![คณะกรรมการและอนุกรรมการ](/epposite/components/com_k2/images/placeholder/category.png)
คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2532)
Children categories
กพช. ครั้งที่ 117 - วันศุกร์ที่ 16 พฤศจิกายน 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 8/2550 (ครั้งที่ 117)
วันศุกร์ที่ 16 พฤศจิกายน พ.ศ. 2550 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 501 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
2.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู
3.แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
4.การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration
5.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตุลาคม - 12 พฤศจิกายน 2550)
6.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2550
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งที่ 6/2550 (ครั้งที่ 115) เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้เห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ที่จะดำเนินการในช่วงปี 2551-2554 และให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจัดสรรเงินกองทุนฯ ในวงเงินรวมประมาณ 16,132,273,859 บาท สำหรับช่วยเหลือ อุดหนุน หรือใช้เป็นเงินทุนหมุนเวียนเพื่อเร่งรัดให้การดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์ พลังงาน บรรลุเป้าหมายที่กำหนดไว้ โดยจำแนกเป็นแผนพลังงานทดแทน แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และแผนงานบริหารทางกลยุทธ์ เป็นเงิน 6,582 ล้านบาท 9,300 ล้านบาท และ 250 ล้านบาท ตามลำดับ และจากแผนทั้ง 3 ได้จัดสรรให้แก่ 3 หน่วยงานหลัก คือ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมบัญชีกลาง ในวงเงิน 4,279.99 11,851.17 และ 1.11 ล้านบาท ตามลำดับ
2. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้มีมติเกี่ยวกับเรื่องแนวทางในการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ภายหลังจากฐานะกองทุนน้ำมันฯ จะเป็นบวกประมาณปลายเดือนธันวาคม 2550 โดยให้ปรับโอนอัตราเงิน "กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง" ให้แก่ "กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" สำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่ง โดยมอบให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาปริมาณเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่เหมาะสม และมอบหมายให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนในการสนับสนุนโครงการด้าน ระบบขนส่ง เพื่อเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
3. ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2550 ได้พิจารณาแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ตามที่คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน นิวเคลียร์จัดทำเสนอ และได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการฯ รับไปกำหนดแผนการดำเนินงานในรายละเอียด และเห็นชอบกรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท โดยให้ตั้งงบประมาณรวมอยู่ในกระทรวงพลังงาน พร้อมทั้งให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาจัดหางบประมาณต่อไป
4. สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ในการสนับสนุน "โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง" โดยได้ประชุมหารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในระดับรัฐมนตรี ประกอบด้วย กระทรวงการคลัง กระทรวงคมนาคม และกระทรวงพลังงาน และได้เสนอคณะอนุกรรมการกองทุนฯ และคณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาแล้ว ซึ่งได้รับคำแนะนำที่เป็นประโยชน์กับการปรับปรุงร่างแนวทางการใช้จ่ายเงิน กองทุนฯ ในการสนับสนุนโครงการด้านระบบขนส่ง สรุปได้คือ
4.1 โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง จะเป็นโครงการใหม่ที่บรรจุเพิ่มเติมในกรอบงานแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2551-2554) ภายใต้แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน งานส่งเสริมและสาธิต โดยเพิ่มเติมจากงานเดิมที่ กพช. เห็นชอบงานด้านเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในภาคขนส่งด้วยแล้ว ดังนี้
1.งานศึกษาวิจัยและพัฒนาด้านเทคนิค
2. งานส่งเสริมและสาธิต
2.1 โครงการส่งเสริมการจัดการด้านการใช้พลังงานโดยวิธีประกวดราคา
2.2 โครงการส่งเสริมการลดใช้พลังงานในวิสาหกิจขยาดย่อม
2.3 โครงการส่งเสริมลดการใช้พลังงานในสาขาขนส่ง
2.3.1 โครงการศึกษาความเป็นไปได้ในการลดใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในกิจการบริการขนส่งสินค้า
2.3.2 โครงการส่งเสริมสาธิตการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในกิจการบริการขนส่ง
2.3.3 โครงการส่งเสริมการใช้ระบบขนส่งมวลชน Park&Ride
2.3.4 โครงการส่งเสริมการขับขี่ยานพาหนะเพื่อการประหยัดพลังงานในกิจการขนส่ง
2.3.5 โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง
2.4 โครงการส่งเสริมการใช้หลอดผอมใหม่เบอร์ 5
3. งานพัฒนาบุคลากรและประชาสัมพันธ์
4.2 แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไข และลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ สำหรับ "โครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง" สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
(1) เพื่อเป็นเงินหมุนเวียน เงินช่วยเหลือ หรือเงินอุดหนุน หน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ สำหรับการลงทุนในโครงการที่เกี่ยวกับการพัฒนาระบบการขนส่งเฉพาะที่ก่อให้ เกิดผลลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงของประเทศ และประชาชนได้รับประโยชน์จากโครงการนั้น
(2) หน่วยงาน "เจ้าของโครงการ" จัดทํางบลงทุนเต็มตามโครงการฯ จำแนกทั้งส่วนที่ดำเนินการไปแล้ว ส่วนที่กำลังจะดำเนินงาน จำแนกแหล่งที่มาของเงินทุนของทั้งแผนงาน และส่วนที่จะรับเงินสนับสนุนจากกองทุนฯ ให้ชัดเจน พร้อมทั้งแผนงาน/โครงการอื่นที่ช่วยเสริมให้โครงการมีการใช้งานจริงตามเป้า ประสงค์ เป็นประโยชน์ต่อประชาชน ก่อให้เกิดผลประหยัดพลังงานที่ชัดเจนและตรวจวัดได้
(3) คณะกรรมการกองทุนฯ จะพิจารณาจัดสรรเงินให้กับโครงการที่ผ่านความเห็นชอบจาก สํานักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) กระทรวงการคลัง และคณะรัฐมนตรี แล้ว หรือเป็นโครงการที่กระทรวงการคลังได้ถามความเห็นจากคณะกรรมการกองทุนฯ ก่อนเสนอคณะรัฐมนตรี
(4) ค่าใช้จ่ายในการบริหารโครงการ อาจเป็นลักษณะเงินช่วยเหลือให้เปล่า เฉพาะค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นของหน่วยงานนั้นในการบริหารโครงการ สำหรับค่าใช้จ่ายในการลงทุน ในลักษณะเงินช่วยเหลืออุดหนุน หรือเงินหมุนเวียน รวมถึงค่าใช้จ่ายในการควบคุมงานก่อสร้างหรือติดตั้ง เครื่องจักร อุปกรณ์ หน่วยงานจะต้องคืนให้กองทุนฯ ตามเงื่อนไขและภายในเวลาที่จะได้มีการตกลงกัน
(5) "เจ้าของโครงการ" ที่ได้รับความเห็นชอบให้ใช้เงินจากกองทุนฯ จะลงนามในหนังสือยืนยันกับ สนพ. พร้อมกับเปิดบัญชีธนาคารของรัฐไว้เป็นการเฉพาะสำหรับการรับ-จ่ายเงินกองทุนฯ และดำเนินการตามแผนงานฯ โดยรายงาน สนพ. ทราบเป็นระยะๆ เพื่อติดตามประเมินผลและเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ ทราบต่อไป จนกว่าโครงการจะแล้วเสร็จ
4.3 สนพ. ได้จัดทำกรอบแนวทางกำหนดสัดส่วนการจัดสรรค่าใช้จ่ายสำหรับการลงทุนในโครงการ พัฒนาระบบการขนส่ง โดยประชาชนจะได้รับประโยชน์อย่างทั่วถึงตามสัดส่วนของการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ของประชาชนในภูมิภาคต่างๆ คือ กรุงเทพฯ ปริมณฑล ภาคกลาง ภาคตะวันออก และภาคตะวันตกร้อยละ 70 และภาคอื่นๆ ร้อยละ 30
4.4 คาดว่ากองทุนน้ำมันฯ จะมีฐานะเป็นบวกประมาณปลายเดือนธันวาคม 2550 และให้มีการโอนอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจัดเก็บแทน ตามมติ กพช. ในอัตรา 0.50 บาทต่อลิตร ซึ่งจะเริ่มได้ในช่วงเดือนธันวาคม 2550 หรือเดือนมกราคม 2551 และเพิ่มเป็น 0.70 บาทต่อลิตร เมื่อกองทุนน้ำมันฯ มีเงินสะสมเพียงพอสำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและ ป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงในระดับ 10,000 ล้านบาท คาดว่าจะเริ่มได้ประมาณเดือนตุลาคม 2551 กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจะมีวงเงินสำหรับโครงการลงทุนพัฒนา ระบบขนส่ง ในช่วงปี 2551-2555 ประมาณ 70,967 ล้านบาท
5. สำหรับงานโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการจัดหางบประมาณที่หน่วยงานหลักจะใช้ในการเตรียม การจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551 - 2553) จำนวน 1,800 ล้านบาท โดยสรุปได้ดังนี้
5.1 คณะอนุกรรมการยกร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์ ได้มีการประชุมเมื่อวันที่ 22 ตุลาคม 2550 รับทราบมติของ กพช. และคณะอนุกรรมการทั้ง 6 ชุด ได้จัดทำรายละเอียดแผนการดำเนินงานและแผนงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ. 2551-2553) ซึ่งคาดว่ากรอบวงเงินงบประมาณในช่วง 3 ปีแรก ลดลงจาก 600 ล้านบาท/ปี เป็น 450 ล้านบาท/ปี หรือจำนวนรวม 1,350 ล้านบาท ประกอบด้วย
แผนงาน | งบประมาณ (ล้านบาท) | ||
ปี 2551 | ปี 2552 | ปี 2553 | |
1. แผนงานด้านกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ | 30.0 | 30.0 | 30.0 |
2. แผนงานด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและพาณิชย์ | 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 | 205.0 | 205.0 | 205.0 |
6. แผนงานด้านการการวางแผน การดำเนินการโครงการไฟฟ้านิวเคลียร์ | 85.0 | 85.0 | 85.0 |
7. การจัดตั้งสำนักพัฒนา โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPPDO) | 25.0 | 25.0 | 25.0 |
รวมค่าใช้จ่ายรายปี | 450.0 | 450.0 | 450.0 |
รวมค่าใช้จ่ายรวม 3 ปี | 1,350.00 |
5.2 คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 ได้พิจารณาจัดสรรเงินจากกองทุนฯ ให้ สนพ. ไว้ใช้สำหรับช่วยเหลืออุดหนุนให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องสำหรับกิจกรรมโครง สร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ในช่วง 3 ปีแรก (พ.ศ.2551-2553) ซึ่งมีความเร่งด่วนที่ต้องเริ่มดำเนินการและมีกรอบระยะเวลาที่กำหนดไว้แล้ว ตามที่คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบไว้ในหลักการ ซึ่งคาดว่าจะใช้เงินจากกองทุนฯ ประมาณ 250 ล้านบาท/ปี หรือวงเงินรวม 3 ปี ประมาณ 750 ล้านบาท โดยเพิ่มเติมในแผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2551-2554 ด้านแผนพลังงานทดแทน งานศึกษาวิจัยและพัฒนาด้านเทคนิค ดังนี้
1. งานศึกษาวิจัยและพัฒนาด้านเทคนิค
1.1 โครงการสนับสนุนการศึกษา วิจัย พัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน
1.2 โครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
2. งานส่งเสริมและสาธิต
2.1 โครงการส่งเสริมเทคโนโลยีก๊าซชีวภาพ
3. งานพัฒนาบุคลากรและประชาสัมพันธ์
5.3 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีคำแนะนำในการปรับแนวทางและขั้นตอนการจัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ให้ชัดเจน และให้เสนอ กพช. พิจารณา ซึ่งสรุปได้ดังนี้
(1) คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ จัดทำแผนการดำเนินงานในรายละเอียดของแต่ละโครงการและหน่วยงานที่รับผิดชอบ พร้อมทั้งประมาณการรายจ่ายที่จะใช้สำหรับโครงการในแต่ละปี และเสนอสำนักงบประมาณพิจารณาจัดสรรเงินงบประมาณให้กับหน่วยงานเจ้าของ โครงการสำหรับการดำเนินงานตามแผนแต่ละปี
(2) โครงการที่สำนักงบประมาณจัดสรรเงินให้ได้เพียงบางส่วนหรือไม่ได้จัดสรรงบ ประมาณมาให้ คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ จะให้หน่วยงานเจ้าของโครงการฯ ยื่นข้อเสนอต่อ สนพ. เพื่อให้ความเห็นเสนอคณะอนุกรรมการกองทุนฯ พิจารณา
