทศที่กำลังพัฒนา เช่น จีน และอินเดีย
5. สถานการณ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) เดือนพฤศจิกายน 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 90 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 740 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบและความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่นในช่วงฤดูหนาวและใน อุตสาหกรรมปิโตรเคมี ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 10.9962 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ที่ระดับ 0.9263 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 276.07 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 7.1809 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 53.86 ล้านบาท/เดือน สำหรับเดือนธันวาคมราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น 130 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 870 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน และจากการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบให้ยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับขึ้นราคาขายส่งและให้ยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG และยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั้งประเทศ โดยเก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาค เมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2550 รัฐได้ประกาศยกเลิกชดเชยราคาก๊าซ LPG และเก็บเงินส่งเข้ากองทุน 0.29 บาท/กก. ส่งผลให้ราคาขายปลีก LPG ปรับสูงขึ้น 1.20 บาท/กก. จาก 16.81 บาท/กก. เป็น 18.01 บาท/กก. โดยที่ราคา ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 10.8964 บาท/กก. และราคาขายส่ง ณ คลังไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่มอยู่ที่ระดับ 13.5784 บาท/กก.
6. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล กระทรวงพลังงานได้กำหนดมาตรการส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอลในช่วงที่ผ่าน มา ดังนี้ 1) มาตรการรณรงค์ประชาสัมพันธ์ โดยบริษัทน้ำมันและบริษัทผลิตรถยนต์ได้ออกมารับประกันการซ่อมฟรีหากเกิดความ เสียหายกับเครื่องยนต์ 2) มาตรการจูงใจด้านผู้บริโภค โดยการส่งเสริมด้านราคาด้วยการใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ปรับเพิ่มส่วนต่างของราคาน้ำมันเบนซินให้สูงกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 และ 91 อย่างต่อเนื่องตั้งแต่ปลายปี 2546 เป็นต้นมาถึงจนปัจจุบัน และในช่วงเดือนกรกฎาคม - ต้นเดือนพฤศจิกายน 2550 ส่วนต่างราคาอยู่ที่ระดับ 3.50 บาท/ลิตร ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 อยู่ที่ 28.89 บาท/ลิตร ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 ที่ 4.00 บาท/ลิตร และราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล 91 อยู่ที่ 28.09 บาท/ลิตร ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 91 อยู่ที่ 3.50 บาท/ลิตร และ 3) มาตรการจูงใจด้านผู้จำหน่าย โดยปรับเพิ่มค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล ให้สูงกว่าน้ำมันเบนซินประมาณลิตรละ 50 สตางค์ เมื่อวันที่ 2 ตุลาคม 2550 โดยได้ลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล ลงอีกลิตรละ 0.20 บาท และต่อมาได้ลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ อีก 0.40 บาท ตั้งแต่วันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 ทำให้ในปัจจุบันค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล สูงกว่าน้ำมันเบนซินประมาณลิตรละ 80 สตางค์
การจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล จากปลายปี 2547 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอลอยู่ที่ 0.24 ล้านลิตร/วัน และปี 2550 อัตราการจำหน่ายได้ขยายตัวเพิ่มสูงขึ้น จากผลสำเร็จของมาตรการส่งเสริมแก๊สโซฮอล จนถึงปัจจุบันเดือนพฤศจิกายน 2550 มีปริมาณจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล 6.03 ล้านลิตร/วัน และมีสถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล รวม 3,743 แห่ง
7. กระทรวงพลังงานได้ร่วมกับกระทรวงการคลัง ส่งเสริมให้มีการจำหน่ายรถยนต์ที่สามารถใช้ เอทานอลเป็นเชื้อเพลิงตั้งแต่ร้อยละ 20 ขึ้นไป โดยใช้มาตรการลดภาษีสรรพสามิต ซึ่งจะมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 และกรมธุรกิจพลังงานได้ออกประกาศกำหนดลักษณะและคุณภาพของน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2550 โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2551 เป็นต้นไป ซึ่งขณะนี้อยู่ในระหว่างนำลงประกาศในราชกิจจานุเบกษา โดยผู้ผลิตรถยนต์ได้ประมาณการว่าเมื่อสิ้นปี 2551 จะจำหน่ายรถยนต์ อี20 ได้ 60,000 คัน โดยจะมีรถยนต์ อี20 เพิ่มขึ้นประมาณ เดือนละ 5,000 คัน ซึ่งมีค่ายรถยนต์ ฮอนด้า และฟอร์ดได้เปิดตัวรถยนต์ อี20 แล้ว นอกจากนี้ ความต้องการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ในช่วงเดือนแรกจะมีรถยนต์ อี20 ออกมา 5,000 คัน จะใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ประมาณ 35,000 ลิตร/วัน โดยที่บริษัท บางจาก จะเริ่มจำหน่ายแก๊สโซฮอลตั้งแต่เดือนมกราคม 2551 จะมีสถานีบริการ จำนวน 5 แห่ง และบริษัท ปตท. จะมีสถานีบริการใน กทม. จำนวน 5 - 10 แห่ง ในต้นปี 2551 และจะทยอยเปิดให้ครบ 20 แห่งภายในปี 2551
8. เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2550 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีการพิจารณาเรื่องโครงสร้างราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 และได้มีมติเห็นชอบแนวทางการใช้กองทุนน้ำมันฯเพื่อเป็นกลไกในการรักษาระดับ ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ให้ไม่ต่ำกว่าค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน เช่นเดียวกับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี10 รวมทั้งเห็นชอบให้ระดับราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ถูกกว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล์ อี10 ออกเทน 95 1.00 บาท/ลิตร และเมื่อถึงวันที่ 1 มกราคม 2551 จะมีน้ำมันแก๊สโซฮอล ออกมาจำหน่ายหลายชนิด ได้แก่ น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 91 น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 ซึ่งเป็นชื่อที่ประกาศในมาตรฐานน้ำมัน และเพื่อไม่ทำให้ประชาชนเกิดความสับสน จึงเห็นควรเรียกชื่อน้ำมันแก๊สโซฮอล ดังนี้ 1) น้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล อี10 ออกเทน 95 เป็น น้ำมันแก๊สโซฮอล 91 และน้ำมันแก๊สโซฮอล 95 2) น้ำมันแก๊สโซฮอล อี20 ออกเทน 95 ควรใช้ชื่อเป็น น้ำมันอี20
อย่างไรก็ตาม การผลิตเอทานอล เดือนพฤศจิกายน มีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจำนวน 8 ราย แต่ผลิตเอทานอลเพียง 7 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1.03 ล้านลิตร/วัน และปริมาณจำหน่ายเอทานอล 0.72 ล้านลิตร/วัน ขณะที่ราคาเอทานอล แปลงสภาพในไตรมาส 1, 2, 3, และ 4 ของปี 2550 มีราคาลิตรละ 19.33, 18.62, และ 15.29 บาท ตามลำดับ และ ราคาเอทานอลในไตรมาส 1 ปี 2551 จะมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอยู่ที่ประมาณลิตรละ 16.74 บาท