(3) "เจ้าของโครงการ" ที่ได้รับความเห็นชอบให้ใช้เงินจากกองทุนฯ จะลงนามในหนังสือยืนยันกับ สนพ. พร้อมกับเปิดบัญชีธนาคารของรัฐไว้เป็นการเฉพาะสำหรับการรับ-จ่ายเงินกองทุนฯ และดำเนินการตามแผนงานฯ โดยรายงาน สนพ. ทราบเป็นระยะๆ เพื่อติดตามประเมินผลและเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ ทราบต่อไป จนกว่าโครงการจะแล้วเสร็จ
(4) แผนงานด้านการสื่อสารสาธารณะและการยอมรับของประชาชน ควรมีความชัดเจนในพื้นที่ที่จะเข้าไปดำเนินการสร้างการยอมรับของประชาชน เพื่อให้การใช้จ่ายเงินเกิดผลตามเป้าประสงค์
6. สนพ. ได้ประมาณการกระแสเงินของกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับมติและคำสั่งต่างๆ ดังต่อไปนี้
6.1 มติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 เห็นชอบให้ปรับโอนอัตราเงิน "กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง" ให้แก่ "กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" ดังนี้
โอนให้กองทุนอนุรักษ์พลังงาน | เพื่อลดราคา ขายปลีกน้ำมัน |
||
สำหรับแผนงานปกติ | สำหรับโครงการขนส่งฯ | ||
เบนซิน 95 | 0.1800 | 0.5000 | 0.5000 |
เบนซิน 91 | 0.1800 | 0.5000 | 0.5000 |
แก๊สโซฮอล์ 95 | 0.1870 | 0 - 0.5000 | 0.5000 |
แก๊สโซฮอล์ 91 | 0.1870 | 0 - 0.5000 | 0.5000 |
ดีเซลหมุนเร็ว | 0.1800 | 0.5000 | 0.5000 |
ไบโอดีเซล บี 5 | 0.1835 | 0 - 0.5000 | 0.5000 |
6.2 สนพ. ได้ประมาณการรายรับ รายจ่าย หนี้สินของกองทุนน้ำมันฯ คาดว่าฐานะของกองทุนน้ำมันฯ จะเป็นบวกประมาณปลายเดือนธันวาคม 2550 และจะมีเงินสะสมเพียงพอในระดับ 10,000 ล้านบาท ได้ประมาณเดือนกันยายน 2551 โดยการดำเนินการตามมติ กพช. ดังนี้
(1) เพิ่มอัตราส่งเงินเข้ากองทุนอนุรักษ์ฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล จาก 0.07 บาทต่อลิตร เป็นอัตรา 0.25 บาทต่อลิตร สำหรับแผนงานปกติ และประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลลง 0.18 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 17 ธันวาคม 2550
(2) เพิ่มอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน อีก 0.50 บาทต่อลิตร สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล เป็น 0.75 บาทต่อลิตร สำหรับโครงการขนส่งฯ เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ลดลงเป็น 0 แล้ว (ซึ่งคาดว่าจะเป็นช่วงปลายเดือนธันวาคม 2550 หรือเดือนมกราคม 2551)
(3) เพิ่มอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานอีก 0.20 บาทต่อลิตร เป็น 0.95 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2551
(4) การดำเนินการตาม (2) ถึง (3) โดยให้มีการประกาศลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราเท่ากันและในวันเดียวกัน
6.3 ในการประชุมคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้มีมติให้กองทุนน้ำมันฯ โอนเงิน 3,500 ล้านบาท ฝากที่ ธกส. เพื่อเป็นทุนให้กับเกษตรกรที่เข้าร่วมโครงการปลูกปาล์มน้ำมันเพื่อใช้ในการ ผลิตไบโอดีเซล
6.4 คณะกรรมการกองทุนฯ เห็นชอบให้ยกเลิกมติเมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2550 โดยกองทุนน้ำมันฯ ไม่จำเป็นต้องโอนเงินจำนวน 3,000 ล้านบาท ให้กับกองทุนอนุรักษ์ฯ เนื่องจากการโอนอัตราการเก็บเงินจากกองทุนน้ำมันฯ ให้กับกองทุนอนุรักษ์ฯ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้ช่วยเพิ่มสภาพคล่องให้กับกองทุนอนุรักษ์ฯ แล้ว
6.5 สนพ. ได้ประกาศปรับลดเงินจัดเก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลง 40 สตางค์/ลิตร สำหรับน้ำมันทุกชนิด ยกเว้นน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ซึ่งมีผลมาตั้งแต่วันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 เพื่อช่วยชะลอการปรับขึ้นราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศเนื่องจากราคาน้ำมันดิบ ในตลาดโลกมีแนวโน้มทรงตัวอยู่ในระดับสูง
7. สำหรับการปรับแผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี 2551-2554 โดยเพิ่มงานโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง และงานโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ตามข้อ 5 และข้อ 6 สนพ. ได้ปรับประมาณการรายจ่ายของกองทุนอนุรักษ์ฯ ในช่วงปี 2551-2554 จากที่คณะกรรมการกองทุนฯ ได้จัดสรรไว้แล้วตามข้อ 2 สรุปได้ดังนี้
7.1 เพิ่มประมาณการรายจ่ายของกองทุนฯ จากวงเงินรวม 16,132,273,859 บาท เป็นวงเงินรวมประมาณ 87,849,273,859 บาท โดยเพิ่มเติมให้ สนพ. ประมาณ 71,717 ล้านบาท สำหรับรายจ่ายตามงานโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง วงเงินประมาณ 70,967 ล้านบาท และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ วงเงินประมาณ 750 ล้านบาท ตามลำดับ ซึ่งจำแนกตามแผนงานได้ดังนี้
แผนใช้จ่ายเงิน ปี | 2551 | 2552 | 2553 | 2554 | 2555* | รวม 5 ปี |
(1) แผนพลังงานทดแทน | 2,838 | 1,190 | 1,065 | 880 | 1,110 | 7,332 |
(2) แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน | 14,138 | 17,855 | 15,923 | 15,866 | 16,486 | 80,267 |
(3) แผนงานบริหารทางกลยุทธ์ | 250 | - | - | - | - | 250 |
รวมทั้งสิ้นประมาณ | 17,225 | 19,044 | 16,988 | 16,746 | 17,596 | 87,849 |
หมายเหตุ: บางแผนงานมีความต่อเนื่องถึงปี 2555
7.2 ประมาณการรายจ่ายของกองทุนฯ จะจัดสรรให้ 3 หน่วยงานหลัก ประกอบด้วย
หน่วยงาน | แผนพลังงานทดแทน | แผนเพิ่มประสิทธิภาพฯ | แผนงานบริหารทางกลยุทธ์ | รวม (ล้านบาท) |
(1) พพ. | 1,111.01 | 3,168.97 | - | 4,279.98 |
(2) สนพ. | 6,220.90 | 77,098.40 | 248.88 | 83,568.18 * |
(3) กรมบัญชีกลาง | - | - | 1.11 | 1.11 |
รวม | 7,331.91 | 80,267.37 | 249.99 | 87,849.27 ** |
* จัดสรรเงินให้ สนพ. เพิ่มเติมในวงเงินประมาณ 71,717 ล้านบาท สำหรับโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ โดยใช้ตามแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับ ความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ที่ กพช. กำหนด (รายละเอียดปรากฏตามเอกสารประกอบวาระ 3.1)
** ยังไม่ได้รวมรายจ่ายประจำปีงบประมาณ 2552-2554 ประมาณ 3,000 ล้านบาท/ปี และแต่ละหน่วยงานสามารถถัวจ่ายและเปลี่ยนแปลงรายการในแผนงาน/งานเดียวกันได้
7.3 ประมาณการกระแสเงินของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2551-2556
ปีงบประมาณ | 2550 | 2551 | 2552 | 2553 | 2554 | 2555 | 2556 | รวม |
1. เงินคงเหลือ ณ ต้นเดือน ก.ค. 2550 | 4,612 | 3,226 | 250 | 250 | 428 | 3,442 | 8,245 | 4,612 |
2. รายรับ ประกอบด้วย | ||||||||
2.1 ประมาณการรายรับล่วงหน้า | 435 | 14,057 | 22,766 | 23,053 | 23,420 | 24,379 | 24,662 | 132,773 |
2.2 เงินทุนหมุนเวียนรอรับคืนจาก พพ. | 69 | 372 | 746 | 846 | 1,051 | 1,089 | 971 | 5,145 |
2.3 ประมาณเงินรับคืน | ||||||||
(พพ.ระยะที่ 4และ DSM EGAT) | - | - | 286 | 286 | 286 | 286 | 2,186 | 3,329 |
รวมรับ | 504 | 14,429 | 23,798 | 24,185 | 24,757 | 25,755 | 27,819 | 141,246 |
3. รายจ่าย ประกอบด้วย | ||||||||
3.1 รายจ่ายผูกพัน ปี 2538-2547 | 234 | 428 | 380 | 346 | 19 | 19 | - | 1,425 |
3.2 รายจ่ายผูกพัน ปี 2548-2550 | 1,236 | 1,153 | 47 | 16 | - | - | - | 2,452 |
3.3 รายจ่ายเงินทุนหมุนเวียน พพ. | 420 | 2,790 | 2,190 | - | - | - | - | 5,400 |
* 3.4 ประมาณรายจ่าย ปี 2551-56 (สนพ+บก.) | - | 10,038 | 17,446 | 19,796 | 18,074 | 17,784 | 431 | 83,569 |
3.5 ประมาณรายจ่าย ปี 2551 (พพ.) | - | 2,996 | 1,284 | - | - | - | - | 4,280 |
3.6 ประมาณรายจ่ายล่วงหน้า | - | - | 2,450 | 3,850 | 3,650 | 3,150 | 3,900 | 17,000 |
รวมจ่าย | 1,889 | 17,405 | 23,798 | 24,007 | 21,743 | 20,952 | 4,331 | 114,126 |
4. เงินคงเหลือปลายปี (1+2-3) ยกไป | 3,226 | 250 | 250 | 428 | 3,442 | 8,245 | 31,733 | 31,733 |
* รายการที่ 3.4 เพิ่มเติมวงเงินประมาณ 71,717 ล้านบาท ให้ สนพ. สำหรับโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
8. จากการดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 โดยที่ว่าแผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี 2551-2554 ที่ได้ปรับลดเป้าหมายการประหยัดพลังงานในภาคอตุสาหกรรมลงจาก 3,832 ktoe เป็น 2,581 ktoe เนื่องจากงานปรับโครงสร้างอุตสาหกรรมยังอยู่ในระหว่างการศึกษา จึงคาดว่าอาจจะเกิดผลลดการใช้พลังงานหลังปี 2554 และบางกลุ่มอุตสาหกรรมได้ดำเนินการเสร็จไปแล้ว อาจจะมีผลต่อการลดการใช้พลังงานเกิดขึ้นบางส่วนแล้ว สนพ. จึงขอเสนอการปรับเป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงานดังนี้
8.1 สนพ. ได้ศึกษาจากรายงานผลการศึกษาโครงการปรับโครงสร้างอุตสาหกรรม ที่ พพ. ได้ว่าจ้าง TDRI ดำเนินการศึกษาแล้ว พบว่าประมาณการผลการประหยัดพลังงาน 1,400 ktoe ที่คาดว่าจะได้รับจากการปรับโครงสร้างการผลิตสินค้าประหยัดพลังงานให้ได้ ร้อยละ 5 ได้แก่ การผลิต/ประกอบรถประหยัดเชื้อเพลิง (ECO-Car) ประหยัด 26,000 ล้านบาท/ปี (1,300 ktoe) การผลิตเครื่องใช้ไฟฟ้าประหยัดพลังงาน (>เบอร์ 5) ประหยัด 3,000 ล้านบาท/ปี (150 ktoe) ลดส่วนแบ่งสาขาที่มีการใช้พลังงานสูงและเพิ่มส่วนแบ่งสาขาที่มีมูลค่าเพิ่ม สูง เช่น ลดสาขาโลหะลง เพิ่มอุตสาหกรรมผลิตภัณฑ์ยาง/พลาสติก หรืออุตสาหกรรมเครื่องใช้ไฟฟ้าอิเลคทรอนิคส์ เป็นต้น ประหยัด 4,000 ล้านบาท (200 ktoe)
8.2 เป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงานในช่วงปี 2551-2554 ได้รวมผลการประหยัดพลังงาน ในเรื่องการผลิตเครื่องใช้ไฟฟ้าประหยัดพลังงาน และการก่อสร้างระบบรถไฟฟ้าชานเมืองสายสีแดงไว้แล้ว จึงได้ปรับเพิ่มผลการประหยัดพลังงานที่ได้จากการผลิตรถประหยัดเชื้อเพลิง (ECO-Car) 123 ktoe และการผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration 608 ktoe สำหรับการลงทุนในโครงการพัฒนาระบบขนส่งขนาดใหญ่ จะเกิดผลการประหยัดพลังงานหลังปี 2554 โดยเป้าหมายของแผนอนุรักษ์พลังงานฯ เป็นดังนี้
แผนอนุรักษ์พลังงาน | เป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงาน ณ ปี 2554 | ||
กพช. 23 ธ.ค.47 (ktoe) |
กพช. 26 ธ.ค.49 (ktoe) |
ปรับปรุง พ.ย. 50 (ktoe) |
|
เป้าหมายรวม | 17,884 | 19,005 | 19,026 |
แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน | 10,354 | 7,694 | 7,820 |
สาขาอุตสาหกรรม | 3,411 | 3,832 | 3,189 |
สาขาขนส่ง | 6,270 | 3,290 | 3,413 |
การจัดการด้านการใช้พลังงาน | 673 | 572 | 1217 |
แผนงานด้านพลังงานทดแทน | 7,530 | 11,311 | 11,206 |
ส่งเสริม NGV | - | 4,348 | 4,518 |
พลังงานหมุนเวียน* | 7,530 | 6,963 | 6,688 |
9. คณะกรรมการกองทุนฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ สำหรับโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง และโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ การปรับกรอบและเป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2551-2554) และการโอนอัตราส่งเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้กองทุนเพื่อส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงานจัดเก็บแทน โดยให้นำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
- 1.
อนุมัติเพิ่มเติมโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่งและโครงสร้างพื้นฐาน เพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ในกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 (ในช่วงปี 2551-2554) จากที่ กพช. อนุมัติไว้แล้วในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ตามที่ฝ่ายเลขานุการฯ เสนอในข้อ 4.1 ข้อ 5.2 และเห็นชอบเป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงาน ณ ปี 2554 ตามข้อ 8.2 และให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับการดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงานดังกล่าว เพิ่มวงเงินงบประมาณจาก 16,132,273,859 บาท เป็น 87,849,273,859 บาท ตามข้อ 7 โดยมีแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 และตามที่ กพช. จะเห็นชอบเพิ่มเติมตามมติของที่ประชุมในข้อ 2
- 2.
อนุมัติแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ สำหรับโครงการลงทุนพัฒนาระบบการขนส่ง และสำหรับโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ตามข้อ 4.2-4.3 และข้อ 5.3 โดยให้ปรับปรุงแนวทางเพิ่มเติมตามความเห็นของรองผู้อำนวยการสำนักงบประมาณ ด้วย และให้ สนพ. ใช้เงินจากกองทุนฯ ที่คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรไว้ตามมติของที่ประชุมในข้อ 1 สำหรับโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง ในช่วงปี 2551-2555 ในวงเงินประมาณ 70,967 ล้านบาท และสำหรับโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ ในช่วง ปี 2551-2553 ในวงเงินประมาณ 750 ล้านบาท
- 3.
ให้เพิ่มอัตราส่งเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล จาก 0.07 บาทต่อลิตร เป็นอัตรา 0.25 บาทต่อลิตร สำหรับแผนงานปกติ และประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซลลง 0.18 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 17 ธันวาคม 2550
- 4.
ให้เพิ่มอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน อีก 0.50 บาทต่อลิตร สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล เป็น 0.75 บาทต่อลิตร สำหรับโครงการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง เมื่อหนี้สินสุทธิของกองทุนน้ำมันฯ ลดลงเป็น 0 แล้ว (ซึ่งคาดว่าจะเป็นช่วงปลายเดือนธันวาคม 2550 หรือเดือนมกราคม 2551) และให้เพิ่มการเก็บเงินเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานอีก 0.20 บาทต่อลิตร เป็น 0.95 บาทต่อลิตร ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2551 โดยให้มีการประกาศลดการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ในอัตราเท่ากันและในวันเดียวกัน
เรื่องที่ 2 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน 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. ได้ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนโครงการน้ำอูภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับ มอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับ ประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ จนกระทั่งได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญ และได้มีการจัดทำร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการน้ำอูในรูปแบบเดียวกับโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 และน้ำเงี๊ยบที่ได้มีการลงนามแล้ว
3. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 ตุลาคม 2550 ได้ให้ความเห็นชอบอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญและร่าง MOU ของโครงการน้ำอู ชึ่งคณะกรรมการ กฟผ.ได้มีมติเห็นชอบร่าง MOU ดังกล่าวเมื่อวันที่ 29 ตุลาคม 2550 และ กฟผ. ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเสนอร่าง MOU ดังกล่าว ต่อ กพช. เพื่อให้ความเห็นชอบก่อนการลงนาม
4. ลักษณะโครงการน้ำอู ตั้งอยู่บนลำน้ำอู โดยก่อสร้างเป็น 7 เขื่อนตามลำน้ำ เสนอขายไฟฟ้าให้ไทยจาก 6 เขื่อน และอีก 1 เขื่อนผลิตไฟฟ้าขายให้ สปป. ลาว มีกำลังผลิตรวมประมาณ 1,043 เมกะวัตต์ จ่ายพลังงานไฟฟ้าในส่วนของ Primary Energy (PE) และ Secondary Energy (SE) ปีละประมาณ 4,273 ล้านหน่วย ระบบส่ง 500 กิโลโวลท์ ยาว 245 กิโลเมตร จากชายแดนถึงสถานีไฟฟ้าแรงสูงแม่เมาะ จุดเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ณ ชายแดนไทย-สปป. ลาว บริเวณจังหวัดน่าน กำหนดจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์วันที่ 1 มกราคม 2558 ผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วยบริษัท Sinohydro Corporation จำกัด และ รัฐบาล สปป. ลาว
5. สาระสำคัญของร่าง MOU โครงการน้ำอู
5.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และบริษัท Sinohydro Corporation จำกัด
5.2 Sinohydro และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น (รวมเรียกว่า Sponsors) จะจัดตั้งบริษัทใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ
5.3 โครงการมีกำลังผลิตประมาณ 1,043 เมกะวัตต์ มีเป้าหมายจำหน่ายพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) ประมาณ 3,418 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) ประมาณ 855 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE
5.4 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน ซึ่งมีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
- 1.
Primary Energy (PE) Tariff
- -
ส่วนที่ 1 = 3.0708 Cents/หน่วย
- -
ส่วนที่ 2 = 1.0594 บาท/หน่วย
- 2.
Secondary Energy (SE) Tariff
- -
ส่วนที่ 1 = 1.8425 Cents/หน่วย
- -
ส่วนที่ 2 = 0.6357 บาท/หน่วย
- 3.
Excess Energy (EE) Tariff = 1.1654 บาท/หน่วย
- 4.
Pre COD Energy Tariff = 1.5500 บาท/หน่วย
5.5 สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) จะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date) โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาว อนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง
5.6 ทั้งสองฝ่ายจะใช้ PPAของโครงการน้ำเทิน 1 โดยคำนึงถึงลักษณะโครงการ ซึ่งประกอบด้วยเขื่อนหลายเขื่อนอยู่บนลำน้ำเดียวกัน (Cascade) เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
5.7 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน (1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป และ (3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้
5.8 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU
5.9 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ จะเป็นดังนี้ (1)Scheduled Financial Close Date (SFCD) เท่ากับ 12 เดือนนับจากลงนาม PPA (2)Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ [48] เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD (3)Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 1 มกราคม 2558 และ 72 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และ วัน SFCD ทั้งนี้ หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตราที่เท่ากัน
5.10 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน ดังนี้ (1)วันลงนาม PPA เป็นเงิน 15 Million USD (2)วัน Financial Close Date เป็นเงิน 38 Million USD (3) วัน COD เป็นเงิน 34 Million USD และ (4)วันครบรอบ COD 14 ปี เป็นเงิน 12 Million USD
มติของที่ประชุม
- รับทราบข้อสังเกตของกรรมการที่เห็นควรให้มีผู้ลงทุนไทยร่วมทุนในโครงการ พัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว ที่จะจำหน่ายให้แก่ไทย โดยให้มีสัดส่วนผู้ลงทุนไทยในระดับที่เหมาะสม ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงการเป็นผู้ลงทุนไทยอย่างแท้จริง
- เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำอู และมอบหมายให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ และผ่านการตรวจพิจารณาของสำนักงานอัยการสูงสุดแล้วไป ลงนามร่วมกับผู้ลงทุนต่อไป
- เห็นชอบในหลักการให้ กฟผ. สามารถปรับปรุงเงื่อนไขในบันทึกความเข้าใจโครงการน้ำอูในขั้นการจัดทำร่าง สัญญาซื้อขายไฟฟ้า เนื่องจากโครงการน้ำอูมีความซับซ้อนมาก โดยประกอบด้วยเขื่อนและโรงไฟฟ้าถึง 7แห่ง ซึ่งแตกต่างจากสัญญาเดิมที่โครงการมีเพียงเขื่อนเดียว เพื่อให้มีผลในทางปฏิบัติได้อย่างเหมาะสม แต่ทั้งนี้ ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยจะต้องไม่สูงกว่าเดิม
เรื่องที่ 3 แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 จำนวน 300 เมกะวัตต์ และได้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เป็นลำดับ จนถึง 3,200 เมกะวัตต์ โดย กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ด้วยระบบ Cogeneration ทั้งนี้ ณ เดือนกันยายน 2550 มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 118 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,817.42 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 83 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,404.82 เมกะวัตต์
2. กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 เห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ ซึ่งการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ. 2550 และ กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้ 1,030 เมกะวัตต์
3. การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ ในปี 2545 ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration โดยกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่ง กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ แล้วเมื่อเดือนธันวาคม 2549
4. ณ เดือนกันยายน 2550 มีโครงการ VSPP ยื่นแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย จำนวน 117 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 549.99 เมกะวัตต์ เป็นโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. จำนวน 113 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 549.86 เมกะวัตต์ เป็นโครงการ SPP เดิม และ VSPP (ไม่เกิน 1 เมกะวัตต์) ที่สิ้นสุดสัญญาแล้ว จำนวน 30 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 176.90 เมกะวัตต์ และเป็นโครงการ VSPP รายใหม่ จำนวน 83 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 372.96 เมกะวัตต์ สำหรับโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟน. มีจำนวน 4 ราย เป็น VSPP รายใหม่ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 0.13 เมกะวัตต์
5. เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้กำหนดให้มีมาตรการจูงใจด้านราคา โดยการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP โดย กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เป็นระยะเวลา 7 ปี และให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 โดย กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนแล้ว โดยส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับเชื้อเพลิงชีวมวล/ก๊าซชีวภาพ เท่ากับ 0.30 บาทต่อหน่วย พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) และพลังน้ำขนาดเล็ก (< 50 กิโลวัตต์) เท่ากับ 0.40 และ 0.80 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ สำหรับเชื้อเพลิงจากขยะและพลังงานลม เท่ากับ 2.50 บาทต่อหน่วย และพลังงานแสงอาทิตย์ เท่ากับ 8.00 บาทต่อหน่วย
6. ต่อมา กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 เห็นชอบแนวทางการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ SPP เป็นระยะเวลา 7 ปี โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ และขยะ ในอัตราคงที่ เท่ากับ 2.50, 2.50 และ 8.00 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ และกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 100, 115 และ 15 เมกะวัตต์ ตามลำดับ สำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ใช้วิธีประมูลแข่งขัน ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 300 เมกะวัตต์
7. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส ทั้งนี้ กฟผ. และ กฟภ. ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวแล้ว นอกจากนี้ กพช. ได้มีมติเพิ่มเติมเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าที่ให้เพิ่มเติมพิเศษ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้รวมถึงโครงการโรงไฟฟ้าเดิมที่ตั้งอยู่ในจังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส ด้วย โดยกำหนดส่วนเพิ่มพิเศษเท่ากับ 1.00 บาทต่อหน่วย สำหรับเชื้อเพลิงชีวมวล/ก๊าซชีวภาพ พลังน้ำขนาดเล็ก พลังน้ำขนาดเล็กมาก และขยะ โดยกำหนดส่วนเพิ่มพิเศษเดิมเท่ากับ 1.50 บาทต่อหน่วย สำหรับพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์
8. สำหรับ SPP พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ซึ่งใช้วิธีประมูลแข่งขัน คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็ก ได้ประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการ และ กบง. ได้มีมติเมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 เห็นชอบผลการประเมินและคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อ ไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนจำนวน 7 โครงการ ปริมาณ พลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 335 เมกะวัตต์ และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการ SPP ดังกล่าวต่อไป
9. ผลการดำเนินงานส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสามารถสรุปได้ดังนี้
9.1 เนื่องจากการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ที่ผ่านมา ยังไม่มีโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ แม้ว่าในช่วงที่ผ่านมาจะมีการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการตาม ระเบียบดังกล่าวแล้ว ซึ่งจากการศึกษาของ สำนักงานกองทุนสนับสนุนการวิจัย (สกว.) ภายใต้โครงการวิจัยเชิงนโยบายเพื่อสนับสนุนการพัฒนาและการใช้พลังงานหมุน เวียนและการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในประเทศไทย ได้วิเคราะห์ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน พบว่าราคารับซื้อไฟฟ้าที่ผู้ผลิตไฟฟ้าได้รับตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้ารวม กับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ยังไม่คุ้มทุน และมีข้อเสนอแนะให้มีการปรับปรุงมาตรการการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โดยขยายระยะเวลาการให้สนับสนุนเป็นเวลา 15 ปีขึ้นไป และการกำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าให้ยึดหลักการให้ผู้ลงทุนมีผลตอบแทนที่เหมาะสม แต่ต้องไม่เกินต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้จากการผลิตไฟฟ้าด้วยเชื้อเพลิงฟอสซิล ดังนั้น ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจึงไม่ควรเกินต้นทุนทางสังคมและสิ่งแวดล้อม (Externality Cost) ซึ่งโครงการประเมินไว้ไม่เกิน 0.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง อย่างไรก็ตาม การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าให้สูงกว่า Externality Cost สามารถทำได้เพื่อประโยชน์ทางสังคม เช่น การผลิตไฟฟ้าในชนบทห่างไกล หรือกรณีที่มีความจำเป็นต้องสนับสนุนการพึ่งพาตนเองด้านเทคโนโลยีพลังงาน ประเภทใดประเภทหนึ่งเป็นการเฉพาะ
9.2 นอกจากนี้ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้วิเคราะห์ต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมจากข้อมูลจริงในปัจจุบัน พบว่าต้นทุนเพิ่มขึ้นจากที่เคยประมาณการไว้ในการพิจารณากำหนดส่วนเพิ่มราคา รับซื้อไฟฟ้าในปัจจุบัน แต่ราคารับซื้อไฟฟ้าจากโครงการพลังงานลมเฉลี่ยตลอดโครงการตามโครงสร้างราา รับซื้อในปัจจุบันอยู่ในระดับ 3.90 บาทต่อหน่วยเท่านั้น ในขณะเดียวกันราคาน้ำมันเตาที่อยู่ในระดับสูงมาก ทำให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาเพิ่มขึ้นเป็น 4.00 - 4.50 บาทต่อหน่วย และขณะนี้ยังมีการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้าในปริมาณมากพอสมควร ดังนั้น การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมจะช่วยลดการใช้น้ำมันเตาในการผลิตไฟฟ้า และลดค่าใช้จ่ายในการจัดหาไฟฟ้าของประเทศได้
9.3 เพื่อเป็นการจูงใจให้เกิดการลงทุนในโครงการพลังงานลม และพลังงานแสงอาทิตย์ โดยปรับปรุงการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม เท่ากับ 3.50 บาทต่อหน่วย ปริมาณพลังไฟฟ้าที่รับซื้อ 115 เมกะวัตต์ และพลังงานแสงอาทิตย์ เท่ากับ 8.00 บาทต่อหน่วย ปริมาณพลังไฟฟ้าที่รับซื้อ 15 เมกะวัตต์ โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุนของพลังงานลมและแสงอาทิตย์เป็น 10 ปี นับจากวัน COD
9.4 ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non-Firm และ VSPP กำหนดอายุสัญญาไว้ 1 ปี และต่ออายุสัญญาเป็นปีๆ ทำให้ผู้ประกอบการประสบปัญหาไม่สามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ได้ เนื่องจากไม่เชื่อถือว่าโครงการจะมีรายได้อย่างมั่นคงและเพียงพอที่จะชำระ คืนเงินต้นและดอกเบี้ย ซึ่งการพิจารณาให้เงินกู้แก่โครงการโรงไฟฟ้าส่วนใหญ่จะพิจารณาจากสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้าเป็นหลัก ทำให้ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน มีความจำเป็นต้องยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าตามระเบียบ SPP ประเภทสัญญา Firm แทน ซึ่งทำให้ไม่มีสิทธิได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ดังนั้น เพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาดังกล่าวและเพื่อความชัดเจนในทางปฏิบัติตาม ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า จึงมีข้อเสนอดังนี้
9.4.1 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP
9.4.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ให้ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทั้งนี้ ยกเว้นในกรณี SPP รายเดิมที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. แล้ว
9.4.3 SPP รายเดิมที่มีสัญญาประเภท Firm หากประสงค์จะยกเลิกสัญญากับ กฟผ. เพื่อเสนอขายไฟฟ้าตามระเบียบ VSPP เห็นควรให้ กฟผ. พิจารณายกเว้น (1) การยึดหลักค้ำประกัน การปฏิบัติตาม สัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) หลักค้ำประกันการยกเลิกสัญญาก่อนครบกำหนดอายุสัญญา (3) การเรียกเก็บเงินค่าพลังงานไฟฟ้าคืน และ (4) การเรียกค่าปรับ ทั้งนี้ SPP Firm ที่ได้รับการยกเว้นนี้ จะไม่รวมถึง SPP ประเภท Firm ที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์
9.4.4 เห็นควรแก้ไขการกำหนดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ประเภท Non-Firm และ VSPP เป็นอายุสัญญา 5 ปี และต่อเนื่องโดยอัตโนมัติ
มติของที่ประชุม
- 1.
รับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP VSPP และการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
- 2.
เห็นชอบให้ปรับปรุงการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิต ไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าตาก SPP และ VSPP สำหรับโครงการพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ โดยกำหนดให้เท่ากับ 3.50 บาทต่อหน่วย และ 8.00 บาท ต่อหน่วย ตามลำดับ และขยายระยะเวลาสนับสนุนจาก 7 ปี เป็น 10 ปี นับจากวันเริ่มต้นจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบ (สำหรับโครงการในสามจังหวัดชายแดนภาคใต้ยังคงได้รับส่วนเพิ่มพิเศษตามมติ กพช.เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550)
- 3.
เห็นชอบการกำหนดเงื่อนไขการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ให้มีความชัดเจนตามรายละเอียดในข้อ 9.4.1 - 9.4.4
เรื่องที่ 4 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ระบบ Cogeneration
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 กพช ได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ และต่อมาการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กฉบับ พ.ศ. 2550 และ กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้ 1,030 เมกะวัตต์
2. เนื่องจากมี SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ. 2550 สูงกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อไว้เป็น จำนวนมาก เมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 กพช. จึงมีมติเห็นชอบให้ กฟผ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2550 เป็นต้นไป และให้พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัดส่วนการใช้ไอน้ำ กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ตลอดจนความสามารถและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทั้งนี้ มี SPP ที่ยื่นข้อเสนอจำนวน 28 โครงการ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาทั้งสิ้น 2,191 เมกะวัตต์ ซึ่งเกินกว่าที่ประกาศไว้ 1,691 เมกะวัตต์ โดยเกือบทั้งหมดเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,151 เมกะวัตต์ และมีเพียง 1 ราย ที่เชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 40 เมกะวัตต์
3. การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration จะพิจารณาตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ดังนี้ คือพิจารณาเงื่อนไขของสัดส่วนของพลังงานความร้อน (ไอน้ำ) ที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพนอกจากการผลิตไฟฟ้าต่อการผลิตพลังงานทั้งหมด ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 5 รวมทั้ง จะต้องผลิตพลังงานไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ และพิจารณาข้อจำกัดการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าด้วย ซึ่งการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้พิจารณาข้อจำกัดการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าของโครงการ SPP ดังกล่าว พบว่า จะมีโครงการที่สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้ 9 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 760 เมกะวัตต์ ส่วนโครงการที่เหลือไม่สามารถรับซื้อได้ เนื่องจากข้อจำกัดของระบบสายส่ง หรือจำเป็นต้องรอผลการคัดเลือกโครงการ IPP ซึ่งอาจจะป้อนไฟฟ้าเข้าระบบส่งในบริเวณเดียวกัน
4. การพิจารณาความพร้อมด้านการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ปตท. ได้ชี้แจงว่าสามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะสั้น (ปี 2551-2556) ได้ประมาณ 3,490 ล้านลูกบาศก์ฟุต สำหรับการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาวตั้งแต่ปี 2557 เป็นต้นไป ปตท. จะนำเข้า LNG ประมาณ 700-1,400 ล้านลูกบาศก์ฟุต และจัดหาก๊าซธรรมชาติจากแหล่งอ่าวไทย และรับซื้อเพิ่มจากประเทศพม่า รวมทั้งนำเข้า LNG เพิ่มขึ้นด้วย และ ปตท. จึงยืนยันว่าสามารถจัดหาก๊าซธรรมชาติสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration ตามกำลังการผลิตติดตั้งของ SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า ประมาณ 1,000 เมกะวัตต์ ตั้งแต่ปี 2555 เป็นต้นไป และความพร้อมด้านท่อส่งก๊าซธรรมชาติ อย่างไรก็ตาม ขอให้ กฟผ. พิจารณากำหนดวัน COD ให้สอดคล้องกับกำหนดแล้วเสร็จของท่อก๊าซฯ และปริมาณก๊าซฯ ที่จัดหา รวมทั้ง พิจารณาความต้องการใช้ไฟฟ้าตามแผน PDP และระดับกำลังผลิตสำรอง (Reserve Margin) ด้วย
5. กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นว่า โครงการ SPP ได้รับความสนใจจากผู้ลงทุนเป็นจำนวนมาก ได้ยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าเกินกว่าที่ประกาศไว้ ขณะที่ระบบไฟฟ้าไม่สามารถรองรับได้ทั้งหมด จึงเห็นควรรับทราบการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ตามหลักเกณฑ์ข้อจำกัดด้านระบบไฟฟ้า โดยให้สามารถรับซื้อไฟฟ้าได้มากกว่าที่ประกาศไว้ 500 เมกะวัตต์ และควรให้มีการขยายปริมาณรับซื้อไฟฟ้าเกินกว่าที่ประกาศไว้ ทั้งนี้ ไม่เกิน 4,000 เมกะวัตต์ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 สำหรับ SPP ที่ยื่นข้อเสนอรายอื่นๆ ที่ยังไม่ได้รับการพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าในรอบแรก เห็นควรให้คงไว้รอพิจารณารับซื้อไฟฟ้าควบคู่ไปกับการคัดเลือกโครงการ IPP และพิจารณาวิธีการแก้ไขข้อจำกัดของสายส่งอีกครั้ง ทั้งนี้ มอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง รับไปดำเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
- 1.
รับทราบการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย โดยพิจารณาตอบรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ระบบ Cogeneration ในรอบแรกตามข้อจำกัดของระบบไฟฟ้าในข้อ 3 - 4 และรับทราบความเห็นของกระทรวงพลังงานในข้อ 5
- 2.
เห็นชอบให้ขยายปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจากโครงการใหม่ที่เป็นผู้ผลิต ไฟฟ้ารายเล็ก ระบบ Cogeneration ได้เกินกว่า 500 เมกะวัตต์ แต่ทั้งนี้ ปริมาณการรับซื้อรวมจากโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กทั้งหมดจะไม่เกิน 4,000 เมกะวัตต์ ตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549
เรื่องที่ 5 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ตุลาคม - 12 พฤศจิกายน 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. เดือนตุลาคม 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบ และเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 77.49 และ 82.78 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 4.12 และ 5.96 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากข่าวกระทรวงพลังงานสหรัฐฯ ประกาศปริมาณสำรองน้ำมัน ณ วันที่ 19 ตุลาคม 2550 ลดลงทุกชนิดซึ่งตรงข้ามกับผลที่นักวิเคราะห์คาดการณ์ไว้ และจากข่าวตุรกีบุกโจมตีกลุ่มกบฏ Kurdish ในบริเวณตอนเหนือของอิรัก ประกอบกับข่าวบริษัท Pemex ปิดท่าขนส่งน้ำมันบริเวณอ่าวเม็กซิโกหลังเกิดพายุหนัก และในช่วงวันที่ 1 - 12 พฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบ และเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.56 และ 92.54 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.07 และ 9.76 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากข่าวสภาพอากาศแปรปรวนบริเวณทะเลเหนือ และข่าวท่อขนส่งน้ำมันดิบ (155,000 บาร์เรลต่อวัน) ของประเทศเยเมนปิดทำการจากเหตุระเบิด
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ เดือนตุลาคม 2550 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 88.71 87.46 และ 95.08 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 6.20 6.11 และ 4.37 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และการปิดซ่อมบำรุงตามแผนของโรงกลั่น Dumai ของอินโดนีเซีย รวมทั้ง International Enterprise Singapore (IES) รายงานปริมาณสำรอง Light Distillate และ Middle Distillate ของสิงคโปร์สิ้นสุดสัปดาห์วันที่ 31 ตุลาคม ลดลง 0.1 และ 0.05 ล้านบาร์เรล ตามลำดับ นอกจากนี้ ราคาน้ำมันดีเซล 0.5% S ได้ทำสถิติสูงสุดอยู่ที่ระดับ 105.25 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล จากข่าวเพลิงไหม้ที่โรงกลั่น S-Oil ของ เกาหลีใต้ และข่าวไต้หวันลดการส่งออกน้ำมันดีเซลลงจากการปิดฉุกเฉิน CDU ที่โรงกลั่น Kaohsiung สำหรับในช่วงวันที่ 1 - 12 พฤศจิกายน 2550 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 99.36 98.20 และ 106.09 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 10.65 10.74 และ 11.00 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ จากข่าวโรงกลั่นของบริษัท Pak-Arab Refinery Ltd ในปากีสถานปิดซ่อมฉุกเฉิน และอุปทานในจีนยังคงตึงตัว รวมทั้งอุปทาน Heating Oil ในยุโรปตึงตัวเช่นกัน
3. ราคาน้ำมันขายปลีก รัฐได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับแก๊สโซฮอล์ 95และ 91 ลง 0.20 บาทต่อลิตร ในวันที่ 1 ตุลาคม และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ น้ำมันดีเซล หมุนเร็วบี 5 ลง 0.30 บาทต่อลิตร ในวันที่ 31 ตุลาคม จากสถานการณ์ราคาน้ำมันและการปรับลดอัตราเงิน ส่งเข้ากองทุนฯส่งผลให้เดือนตุลาคมผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล์ 95, 91, เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร จำนวน 3 ครั้ง ปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร จำนวน 2 ครั้ง และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.40 บาทต่อลิตร จำนวน 1 ครั้ง และ 0.10 บาทต่อลิตร จำนวน 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล์ 95, 91, ดีเซลหมุนเร็ว, และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 31.19, 30.39, 27.69, 26.89, 28.14 และ 27.14 บาทต่อลิตร ตามลำดับ และรัฐได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับแก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 ลดลง 0.40 บาทต่อลิตร ในวันที่ 5 พฤศจิกายน และปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 0.40 บาทต่อลิตร และ 0.20 บาทต่อลิตร ในวันที่ 5 และ 15 พฤศจิกายน ตามลำดับ จากสถานการณ์ราคาน้ำมันและการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ส่งผลให้ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91, แก๊สโซฮอล์ 95, 91, น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว, และดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.50 บาท/ลิตร จำนวน 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91, แก๊สโซฮอล์ 95, 91, ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 12 พฤศจิกายน 2550 อยู่ที่ระดับ 31.69 , 30.89 , 28.19 , 27.39 , 28.64 , และ 27.64 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันในเดือนพฤศจิกายน 2550 คาดว่าราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 85 - 90 และ 90 - 95 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐฯ ลดลง และการเข้าเก็งกำไรในตลาดน้ำมันของกลุ่มเฮดฟันท์ รวมทั้งสถานการณ์ความไม่สงบในประเทศผู้ผลิต สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลในตลาดสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 100 - 105 และ 105 - 110 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากความต้องการใช้น้ำมันดีเซลที่เพิ่มมากขึ้นในฤดูหนาว รวมทั้ง สภาพเศรษฐกิจโดยเฉพาะค่าเงินดอลลาร์สหรัฐฯ ที่อ่อนค่าลง
5. สถานการณ์ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในเดือนตุลาคม 2550 ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้น 82 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน อยู่ที่ระดับ 650 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบและความต้องการในภูมิภาคเพิ่มขึ้นเพื่อใช้ในอุตสาหกร รมปิโตรเคมีและความอบอุ่น ขณะที่อุปทานในภูมิภาคตึงตัวจากโรงกลั่นในประเทศไทยปิดดำเนินการซ่อมบำรุง ประจำปี และในช่วงวันที่ 1 - 12 พฤศจิกายน 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้น 90 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 740 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบ และความต้องการใช้เพื่อความอบอุ่นในช่วงฤดูหนาว และในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี แนวโน้มราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนธันวาคม 2550 คาดว่าจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 760 - 765 เหรียญสหรัฐฯ ต่อตัน ประมาณการราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 10.9621 - 10.9645 บาทต่อกิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ที่ระดับ 0.8922 - 0.8946 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 267.34 - 267.96 ล้านบาทต่อเดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯของก๊าซ LPG ส่งออกอยู่ที่ระดับ 7.4890 - 7.532 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 56.17 - 56.80 ล้านบาทต่อเดือน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 34.1318 บาท/เหรียญสหรัฐฯ
6. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล์และไบโอดีเซล เดือนตุลาคมมีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจำนวน 8 ราย แต่ผลิตเอทานอล 7 ราย มีปริมาณการผลิตและจำหน่ายรวม 0.67 และ 0.72 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ ราคาเอทานอลแปลงสภาพไตรมาสที่ 1-4 ปี 2550 ลิตรละ 19.33 18.62 16.82 และ 15.29 บาท ตามลำดับ โดยราคาในไตรมาสที่ 1 ปี 2551 มีแนวโน้มเพิ่มขึ้นอยู่ที่ประมาณ ลิตรละ 16.74 บาท ปริมาณเอทานอลสำรองของผู้ผลิต (31 ตุลาคม 2550) มีปริมาณรวม 24.22 ล้านลิตร โดยเดือนตุลาคม และในช่วงวันที่ 1 - 8 พฤศจิกายน มีปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ปริมาณ 4.67 และ 4.63 ล้านลิตรต่อวัน และแก๊สโซฮอล์ 91 ปริมาณ 0.93 และ 0.92 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ บริษัทค้าน้ำมันและสถานีบริการที่จำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 จำนวน 11 และ 3 บริษัท และจำนวน 3,661 และ 740 แห่ง ตามลำดับ สำหรับราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 ปัจจุบันอยู่ที่ 28.19 และ 27.39 บาทต่อลิตร ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 อยู่ที่ 3.50 บาทต่อลิตร
7. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 12 พฤศจิกายน 2550 มีเงินสดสุทธิ 11,694 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 15,391 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 8,800 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 990 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 5,085 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ย (ดอกเบี้ยพันธบัตรอายุ 3 ปี) 516 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 3,697 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2550
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุด หนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุนฯ ณ วันสิ้นปีงบประมาณ ส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อเสนอรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเพื่อทราบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบ ภายในสามสิบวันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. สำหรับปีงบประมาณ 2550 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน เมื่อวันที่ 29 ธันวาคม 2549 ได้เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2550 - 2552โดยแบ่งงบประมาณ ปีละ 30 ล้านบาท ในกรอบวงเงินรวมทั้งสิ้น 90 ล้านบาท โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 ตุลาคม 2549 ทั้งนี้ ในการจัดสรรงบประมาณปี 2550 ให้คณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาจัดสรรเงินกองทุนฯ ในหมวดรายจ่ายต่าง ๆ ให้สอดคล้องกับนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศทั้งระยะสั้นและระยะยาว เพื่อให้การใช้จ่ายเงินกองทุนฯ เกิดประสิทธิภาพและประสิทธิผลสูงสุด
3. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดรายจ่ายต่าง ๆ แก่หน่วยงานในกระทรวงพลังงาน สำหรับปีงบประมาณ 2550 ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน และกรมบัญชีกลาง รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 22,793,281 บาท ประกอบด้วย 1) หมวดเงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม จำนวนเงิน 14,514,690 บาท 2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา จำนวนเงิน 5,929,000 บาท 3) หมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน จำนวนเงิน 2,049,591 บาท และ 4) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน จำนวนเงิน 300,000 บาท โดยได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 12,588,738.01 บาท ผูกพันไปปี 2551 ในหมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรม เป็นจำนวนเงิน 6,477,090.94 บาท ทั้งนี้ สถานะเงินกองทุนฯ ณ วันที่ 30 กันยายน 2550 มีสินทรัพย์สุทธิ 421,830,816.09 บาท และรายได้ สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 7,664,166.35 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 116 - วันพฤหัสบดีที่ 18 ตุลาคม 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 7/2550 (ครั้งที่ 116)
วันพฤหัสบดีที่ 18 ตุลาคม พ.ศ. 2550 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด
2.ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุนส่วนขยาย
3.การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว
4.แผนการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินของการไฟฟ้านครหลวง
5.การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล
6.ร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
7.แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
8.การจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
9.ร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. ....
นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
ฝ่ายเลขานุการฯ แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า พระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 ซึ่งได้แก้ไของค์ประกอบคณะกรรมการฯ ได้ประกาศในราชกิจจานุเบกษาแล้ว โดยมีผลบังคับเป็นกฎหมายตั้งแต่วันที่ 17 ตุลาคม 2550
เรื่องที่ 1 การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศ เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และให้นำแผนการจัดตั้งบริษัทฯ เสนอขออนุมัติกระทรวงพลังงานและคณะรัฐมนตรีต่อไป ต่อมาคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 ได้พิจารณาเรื่อง การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และมีมติเห็นชอบในหลักการการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และมอบหมายให้กระทรวงการคลังพิจารณาความเหมาะสมในการจัดตั้งบริษัทลูกของรัฐ วิสาหกิจในภาพรวมต่อไป
2. แผนการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 แนวคิดการจัดตั้งบริษัทฯ เพื่อส่งเสริมนโยบายของรัฐในการกระจายแหล่งเชื้อเพลิง ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ช่วยให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าในประเทศมีเสถียรภาพ รวมถึงเป็นการส่งเสริมนโยบายและความร่วมมือในการพัฒนาระบบพลังงานไฟฟ้า เศรษฐกิจ และสังคมอย่างยั่งยืนของภูมิภาคอาเซียนต่อไป
2.2 หลักการในการดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ : เป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุนในโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการ ของ กฟผ. ในต่างประเทศ โดย กฟผ. จะเป็นผู้พิจารณาแผนการลงทุนและกำหนดนโยบายให้บริษัทฯ นำไปปฏิบัติ ซึ่งอาจเป็นการลงทุนโดยตรงหรือจัดตั้งบริษัทในเครือ สัดส่วนการถือหุ้นในบริษัทดังกล่าวจะเป็นตามนโยบายที่ได้รับจาก กฟผ. และ กฟผ. จะให้การสนับสนุนการขยายธุรกิจในอนาคต โดยการลงทุนเพิ่มเติมเองหรือให้บริษัทฯ หรือบริษัทในเครือของบริษัทฯ ร่วมลงทุนกับพันธมิตร และ/หรือ บริษัทลูกของ กฟผ. หรือนำบริษัทฯ เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย ในการกำกับดูแลบริษัท ฯ กฟผ. จะแต่งตั้งผู้แทน กฟผ. เป็นกรรมการและผู้บริหารของบริษัท และแต่งตั้งผู้แทน กฟผ. เพื่อใช้สิทธิในฐานะผู้ถือหุ้น
2.3 แผนการเงิน: บริษัทฯ มีทุนจดทะเบียนในเบื้องต้น 50 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นหุ้นสามัญ 5 ล้านหุ้น มูลค่าที่ตราไว้ (Par Value) หุ้นละ 10 บาท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นเงินทุนรองรับค่าใช้จ่ายการดำเนินงานต่างๆ ของบริษัทฯ ในระยะแรก สำหรับในอนาคตบริษัทฯ มีแผนที่จะเพิ่มทุนจดทะเบียนโดยพิจารณาจากความต้องการใช้เงินเป็นหลัก ทั้งนี้ จากสมมติฐานแผนการลงทุนโครงการน้ำเงี๊ยบและการประมาณการค่าใช้จ่ายในการ ดำเนินงาน บริษัทฯ ต้องการเงินลงทุนในช่วงปี 2550-2558 รวมประมาณ 1,707 ล้านบาท
2.4 แผนการลงทุน: ในเบื้องต้น กฟผ. มีโครงการตามแผนการลงทุนที่จะพิจารณาให้บริษัทฯ เป็นผู้ลงทุนแทน คือ โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนน้ำเงี๊ยบ 1 ขนาดกำลังการผลิต 276 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นโครงการที่ กฟผ. จะลงทุนร่วมกับ Kansai Electric Power Co., Inc. (ประเทศญี่ปุ่น) บริษัทสวนอุตสาหกรรมโรจนะ จำกัด (มหาชน) (ประเทศไทย) และรัฐบาล สปป.ลาว โดย กฟผ. จะถือหุ้นร้อยละ 25 เงินลงทุนโครงการ 19,000 ล้านบาท มีสัดส่วนหนี้สินต่อทุน 70:30 คิดเป็นเงินลงทุนในส่วนของ กฟผ. ประมาณ 1,400 ล้านบาท
3. กฟผ. มีข้อเสนอขอให้พิจารณาในประเด็นต่างๆ ดังนี้
3.1 ขออนุมัติจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGAT International Company Limited) โดยจดทะเบียนเป็นบริษัทจำกัด และมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุนในโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการ ของ กฟผ. ในต่างประเทศ โดยมีทุนจดทะเบียนเบื้องต้นจำนวน 50 ล้านบาท
3.2 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถลงทุน และร่วมทุนในต่างประเทศ รวมทั้งพิจารณาจัดตั้งบริษัทในเครือเพื่อการลงทุนได้ตามความเหมาะสม
3.3 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถดำเนินการเพิ่มทุนจดทะเบียนในอนาคตได้ตามความเหมาะสม
3.4 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรี ที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไปที่มีอยู่แล้วในปัจจุบันและในอนาคต เพื่อให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือสามารถบริหารงานในรูปแบบของบริษัทเอกชนทั่วไปได้ และมีระเบียบข้อบังคับที่ใช้ปฏิบัติงานเป็นของตนเอง
3.5 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือได้รับยกเว้น ไม่ต้องนำกฎ ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับเงินเดือน ค่าจ้าง ค่าตอบแทนและสวัสดิการต่างๆ มากำหนดขอบเขตสภาพการจ้างเกี่ยวกับการเงินตามมาตรา 13 (2) แห่งพระราชบัญญัติแรงงงานรัฐวิสาหกิจสัมพันธ์ พ.ศ. 2543 โดยให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือสามารถดำเนินการปรับปรุงสภาพการจ้างที่เกี่ยวกับการเงินใน การกำหนดอัตราค่าจ้าง ค่าตอบแทน หรือสวัสดิการต่างๆ ของพนักงานได้เองเมื่อคณะกรรมการบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด หรือคณะกรรมการของบริษัทในเครือเห็นชอบ
3.6 ขอให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาให้การส่งเสริมการลงทุนแก่บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือ โดยได้รับสิทธิประโยชน์เช่นเดียวกับที่ผู้ประกอบการเอกชนได้รับ โดยให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาตามความเหมาะสม
4. กระทรวงการคลังได้พิจารณาเรื่อง การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด แล้วเห็นชอบในหลักการการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด อย่างไรก็ตาม ในประเด็นการขอผ่อนผันกฎระเบียบที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจ กระทรวงการคลังมีความเห็นว่า ในขณะที่บริษัทฯ ยังมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจ เห็นควรให้บริษัทฯ ปฏิบัติตามคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไป เพื่อให้การกำกับดูแลรัฐวิสาหกิจมีความสอดคล้องและเป็นไปตามมาตรฐานเดียวกัน
5. ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรเสนอให้พิจารณาให้ความเห็นชอบข้อเสนอของ กฟผ. ในการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ตามข้อ 3.1-3.3 และ 3.6 โดยกำหนดกลไกในการกำกับดูแลและเงื่อนไขในการดำเนินการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบข้อเสนอของ กฟผ. ในการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ตามข้อ 3.1-3.3 และ 3.6 โดยกำหนดกลไกในการกำกับดูแลและเงื่อนไข ดังนี้
1.กำหนดกลไกในการกำกับดูแลเพื่อป้องกันปัญหาการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าไม่มี ความโปร่งใสในกรณีที่มีการซื้อไฟฟ้าโดย กฟผ. จากโครงการของบริษัทฯ ในประเทศเพื่อนบ้าน ปัญหาการกีดกันภาคเอกชนหรือการเลือกปฏิบัติต่อผู้ลงทุนอื่น ในช่วงที่ยังไม่มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานตาม พรบ. การประกอบกิจการพลังงาน ให้กระทรวงพลังงานแต่งตั้งคณะผู้ชำนาญการอิสระที่ เป็นกลางเป็นผู้พิจารณากลั่นกรองสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือข้อผูกพันอื่นระหว่าง กฟผ. กับบริษัทฯ หรือกับโครงการที่บริษัทฯ เข้าร่วมทุนด้วย ประกอบการพิจารณาของ กพช. (ยกเว้นโครงการที่ กพช. เห็นชอบไปแล้ว)
2.ในการลงทุนและร่วมทุนในต่างประเทศของบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานก่อนเป็นรายโครงการ โดยโครงการที่มีประเด็นนโยบายเป็นพิเศษให้นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ
3.ในการเพิ่มทุนจดทะเบียนของบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ในอนาคต ให้ กฟผ. ขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานก่อน และเมื่อมีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานตาม พรบ. การประกอบกิจการพลังงานแล้ว ให้ กฟผ. นำเสนอการเพิ่มทุนฯ ต่อคณะกรรมการกำกับฯ พิจารณาผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าขายส่งด้วย
4.ในขณะที่ บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ยังมีสถานะเป็นรัฐวิสาหกิจให้บริษัทฯ ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไป เพื่อให้การกำกับดูแลรัฐวิสาหกิจมีความสอดคล้องและเป็นไปตามมาตรฐานเดียวกัน ตามความเห็นของกระทรวงการคลังในข้อ 4
เรื่องที่ 2 ร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุน ส่วนขยาย
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 ต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เรื่องการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยปัจจุบันมี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน และโครงการห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการที่ได้ ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ
2. ต่อมา รัฐบาล สปป. ลาว ได้เสนอให้ กฟผ. รับซื้อไฟฟ้าเพิ่มจากโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุน ส่วนขยาย ภายใต้กรอบ MOU ระหว่างรัฐบาลฉบับดังกล่าว ซึ่ง กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจาร่าง PPA กับกลุ่มผู้ลงทุนทั้ง 4 โครงการ ภายใต้กรอบ Tariff MOU โดยจัดทำร่าง PPA แล้วเสร็จ โดยบรรลุข้อตกลงในเงื่อนไขสำคัญด้านกฎหมาย พาณิชย์ และเทคนิคในส่วน Main Text ของร่าง PPA และได้มีการลงนามเบื้องต้น (Initial) เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550
3. ข้อกฎหมาย และหลักการจัดทำร่าง PPA ของทั้ง 4 โครงการ ได้ดำเนินการภายใต้กรอบ Tariff MOU ซึ่ง กพช. ให้ความเห็นชอบและสำนักงานอัยการสูงสุด (อส.) ได้ตรวจพิจารณาแล้ว โดยใช้ PPA ของโครงการน้ำงึม 2 ที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. และ ครม. และผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว เป็นต้นแบบ โดยในการจัดทำร่าง PPA ของโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 และน้ำเงี๊ยบ d ตามข้อตกลงใน Tariff MOU ได้ปรับแก้ไขให้สอดคล้องกับลักษณะเฉพาะของแต่ละโครงการ ความต้องการของระบบไฟฟ้าของ กฟผ. และความเหมาะสมในการบริหารสัญญาฯ สำหรับประเด็นที่มีความแตกต่างจาก PPA ของโครงการน้ำงึม 2 มีดังนี้ (1) สิทธิ์ของ กฟผ. ในการฝากพลังงานไฟฟ้า (ในรูปของปริมาณน้ำในอ่างเก็บน้ำ) (2) กฎ สถานที่ และภาษาที่ใช้ในกระบวนการอนุญาโตตุลาการ และ (3) การกำหนดให้ สฟ. นาบง ใน สปป.ลาว เป็นพื้นที่ยกเว้นค่าปรับ (Free Zone) ทั้งนี้ ประเด็นในข้อ (1)และ (3) เป็นประเด็นทางด้านเทคนิค สำหรับข้อ (2) จะมีลักษณะเดียวกันกับสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำเทิน 2 ที่ อส. ได้ให้ความเห็นชอบไปแล้ว
สำหรับการจัดทำร่าง PPA โครงการเทิน-หินบุน ส่วนขยาย ได้เแก้ไขเพิ่มเติม PPA ฉบับปัจจุบัน (ซึ่งผ่านการตรวจพิจารณาของ อส. แล้ว) ให้ครอบคลุมเงื่อนไขเดิม และผนวกเงื่อนไขของโครงการฯ ส่วนขยายตามข้อตกลงใน Tariff MOU รวมทั้งได้นำข้อสังเกตของ อส. ซึ่งให้ กฟผ. ตรวจสอบว่า การแก้ไข PPA สามารถดำเนินการได้ตามกฎหมายของ สปป. ลาว และไม่ขัดต่อเงื่อนไขในสัญญาสัมปทานที่กลุ่มผู้ลงทุนมีต่อรัฐบาลลาว มาบรรจุในร่างคำรับรองของรัฐบาล สปป.ลาว ที่จะต้องนำส่งให้ กฟผ. แล้ว
4. รายละเอียดโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบนุส่วนขยาย
4.1 โครงการน้ำเทิน 1 : กำลังผลิตติดตั้ง 523 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ย (เฉพาะ Primary Energy) ปีละ 1,655 ล้านหน่วย โดยมีจุดเชื่อมกับระบบส่ง กฟผ. ที่ สฟ. อุดรธานี 3 กลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 ประกอบด้วย บริษัท Gamuda Berhad (ถือหุ้น 40%) บมจ. ผลิตไฟฟ้า (ถือหุ้น 40%) และรัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 20%)
4.2 โครงการน้ำงึม 3 : กำลังผลิตติดตั้ง 440 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละ 2,295 ล้านหน่วย โดยมีจุดเชื่อมกับระบบส่ง กฟผ. ที่ สฟ. อุดรธานี 3 กลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 ประกอบด้วย รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 23%) GMS Lao Co., Ltd. (ถือหุ้น 27%) Marubeni Corporation (ถือหุ้น 25%) และ Ratchaburi Electricity Holding Plc. (ถือหุ้น 25%)
4.3 โครงการน้ำเงี๊ยบ : กำลังผลิตติดตั้ง 261 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าได้เฉลี่ยปีละ 1,374 ล้านหน่วย โดยมีจุดเพื่อเชื่อมกับระบบส่ง กฟผ. ที่ สฟ. อุดรธานี 3 กลุ่มผู้ลงทุนโครงการน้ำเงี๊ยบ ประกอบด้วย รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 20%) Kansai Electric Power Co., Inc. (ถือหุ้น 48%) และ กฟผ. (ถือหุ้น 32%)
4.4 โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย :ตัวเขื่อนเดิมมีกำลังผลิต 210 เมกะวัตต์ ปรับเพิ่มเป็น 220 เมกะวัตต์ ตัวเขื่อนใหม่มีกำลังผลิตติดตั้ง 220 เมกะวัตต์ กำลังการผลิตติดตั้งทั้งสิ้น 440 เมกะวัตต์ ผลิตพลังงานไฟฟ้าจำหน่ายให้ กฟผ. รวม 2,691 เมกะวัตต์ โดยมีจุดเชื่อมกับระบบส่ง กฟผ. ที่ สฟ. นครพนม 2 (สฟ. แห่งใหม่) กลุ่มผู้ลงทุนประกอบด้วย รัฐบาล สปป. ลาว (ถือหุ้น 60%) GMS Lao Co., Ltd. (ถือหุ้น 20%) และ Nordic Hydropower AB (ถือหุ้น 20%)
5. สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุนส่วนขยาย สรุปได้ดังนี้
5.1 สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 และน้ำเงี๊ยบ
5.1.1 อายุสัญญา นับจากวันลงนามสัญญา และต่อเนื่องไปอีก 27 ปี นับจากวันเริ่มต้นจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์
5.1.2 การซื้อขายไฟฟ้าและราคาพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ซื้อจากโครงการฯ มี 3 ประเภท คือ Primary Energy (PE), Secondary Energy (SE) และ Excess Energy (EE) โดย กฟผ. จะรับประกันซื้อเฉพาะ PE และ SE 100% บริษัทฯ ต้องรับประกันการผลิต PE ส่งให้ กฟผ. ไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 8 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) ในแต่ละเดือน และเมื่อรวมทั้งปีแล้ว จะต้องไม่ต่ำกว่าเฉลี่ยวันละ 10 ชั่วโมง (ไม่รวมวันอาทิตย์) สำหรับราคาค่าพลังงานไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
ประเภทค่าไฟฟ้า | อัตราค่าไฟฟ้าต่อหน่วย (kWh) | ||
น้ำเทิน 1 | น้ำงึม 3 | น้ำเงี๊ยบ | |
Test Energy | 0.57 บาท | 0.57 บาท | 0.57 บาท |
Pre COD | 1.5419 บาท | 1.5419 บาท | 1.5040 บาท |
Primary Energy (PE) | 2.67¢ + 1.0146 บาท | 2.67¢ + 1.0146 บาท | 2.7852¢ + 1.0027 บาท |
Secondary Energy (SE) | 1.2335 บาท | 1.2335 บาท | 1.2032 บาท |
Excess Energy (EE) | 1.1307 บาท | 1.1307 บาท | 1.1029 บาท |
5.1.3 การยุติปัญหาข้อพิพาท ให้ยุติข้อพิพาทโดยการเจรจาโดยความจริงใจในเบื้องต้น ก่อนนำไปสู่การแก้ไขปัญหาโดยอนุญาโตตุลาการ หากมีการยุติข้อพิพาทโดยอนุญาโตตุลาการ ให้ใช้กฎของ UNCITRAL Rule และดำเนินการที่สิงคโปร์ โดยใช้ภาษาอังกฤษ (ตามข้อเสนอของบริษัทฯ แตกต่างจากสัญญาโครงการน้ำงึม 2 แต่เป็นลักษณะเดียวกับโครงการน้ำเทิน 2 ซึ่ง อส. ได้เคยเห็นชอบแล้ว)
5.1.4 กฎหมายที่ใช้บังคับและตีความสัญญา คือ กฎหมายไทย
5.2 สาระสำคัญของร่าง PPA โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย
5.2.1 อายุสัญญาและ Critical Dates นับจากวันลงนามสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการเทิน-หินบุน และต่อเนื่องไปอีก 27 ปีนับจากวันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ กำหนดเส้นตายวันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ วันที่ครบรอบ 2 ปี ของกำหนดวันซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์
5.2.2 ราคารับซื้อไฟฟ้า สรุปได้ดังนี้
(1) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับ Stage I Generating Units (210 MW) ให้มีการปรับเพิ่มขึ้นปีละ 1% เหมือนเดิมจนถึงวันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์
(2) อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับ Expansion Generating Unit (220 MW) ที่ กฟผ. รับซื้อก่อนวันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ เท่ากับ 0.01817 US$ และ 0.6358 ฿/ kWh
(3) อัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. รับซื้อตั้งแต่วันเริ่มซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์จนสิ้นอายุสัญญาเท่ากับ 0.02595 US$ และ 0.9083 ฿/ kWh
5.2.3 การระงับข้อโต้แย้ง (ตามเงื่อนไขของสัญญาฯ เดิม) การพิจารณาข้อพิพาทของอนุญาโตตุลาการกระทำภายใต้กฎเกณฑ์ของ International Chamber of Commerce (ICC) ซึ่งเป็นลักษณะเดียวกับโครงการเทิน-หินบุนส่วนแรกที่ อส. เห็นชอบแล้ว
5.2.4 Governing Law (ตามเงื่อนไขของสัญญาฯเดิม) กฎหมายที่ใช้บังคับและตีความสัญญาคือ กฎหมายอังกฤษ
6. การลงนาม PPA ของผู้ลงทุนโครงการน้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และน้ำเทิน 1 มีเงื่อนไขว่าหากร่าง PPA ฉบับ Initial ของทั้ง 3 โครงการได้รับความเห็นชอบจาก กพช. แล้ว กลุ่มผู้ลงทุนฯ จะลงนามสัญญาเมื่อได้ข้อสรุปในประเด็นต่อไปนี้
6.1 ผู้ให้กู้ (Lenders) ของโครงการฯ ให้ความเห็นชอบเงื่อนไขใน PPA ที่มีผลต่อการอนุมัติเงินกู้แก่โครงการฯ
6.2 การเจรจาจัดทำ Schedules แล้วเสร็จ ได้ข้อยุติในรายละเอียดซึ่งเป็นส่วนอ้างอิงกับสัญญาสัมปทาน และตัวเลขที่ใส่วงเล็บไว้ รวมทั้งกำหนดวันลงนามและนำส่งเอกสารต่างๆ
6.3 การยุติข้อพิพาทโดยอนุญาโตตุลาการ กำหนดให้ใช้ UNCITRAL RULES ดำเนินการที่สิงคโปร์ และใช้ภาษาอังกฤษ
นอกจากนี้ กลุ่มผู้ลงทุนฯ จะต้องดำเนินการเพิ่มเติม ดังนี้
6.4 นำเสนอร่าง PPA เพื่อขอความเห็นชอบจากผู้มีอำนาจอนุมัติ
6.5 จัดตั้งบริษัทจดทะเบียนใน สปป.ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ และดำเนินการเพื่อให้มีการลงนามในสัญญาข้อตกลงผู้ร่วมทุน (Shareholders Agreement)
6.6 มีการแบ่งรับหรือลดความเสี่ยงอันเกิดจากการเป็นเจ้าของ การจัดหาเงินกู้ การก่อสร้าง การปฏิบัติการ และการบำรุงรักษา สถานีไฟฟ้านาบงและระบบส่งเชื่อมโยงใน สปป. ลาว ระหว่างรัฐบาล สปป. ลาว ผู้รับเหมาหลัก และผู้รับเหมางานปฏิบัติการและบำรุงรักษา
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโครงการน้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ เทิน-หินบุนส่วนขยาย และน้ำเทิน 1 ตามที่ได้มีการลงนามเบื้องต้น (Initial) ไปแล้ว และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการตามขั้นตอนให้มีการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
ทั้งนี้ ในกรณีที่มีความจำเป็นในการแก้ไขร่างสัญญาฯ ในส่วนที่มิใช่สาระสำคัญ ให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามได้ โดยไม่ต้องนำร่างสัญญาฯ ที่แก้ไขมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
2.สำหรับโครงการในอนาคตหากใช้ร่างสัญญาที่ผ่านการอนุมัติจาก กพช. หรือ ครม. และผ่านการตรวจพิจารณาจากอัยการสูงสุดแล้วเป็นต้นแบบ ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาอนุมัติ หากมีการแก้ไขจากสัญญาต้นแบบในประเด็นนโยบายหรือในสาระสำคัญให้นำเสนอ กพช. พิจารณา
เรื่องที่ 3 การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandom of Understanding: MOU) เรื่อง ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าในสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2536 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือ ในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยในปริมาณ 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2543 ต่อมา ได้มีการปรับปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเพื่อจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยเพิ่มเติม เป็น 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 โดยรัฐบาลทั้งสองประเทศได้มีการลงนาม MOU เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 และในวันที่ 18 ธันวาคม 2549 รัฐบาลทั้งสองประเทศได้มีการลงนามใน MOU ขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน เมื่อจะมีการพัฒนาโครงการผลิตไฟฟ้าใน สปป. ลาว รัฐบาล สปป. ลาว จะเสนอโครงการให้ไทยพิจารณา โดยฝ่ายไทยและ สปป. ลาว จะเจรจาเป็นรายโครงการ การพิจารณาในฝ่ายไทยมีการตั้งคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงาน ไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน
3. การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ภายใต้ MOU ดังกล่าว ปัจจุบันมี 2 โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน (187 เมกะวัตต์) และโครงการห้วยเฮาะ (126 เมกะวัตต์) และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 (920 เมกะวัตต์) และโครงการน้ำงึม 2 (615 เมกะวัตต์) ซึ่งมีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และ มีนาคม 2554 ตามลำดับ สำหรับโครงการน้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 และน้ำเงี๊ยบ กฟผ. ได้ลงนาม Tariff MOU ร่วมกับผู้ลงทุนเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2549 และ 13 มิถุนายน 2550 ตามลำดับ และได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเบื้องต้น (Initial PPA) กับผู้ลงทุนโครงการน้ำเทิน 1 (523 เมกะวัตต์) น้ำงึม 3 (440 เมกะวัตต์) น้ำเงี๊ยบ (260 เมกะวัตต์) และเทิน-หินบุนส่วนขยาย (220 เมกะวัตต์) แล้วเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2550
4. การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว สืบเนื่องจากคณะรัฐมนตรี (ครม.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550-2564 (Power Development Plan: PDP 2007) โดยให้ใช้แผนกรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีความเป็นไปได้เป็นแผนหลัก และใช้แผนกรณีการนำเข้า LNG ปริมาณ 10 ล้านตันต่อปีและรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นเป็นแผนทางเลือก โดยในแผน PDP 2007 ได้กำหนดให้ กฟผ. ดำเนินการก่อสร้างโรงไฟฟ้าจำนวนหนึ่ง ให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก (SPP) และการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศด้วย โดยปัจจุบันการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชน และการเจรจารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านมีความชัดเจนมากขึ้น ดังนี้
4.1 การรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP : กระทรวงพลังงานได้ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 3,200 เมกะวัตต์ เพื่อจำหน่ายไฟฟ้าเข้าระบบในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 เมื่อครบกำหนดการเปิดจำหน่ายเอกสารในวันที่ 27 กรกฎาคม 2550 มีผู้สนใจซื้อเอกสารเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รวม 60 ซอง โดยมีกำหนดการยื่นข้อเสนอในวันที่ 19 ตุลาคม 2550 และคาดว่าจะทำการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอแล้วเสร็จภายในเดือนพฤศจิกายน 2550
4.2 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP : คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 มีมติเห็นชอบระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ปี 2550 ต่อมา การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP รวม 1,030 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากระบบการผลิตไฟฟ้าและไอน้ำร่วมกัน (Cogeneration) 500 เมกะวัตต์ และจากพลังงานหมุนเวียน 530 เมกะวัตต์ ซึ่งได้รับการตอบรับจากผู้ลงทุนจำนวนมาก ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2550 มี SPP ระบบ Cogeneration ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้า จำนวน 31 โครงการ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาทั้งสิ้น 2,416 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าปริมาณที่ประกาศรับซื้อไว้เป็นจำนวนมาก ทั้งนี้ กฟผ. จะพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัดส่วนการใช้ไอน้ำ กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า ตลอดจนความสามารถและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP
สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน กฟผ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าจำนวน 300 เมกะวัตต์ โดยประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า มีผู้ยื่นข้อเสนอจำนวน 9 ราย กำลังผลิตไฟฟ้า เสนอขาย 435 เมกะวัตต์ ต่อมา คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานในการประชุมเมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบผลการประเมินคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับ ซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนแล้วจำนวน 7 โครงการ มีปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 335 เมกะวัตต์ อัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า 29.5-30.0 สตางค์/หน่วย
4.3 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก VSPP : คณะรัฐมนตรีในการประชุม เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 มีมติเห็นชอบระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ ต่อมา กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 มีมติเห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า VSPP สำหรับพลังงานหมุนเวียน และระบบ Cogeneration โดยมีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีผู้เสนอขายไฟฟ้าเข้าระบบรวม 98 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 17.93 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 50 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้ารวม 14.29 เมกะวัตต์สำหรับ VSPP ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ปัจจุบันมีผู้เสนอขายไฟฟ้า จำนวน 113 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 550 เมกะวัตต์
4.4 การจัดหาไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 โดยการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน IPP SPP และ VSPP มีความคืบหน้าตามเป้าหมาย และได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ลงทุนมาก โดยเฉพาะโครงการ SPP ในระบบ Cogeneration อย่างไรก็ตาม โครงการที่ยื่นข้อเสนอดังกล่าวได้ใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นเชื้อเพลิง และการดำเนินโครงการโรงไฟฟ้าถ่านหินอาจได้รับการต่อต้านจากประชาชนในพื้นที่ ประกอบกับปัจจุบันการจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ยังไม่มีความชัดเจนและแนวโน้มการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากแหล่งอื่นๆ ทำได้ยากขึ้น เกิดความเสี่ยงในการจัดหาเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าในอนาคต จึงควรพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้านเพิ่มขึ้น เพื่อให้สามารถจัดหาไฟฟ้าได้เพียงพอตามความต้องการในช่วงเวลาที่กำหนด
4.5 การรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ : การเจรจารับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จำนวน 5,000 เมกะวัตต์ มีความก้าวหน้าค่อนข้างมาก ปัจจุบัน มีการตกลงรับซื้อไฟฟ้า แล้ว 8 โครงการ (โครงการเทิน-หินบุน ห้วยเฮาะ น้ำเทิน 2 น้ำงึม 2 น้ำเทิน 1 น้ำงึม 3 น้ำเงี๊ยบ และเทิน-หินบุนส่วนขยาย) กำลังผลิตรวม 3,314 เมกะวัตต์ และอยู่ในระหว่างการเจรจาอัตราค่าไฟฟ้ากับโครงการหงสาลิกไนต์ กำลังการผลิตประมาณ 1,470 เมกะวัตต์ หากเจรจาตกลงกันได้จะทำให้กำลังผลิตรวมเป็น 4,784 เมกะวัตต์ ซึ่งเมื่อพิจารณาศักยภาพแหล่งผลิตไฟฟ้าใน สปป. ลาว ยังมีแหล่งไฟฟ้าพลังน้ำที่มีศักยภาพที่จะขายให้ประเทศไทยได้อีกจำนวนมาก การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้ MOU ที่ได้ลงนามเมื่อวันที่ 18 ธันวาคม 2549 ซึ่งกำหนดไว้จำนวน 5,000 เมกะวัตต์ เพิ่มขึ้นจะเป็นทางเลือกสำหรับการจัดหาพลังงานไฟฟ้าของประเทศในอนาคต จากการประเมินศักยภาพโครงการที่อยู่ระหว่างการศึกษาความเป็นไปได้ (ได้แก่ โครงการน้ำอู เซกอง 4 เซกอง 5 เซเปียนเซน้ำน้อย น้ำบาก 1 และ 2 เป็นต้น) จะมีกำลังผลิตรวมประมาณ 2,770 เมกะวัตต์ จึงมีความเป็นไปได้ที่จะให้มีการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว เพิ่มขึ้นอีก 2,000 เมกะวัตต์ จากปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าเดิม 5,000 เมกะวัตต์ เพิ่มเป็น 7,000 เมกะวัตต์
4.6 กระทรวงพลังงาน และ สปป. ลาว ได้มีการเจรจาบันทึกความเข้าใจขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว แล้ว โดยปรับเพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ร่าง MOU ฉบับใหม่ ได้คงสาระสำคัญไว้เหมือนเดิม โดยมีเพียงการเปลี่ยนแปลงเป้าหมายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป.ลาว ที่ขยายเพิ่มขึ้นจากเดิม 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์
4.7 ตามมาตรา 190 ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2550 ได้กำหนดให้การจัดทำหนังสือสัญญาใดที่มีผลผูกพันด้านการค้าการลงทุนกับนานา ประเทศ หรือกับองค์กรระหว่างประเทศต้องได้รับความเห็นชอบจากรัฐสภาก่อน กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้นำเสนอร่างบันทึกความเข้าใจฯ การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ให้คณะรัฐมนตรีและรัฐสภาให้ความเห็นชอบต่อไป
1. ผู้แทนกระทรวงการต่างประเทศ ได้ชี้แจงเรื่องที่กระทรวงพลังงานได้มีหนังสือหารือประเด็น การจัดทำหนังสือสัญญาที่มีผลผูกพันด้านการค้า การลงทุนกับนานาประเทศในการจัดหาพลังงานไฟฟ้าว่าจะต้องนำเสนอรัฐสภาตามมาตรา 190 วรรคสอง ของรัฐธรรมนูญแห่งราชอาณาจักรไทย พ.ศ. 2550 หรือไม่ ดังนี้
1.1 การลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ เป็นความตกลงระหว่างรัฐบาลต่อรัฐบาล ซึ่งในมาตรา 190 วรรคห้า ของรัฐธรรมนูญฯ กำหนดให้ต้องมีกฎหมายว่าด้วยการกำหนดขั้นตอนและวิธีการจัดทำหนังสือสัญญาฯ โดยในกรณีที่มีปัญหาให้เป็นอำนาจของศาลรัฐธรรมนูญที่จะวินิจฉัยชี้ขาด ซึ่งขณะนี้ยังไม่มีกฎหมายดังกล่าว จึงควรตีความในทางที่จะไม่เป็นอุปสรรคต่อการบริหารประเทศของรัฐบาล ดังนั้น การลงนามในบันทึกความเข้าใจฯ จึงอยู่ในอำนาจของฝ่ายบริหารซึ่งคณะรัฐมนตรีสามารถอนุมัติได้โดยไม่จำเป็น ต้องเสนอรัฐสภาให้ความเห็นชอบ
1.2 สัญญาซื้อขายไฟฟ้า เป็นเรื่องระหว่างคู่สัญญา ซึ่งมีกฎหมายภายในที่ใช้บังคับอยู่แล้ว จึงไม่เข้าข่ายเป็นหนังสือสัญญาฯ ตามมาตรา 190 วรรคสอง ของรัฐธรรมนูญฯ
ทั้งนี้ผู้แทนกระทรวงต่างประเทศได้แจ้งว่า ได้มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงานเพื่อทราบแล้วด้วย
2. ประธานฯ เห็นควรให้นำความเห็นของกระทรวงการต่างประเทศเสนอต่อคณะรัฐมนตรีเพื่อประกอบ การพิจารณาร่างบันทึกความเข้าใจฯ การขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบกรอบการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 5,000 เมกะวัตต์ เป็น 7,000 เมกะวัตต์
2.เห็นชอบในหลักการร่างบันทึกความเข้าใจฯ รายละเอียดปรากฏตามเอกสารแนบวาระที่ 3.3.7 และให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบต่อไป ทั้งนี้ มอบหมายให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้ลงนามในร่างบันทึกความเข้า ใจฯ ดังกล่าว
3.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานปรับปรุงรายละเอียดในแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า โดยระบุโครงการที่มีการความชัดเจนแล้วไว้ในแผนฯ ดังกล่าว ภายใต้กรอบแผนเดิมที่ได้รับอนุมัติจากคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบต่อไป
เรื่องที่ 4 แผนการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินของการไฟฟ้านครหลวง
สรุปสาระสำคัญ
1. กฟน. ได้จัดทำแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดิน ปี 2551 - 2565 (แผนแม่บทฯ ของ กฟน.) โดยดำเนินการในพื้นที่ชั้นในของ กฟน. ที่เป็นพื้นที่ย่านธุรกิจสำคัญของประเทศ และมีความต้องการใช้ไฟฟ้าหนาแน่น ระยะทางรวมประมาณ 180 กิโลเมตร มีระยะดำเนินการ ปี 2551 - 2565 (15 ปี) และวงเงินลงทุนประมาณ 77,678 ล้านบาท เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณา ทั้งนี้ การลงทุนโครงการดังกล่าวจำเป็นต้องได้รับการสนับสนุนงบประมาณเพิ่มเติมจาก ที่ได้รับจากอัตราค่าไฟฟ้าในปัจจุบัน และต้องได้รับการสนับสนุนจากหน่วยงานเจ้าของพื้นที่ เช่น กรุงเทพมหานคร เป็นต้น เนื่องจากการดำเนินงานมีปริมาณงานมาก ซึ่งจะส่งผลกระทบต่อการจราจรในภาพรวม
2. สาระสำคัญของแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดิน ปี 2551-2565 ของ กฟน. สรุปได้ ดังนี้