9. สถานการณ์น้ำมันไบโอดีเซล เดือนพฤศจิกายน มีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพ จำนวน 7 ราย โดยมีกำลังการผลิตรวม 1,300,000 ลิตร/วัน และราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนตุลาคมและเดือนพฤศจิกายน อยู่ที่ 31.17 และ 35.03 บาท/ลิตร ตามลำดับ ขณะเดียวกันการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนพฤศจิกายนมีจำนวน 2.85 ล้านลิตร/วัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 142,500 ลิตร/วัน โดยมีบริษัทน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 2 ราย คือ ปตท. และบางจาก โดยมีสถานีบริการรวมทั้งสิ้นจำนวน 819 แห่ง แบ่งเป็น ปตท. 184 แห่ง และบางจาก 635 แห่ง ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ 28.04 บาท/ลิตร ซึ่งต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.00 บาท/ลิตร โดยกองทุนน้ำมันฯ ชดเชย เท่ากับ 0.10 บาท/ลิตร
10. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 3 ธันวาคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 13,483 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 15,657 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 990 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 5,350 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ย (ดอกเบี้ยพันธบัตรอายุ 3 ปี) 517 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 2,174 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ
สรุปสาระสำคัญ
1. ความเป็นมา นายเหวง โตจิราการ ได้ยื่นฟ้องคณะรัฐมนตรี และ กพช. ซึ่งศาลปกครองกลางได้รับคำฟ้องเป็นคดีหมายเลขดำที่ 231/2549 เมื่อวันที่ 21 กุมภาพันธ์ 2549 โดยมีประเด็นคำฟ้องสรุปได้ ดังนี้ (1) ขอให้ยกเลิกเพิกถอนมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 และมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า (2) ขอให้พิจารณาให้ บมจ.กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่ไม่ใช่เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. มาคิดเป็นต้นทุนตามมาตรฐานสากล ที่ไม่เกิน 27 สตางค์/หน่วย และ (3) ขอให้พิจารณาให้ บมจ.กฟผ. นำค่าใช้จ่ายในส่วนที่เป็นเชื้อเพลิงที่ใช้ก๊าซธรรมชาติในการผลิตไฟฟ้าของ บมจ.กฟผ. เท่ากับราคาก๊าซธรรมชาติที่ บมจ.ปตท. ขายให้บริษัทในเครือของ บมจ.ปตท
2. การดำเนินคดีทางปกครองแทน กพช. ประธาน กพช. (นายวิษณุ เครืองาม) ได้มอบอำนาจให้พนักงานอัยการเป็นผู้ดำเนินการคดีแทน กพช. (ปัจจุบันคือ นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค) โดยหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้จัดทำเอกสารประกอบคำให้การในประเด็นที่เกี่ยวข้องจัดส่งให้นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค จัดทำคำให้การในคดีดังกล่าวเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 19 เมษายน 2549 ต่อมา ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกเมื่อวันที่ 28 มิถุนายน 2549 เพื่อให้จัดทำคำให้การเพิ่มเติม ซึ่งนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค ได้จัดทำคำให้การเพิ่มเติมเสนอต่อศาลปกครองกลางแล้วเมื่อวันที่ 3 กรกฎาคม 2549 ทั้งนี้ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้รับทราบความคืบหน้าการดำเนินคดีดังกล่าว โดยเห็นชอบตามที่ประธาน กพช. ดำเนินการแต่งตั้งพนักงานอัยการ และมอบหมายให้ประธาน กพช. มีอำนาจแทน กพช. ในการลงนามในใบมอบอำนาจและเอกสารที่เกี่ยวข้องเพื่อแต่งตั้งให้พนักงาน อัยการดำเนินการแทน กพช. ในคดีต่างๆ ที่ กพช. ถูกฟ้องร้องทุกคดี
3. ความคืบหน้าการดำเนินคดีทางปกครองของนายเหวง โตจิราการ
3.1 ศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งเรียกถึง นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 แจ้งว่า ศาลได้ตรวจพิจารณาคำให้การเพิ่มเติมแล้วยังไม่มีรายละเอียดอย่างชัดแจ้ง จึงมีคำสั่งให้ ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสอง (ครม. และ กพช.) ทำคำให้การเพิ่มเติมอีกครั้ง โดยให้ผู้ถูกฟ้องคดีที่มีความรู้ความเชี่ยวชาญโดยตรงทำคำให้การเพิ่มเติมใน แต่ละประเด็นที่ผู้ฟ้องคดีได้ทำคำคัดค้านคำให้การ ทั้งนี้ ให้ทำคำให้การเพิ่มเติมดังกล่าวในทุกประเด็น โดยมีรายละเอียดพร้อมพยานหลักฐานที่แสดงให้ศาลเห็นได้อย่างชัดแจ้ง ภายใน 15 วันนับแต่วันที่รับหมายนี้ (9 พฤศจิกายน 2550)
3.2 สำนักงานคดีปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุด ได้มีหนังสือถึง เลขาธิการ ครม. และ สนพ. เมื่อวันที่ 12 พฤศจิกายน 2550 แจ้งว่าศาลปกครองกลางได้มีคำสั่งให้ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสองจัดทำคำให้การอีก ครั้งยื่นต่อศาลปกครองกลาง ภายใน 15 วัน โดยจะครบกำหนดในวันที่ 23 พฤศจิกายน 2550 ซึ่งเลขาธิการ ครม. ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2550 เพื่อมอบหมายให้ผู้ที่มีความรู้ความเชี่ยวชาญโดยตรงจัดทำคำชี้แจงข้อเท็จ จริงเพิ่มเติม พร้อมพยานหลักฐาน ที่เกี่ยวข้องตามคำสั่งศาลส่งให้สำนักงานศาลปกครอง สำนักงานอัยการสูงสุดต่อไป
3.3 สนพ. และกระทรวงพลังงาน ได้มีหนังสือถึงนายบัญญัติ วิสุทธิมรรค เมื่อวันที่ 16 พฤศจิกายน 2550 และวันที่ 21 พฤศจิกายน 2550 ตามลำดับ แจ้งว่าการจัดทำคำให้การเพิ่มเติมแก้คำ คัดค้านคำให้การดังกล่าว จำเป็นต้องใช้ระยะเวลาในการประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหลายแห่ง จึงขอให้พิจารณาขอขยายระยะเวลาการจัดทำคำให้การเพิ่มเติมออกไปจากกำหนดเวลา เดิมอีก 30 วัน
3.4 ศาลปกครองกลาง เมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2550 มีคำสั่งอนุญาตให้ผู้ถูกฟ้องคดีทั้งสองขยายระยะเวลายื่นคำให้การเพิ่มเติม ออกไปถึงวันที่ 24 ธันวาคม 2550 ตามคำขอ ซึ่งขณะนี้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องอยู่ระหว่างพิจารณาจัดทำเอกสารประกอบคำให้ การในประเด็นที่เกี่ยวข้องจัดส่งให้นายบัญญัติ วิสุทธิมรรค จัดทำคำให้การในคดีดังกล่าวเสนอต่อศาลปกครองกลางต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
1. รัฐบาลได้มีนโยบายการส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้เข้ามามีส่วนร่วมในกิจการ ผลิตไฟฟ้า โดยได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) เมื่อปี 2535 เพื่อให้ กฟผ. สามารถ รับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ซึ่งเป็นการส่งเสริมการใช้พลังงานนอกรูปแบบและแหล่งพลังงานภายในประเทศให้ เกิดประโยชน์มากยิ่งขึ้น และเป็นการลดการลงทุนของภาครัฐในระบบผลิตและจำหน่ายไฟฟ้า
2. การดำเนินงานตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผ่านมา การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ได้ทำสัญญาเชื่อมโยงระบบกับ SPP โดยมี SPP 2 ราย คือ บริษัท อมตะ เพาเวอร์ (บางปะกง) จำกัด และบริษัท น้ำตาลมิตรกาฬสินธุ์ จำกัด ที่ กฟภ. กำหนดให้ชำระค่าชดเชยการสูญเสียพลังงานไฟฟ้า (Loss) ให้กับ กฟภ. ขณะที่ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ได้กำหนดให้ SPP ต้องลงนามในสัญญาเพื่อจ่ายค่า Loss
3. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 มีนาคม 2547 ได้พิจารณาและมีมติเรื่อง ผลกระทบของ SPP ต่อการสูญเสียพลังงานในระบบไฟฟ้า โดยเห็นควรให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss ยกเว้นในกรณี SPP จำนวน 2 ราย ที่ได้ทำสัญญาชดเชย Loss กับ กฟภ. แล้ว โดยให้ กฟภ. ปรับปรุงวิธีการคิดค่าชดเชย Loss และการคำนวณค่า Loss ที่เพิ่มขึ้นหรือลดลง ให้ใช้ Single Line Diagram และใช้ข้อมูลป้อนรายเดือน เป็นต้น ทั้งนี้ กรณี SPP ที่ได้ทำสัญญาชดเชยค่า Loss กับ กฟภ. แล้ว หากต้องการยกเลิกสัญญาต้องเป็นการยินยอมจากทั้ง 2 ฝ่าย หรืออาจตกลงกันว่าเมื่อค่า Loss มีค่าเป็นศูนย์ ให้ยุติ การคิดค่าชดเชย Loss
4. บริษัท อมตะ เพาเวอร์ (บางปะกง) จำกัด ได้มีหนังสือถึง รมว.พน. แจ้งให้ทราบว่า บริษัทฯ ได้ทำสัญญาเชื่อมโยงระบบกับ กฟภ. เมื่อวันที่ 26 กันยายน 2544 และได้มีการจ่ายชดเชยค่า Loss ตั้งแต่เดือนกันยายน 2544 จนถึงเดือนกุมภาพันธ์ 2549 และต่อมา กฟภ. ได้แจ้งบริษัทฯ ว่า เดือนมีนาคม - มิถุนายน 2549 ไม่มีหน่วยสูญเสีย บริษัทฯ จึงได้มีหนังสือถึง กฟภ. ลงวันที่ 27 พฤศจิกายน 2549 เพื่อขอแก้ไขสัญญาเชื่อมโยงระบบสำหรับ SPP โดยขอให้ กฟภ. พิจารณายกเลิกการเก็บค่าชดเชย Loss ซึ่ง กฟภ. ได้พิจารณาแล้วเห็นควรให้คงข้อความตามสัญญาเชื่อมโยงระบบสำหรับ SPP ของบริษัทฯ ไว้เหมือนเดิม
5.คณะอนุกรรมการฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 กันยายน 2550 ได้พิจารณาเรื่อง การเรียกเก็บค่าชดเชยพลังงานไฟฟ้าสูญเสีย (Energy Loss) โดยมีข้อคิดเห็น และมติของที่ประชุม ดังนี้
(1) ความเห็นและข้อเสนอแนะ 1) กระทรวงพลังงานยังคงนโยบายให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss เนื่องจากผลกระทบจากการเชื่อมโยงกับระบบของ SPP กับการไฟฟ้า จะขึ้นอยู่กับกำลังผลิตและตำแหน่งที่ตั้งของ SPP ซึ่งบางตำแหน่งอาจช่วยลด Loss ในระบบได้ โดยการไฟฟ้าสามารถกำหนดหลักเกณฑ์การเชื่อมโยงระบบ และวิเคราะห์ตำแหน่งที่ตั้งและขนาดที่เหมาะสมของ SPP ก่อนอนุญาตให้เชื่อมโยงกับระบบได้อยู่แล้ว และ 2) ปัจจุบันได้มีการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เพิ่มขึ้น และมีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ทำให้ในบางตำแหน่งอาจกระทบกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ ดังนั้น จึงเห็นควรพิจารณาทบทวน เรื่อง การเก็บค่าชดเชย Loss สำหรับ SPP และ VSPP โดยในกรณีที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายประสงค์ที่จะให้มีสัญญาเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และต้องการคิดค่าชดเชย Loss ก็ให้มีการคิดค่าชดเชย Loss บนหลักเกณฑ์ที่เท่าเทียมกัน กล่าวคือ ให้มีการคิดค่าชดเชย Loss ในระบบที่เพิ่มขึ้นจาก SPP และ VSPP และมีการจ่ายค่าชดเชย Loss ในระบบของการไฟฟ้าที่ลดลงให้กับ SPP และ VSPP ด้วย
(2) มติของที่ประชุม โดย 1) เห็นชอบในหลักการให้การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ไม่ต้องคิดค่าชดเชย Loss และ 2) เห็นควรให้ กฟภ. ยกเลิกการคิดค่าชดเชย Loss ตามสัญญาเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าของ SPP ที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าสูญเสียมีค่าเป็นศูนย์แล้ว
6. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2547 ได้มีมติมอบหมายให้ กบง. เป็นผู้วินิจฉัยปัญหาจากการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในประเด็นที่ไม่ใช่ปัญหาด้านนโยบาย เพื่อให้การแก้ไขปัญหาในทางปฏิบัติที่มีลักษณะดังกล่าวสามารถดำเนินการได้ อย่างคล่องตัวและรวดเร็ว และเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป ทั้งนี้ กบง. ในการประชุม เมื่อวันที่ 3 ธันวาคม 2550 ได้รับทราบความเห็นและข้อเสนอแนะของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคต ของการไฟฟ้า ดังรายละเอียด ข้อ 5 (1) และเห็นชอบตามมติของคณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ดังรายละเอียดข้อ 5 (2) แล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