2.1 วัตถุประสงค์ในการดำเนินโครงการ เพื่อ (1) เพิ่มสภาพภูมิทัศน์ให้สวยงามและรักษาสิ่งแวดล้อม (2) เพิ่มความปลอดภัยต่อชีวิตและทรัพย์สินของประชาชน (3) เพิ่มความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า และ (4) รองรับความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นในอนาคต
2.2 ขอบเขต เป้าหมาย และปริมาณงาน ประกอบด้วย ถนนในพื้นที่วงแหวนชั้นใน ถนนลาดพร้าว รามคำแหง เพชรบุรีตัดใหม่ ทองหล่อ และเอกมัย ซึ่งเป็นย่านธุรกิจที่สำคัญและมีความต้องการใช้ไฟฟ้าหนาแน่น ระยะทางรวมประมาณ 180 กิโลเมตร โดยแบ่งการดำเนินการเป็น 2 ระยะ ประกอบด้วย (1) ระยะที่ 1 ปี 2551 - 2564 ระยะทางประมาณ 119 กิโลเมตร (รวมถนนที่ กฟน. ประกาศเป็นพื้นที่สายใต้ดิน) และ (2) ระยะที่ 2 ปี 2555 -2565 ระยะทางประมาณ 61 กิโลเมตร ทั้งนี้ บางโครงการต้องดำเนินการพร้อมกับโครงการรถไฟฟ้า และระยะทางดังกล่าวสามารถปรับเปลี่ยนได้ตามความเหมาะสม เพื่อให้สอดคล้องกับสภาพภูมิศาสตร์ ความจำเป็น และสภาพเศรษฐกิจ
2.3 งบประมาณลงทุน รวมทั้งสิ้น 77,678 ล้านบาท ประกอบด้วย (1) เงินตราต่างประเทศ จำนวน 17,772 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 23 และ (2) เงินตราในประเทศ จำนวน 59,906 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 77
2.4 แหล่งเงินลงทุน ประกอบด้วย (1) เงินกู้ในประเทศเพื่อทดแทนเงินกู้ต่างประเทศจำนวน 17,722 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 23 (2) เงินกู้บาทสมทบจำนวน 38,677 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 50 และ (3) เงินรายได้ของ กฟน. จำนวน 21,299 ล้านบาท หรือคิดเป็นร้อยละ 27
2.5 การประมาณการฐานะการเงิน ของ กฟน. ที่จัดทำภายใต้สมมติฐาน (1) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับเดือนมีนาคม 2550 (2) การปรับลดเงินชดเชยรายได้ให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ลงจากระดับ 11,014 ล้านบาท ในปี 2551 เหลือเฉลี่ยจำนวน 8,897 ล้านบาท/ปี ในช่วงปี 2551-2565 เพื่อให้ กฟน. มีอัตราผลตอบแทนจากเงินลงทุน (ROIC) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 4.8 ต่อปี อัตราส่วนการลงทุนจากเงินรายได้ (SFR) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 25 ต่อปี และอัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (DSCR) ไม่ต่ำกว่า 1.30 เท่าต่อปี (3) อัตราเงินเฟ้อ ปี 2550 เท่ากับร้อยละ 3 และปี 2551 เป็นต้นไป เท่ากับร้อยละ 3.2 ต่อปี (4) อัตราแลกเปลี่ยน ปี 2550 เท่ากับ 35 บาท/เหรียญสหรัฐ และปี 2551 เป็นต้นไป เท่ากับ 37 บาท/เหรียญสหรัฐ (5) อัตราเงินนำส่งรายได้แผ่นดิน ร้อยละ 40 ของกำไรสุทธิ และ (6) อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ในประเทศ ร้อยละ 6.7 พบว่า กฟน. จะมีฐานะการเงินเฉลี่ยปี 2551-2565 เป็นดังนี้
หลักเกณฑ์ทางการเงิน | หลักเกณฑ์ทางการเงินที่กำหนดในปัจจุบัน | ประมาณการฐานะการเงินปี 2551-2565 | ค่าเฉลี่ยปี 2551-2565 |
อัตราผลตอบแทนจากเงินลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) | > 4.80% | 4.80% | 4.80% |
อัตราส่วนการลงทุนจากเงินรายได้ (Self-Financing Ratio: SFR) | > 25% | 28.51 - 50.85% | 39.99% |
อัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) | > 1.5 เท่า | 1.43 - 1.88 เท่า | 1.65 เท่า |
อัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนทุน (Debt/Equity Ratio: D/E) | < 1.5 เท่า | 0.66 - 0.89 เท่า | 0.77 เท่า |
3. แผนแม่บทฯ ของ กฟน. เป็นการลงทุนที่มีความสำคัญที่จะรองรับความต้องการใช้ไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นและ ช่วยให้สภาพภูมิทัศน์ สิ่งแวดล้อม และความปลอดภัยในชีวิตและทรัพย์สินของประชาชนเพิ่มขึ้นในพื้นที่ย่านธุรกิจ ที่สำคัญของกรุงเทพมหานคร และจะต้องดำเนินการพร้อมกับโครงการรถไฟฟ้า ตลอดจนต้องใช้พื้นที่สาธารณะในการก่อสร้างที่ต้องได้รับการสนับสนุนจากหน่วย งานเจ้าของพื้นที่ ในขณะที่การลงทุนเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินของ กฟน. ที่ผ่านมา จะได้รับการอนุมัติให้ดำเนินการตามความพร้อมของสถานภาพทางการเงินของ กฟน. ทำให้การดำเนินโครงการดังกล่าวเป็นไปได้ช้า ประกอบกับ กฟน. มีภาระในการจ่ายเงินชดเชยรายได้ให้ กฟภ. เพิ่มขึ้นในแต่ละปี ทำให้มีข้อจำกัดในการดำเนินการโครงการดังกล่าว
4. กระทรวงพลังงาน จึงเห็นควรให้ความเห็นชอบแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นระบบสายใต้ ดิน ปี 2551 - 2565 ของ กฟน. เพื่อเป็นกรอบการลงทุนซึ่ง กฟน. จะได้ดำเนินการประสานงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อลดผลกระทบที่อาจเกิด ความไม่สะดวกกับประชาชนในการดำเนินการด้านสาธารณูปโภคในคราวเดียวกัน โดยให้ กฟน. นำเสนอโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินควบคู่กับแผนการลงทุนปกติ เสนอต่อสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) พิจารณาอนุมัติเป็นรายโครงการตามขั้นตอนปกติต่อไป นอกจากนี้ เพื่อให้การดำเนินโครงการดังกล่าว ไม่มีผลกระทบต่อระดับค่าไฟฟ้าที่ประชาชนได้รับและเพื่อให้ กฟน. มีฐานะการเงินในระดับที่เหมาะสม จึงเห็นควรมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปพิจารณาในรายละเอียดเกี่ยวกับฐานะการเงินของการไฟฟ้าเพื่อให้ กฟน. สามารถดำเนินการโครงการดังกล่าวต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินปี 2551 - 2565 ของ กฟน. โดยมอบหมายให้ สศช. เป็นผู้พิจารณาวงเงินลงทุนรวม 77,678 ล้านบาท และกระทรวงการคลังเป็นผู้พิจารณาการจัดหาแหล่งเงินกู้ทั้งในประเทศและต่าง ประเทศ ทั้งนี้ ให้ กฟน. นำเสนอโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินควบคู่กับแผนการลงทุนปกติ เสนอต่อ สศช. พิจารณาอนุมัติเป็นรายโครงการตามขั้นตอนปกติต่อไป
2.มอบหมายให้ สนพ. พิจารณาในรายละเอียดฐานะการเงินของการไฟฟ้า แนวทางการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า ตลอดจน ระดับอัตราค่าไฟฟ้าในการลงทุนตามแผนแม่บทโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสาย ใต้ดินปี 2551 - 2565 ของ กฟน. แล้วนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3.มอบหมายให้ กฟน. ประสานงานกับกรุงเทพมหานคร และกรมส่งเสริมการส่งออก กระทรวงพาณิชย์ เพื่อจัดลำดับความสำคัญของโครงการเปลี่ยนระบบสายอากาศเป็นสายใต้ดินให้สอด คล้องกับนโยบายการส่งเสริมการท่องเที่ยวต่อไป
เรื่องที่ 5 การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี (ครม.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบแนวทางการกำกับดูแลการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าผ่านท่อ และกำหนดให้มีการกำกับดูแลโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) และต่อมาเมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2544 กพช. ได้ออกประกาศ ฉบับที่ 1/2544 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับระบบท่อตามแผนแม่บทท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 และระบบท่อปัจจุบันที่มีการประเมินสินทรัพย์ใหม่หลังหมดอายุ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ในช่วงนั้น
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่อง แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว และแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ซึ่งภายใต้มติดังกล่าวได้รวมถึงความเห็นชอบในหลักการการคิดค่าบริการสถานี LNG ของ ปตท. เป็นส่วนหนึ่งของราคา LNG
3. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้มีการพิจารณา เรื่อง การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล และได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติใน เรื่องการปรับกลุ่มสำหรับการคำนวณราคาเนื้อก๊าซเฉลี่ย (POOL) และการกำหนดพื้นที่ (Zone) ในการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ โดยให้ สนพ. ไปทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ พร้อมทั้งจัดทำร่างประกาศ กพช. ที่เกี่ยวข้อง และจัดทำรายละเอียดในเรื่อง (1) การกำหนดโครงสร้างราคา LNG (2) การกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาของ กฟผ. (โรงไฟฟ้าจะนะ) (3) การกำกับดูแลโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง และ (4) การกำหนดราคา NGV ตามต้นทุน เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาในครั้งต่อไป
4. สนพ. ได้ดำเนินการตามมติ กพช. ดังกล่าว และได้เสนอการพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแลดังนี้
4.1 การกำกับดูแลการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ เพื่อลดความซ้ำซ้อนของขั้นตอนในการให้ความเห็นชอบราคาก๊าซธรรมชาติ ณ ปากหลุม ระหว่างผู้ได้รับสัมปทานซึ่งเป็นผู้จำหน่าย และปตท. ซึ่งเป็น ผู้ซื้อ ดังนั้น จึงเห็นสมควรให้ปรับปรุงแนวทางการเสนอเพื่อให้ความเห็นชอบ เป็นในการกำหนดราคา ก๊าซธรรมชาติ ณ ปากหลุมของแหล่งที่ผลิตในประเทศที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการปิโตรเลียม เมื่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบแล้วตามพระราชบัญญัติ ปิโตรเลียม ให้สามารถนำมารวมอยู่ใน POOL ได้ และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป
4.2 การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซฯ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติ โดยให้ปรับกลุ่มสำหรับการคำนวณฯ เป็น 2 กลุ่ม (POOL) คือ POOL 1 เดิม และ POOL 2 ใหม่ ซึ่งรวม POOL 2 และ POOL 3 เดิม เข้าด้วยกัน และได้เห็นชอบในหลักการการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) โดยมอบหมายให้ ปตท. นำเสนอผลการศึกษาความเหมาะสมของโครงสร้างค่าบริการสถานี LNG ต่อ สนพ. เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
4.3 การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการส่งก๊าซฯ ประกอบด้วย 2 ส่วน คือ 1) Demand Charge ซึ่งคำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการที่คงที่ และ 2) Commodity Charge ซึ่งคำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการส่วนผันแปร ซึ่ง สนพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นสมควรให้ปรับปรุงสมมุติฐานในการคำนวณในสามส่วนคือ อัตราผลตอบแทนการลงทุนที่แท้จริงในส่วนของทุน (IRR on Equity) อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาว และอัตราส่วนหนี้สินต่อทุน โดยความเห็นและข้อเสนอ ดังนี้
- อัตราผลตอบแทนการลงทุนที่แท้จริงในส่วนของทุน (IRR on Equity) เห็นควรปรับจากที่กำหนดไว้ที่ร้อยละ 16 เป็นร้อยละ12.5 โดยพิจารณาจากค่าเฉลี่ยผลตอบแทนการลงทุนในส่วนของกิจการสาธารณูปโภคประเภท เดียวกัน ร่วมกับการพิจารณาถึงผลต่างระหว่างผลตอบแทนการลงทุนกับต้นทุนเงินกู้ของ ปตท. ในปัจจุบัน
- อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาวเห็นควรปรับจากร้อยละ 10.5 เป็นร้อยละ 7.5 โดยพิจารณาจากสภาพตลาดเงิน และคำนึงถึงอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ที่ ปตท. ได้กู้มาลงทุนในช่วง 5 ปีที่ผ่านมา
- อัตราส่วนหนี้สินต่อทุน เห็นควรปรับจากที่ระดับ 75:25 เป็น 55:45 โดยเห็นว่ากิจการการส่งก๊าซธรรมชาติเป็นกิจการผูกขาดมีความเสี่ยงในการทำ ธุรกิจน้อย ประกอบกับ อัตราส่วนหนี้สินต่อทุนของ ปตท. โดยรวมที่อยู่ในระดับ 53:47
ทั้งนี้ผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงหลักเกณฑ์ดังกล่าวข้างต้นจะทำให้ราคา ก๊าซธรรมชาติปรับขึ้น 2.0611 บาทต่อล้านบีทียู ซึ่งจะมีผลทำให้ค่า Ft เพิ่มขึ้น 1.2572 สตางค์ต่อหน่วย
4.4 การกำหนดพื้นที่ (Zone) และในการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ส่วน Demand Charge ของ Zone ใหม่ กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดพื้นที่ (Zone) ในการคำนวณอัตราค่าบริการส่วน Demand Charge เพิ่มเติมอีกสอง Zone จากเดิมที่มีสาม Zone คือ ระบบท่อส่งก๊าซฯ นอกชายฝั่งที่ระยอง ระบบท่อส่งก๊าซฯ นอกชายฝั่งที่ขนอม และระบบท่อส่งก๊าซฯ บนฝั่ง ตามลำดับ โดยเพิ่ม Zone 4 เป็นระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าจะนะ และZone 5 เป็นระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง ซึ่งตามหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณค่าบริการส่งก๊าซฯ จะทำให้ค่าบริการส่งก๊าซฯ ส่วน Demand Charge ของโซน 4 เป็น 3.9736 บาท/ล้านบีทียู ของโซน 5 เป็น 2.1968 บาท/ล้านบีทียู ตามลำดับ
4.5 หลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV กพช. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 ได้เห็นชอบในหลักการของการกำหนดราคา NGV (Natural Gas for Vehicle) ตามต้นทุน โดยให้ใช้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติ ณ ราคาก๊าซเฉลี่ย POOL 2 บวกด้วยค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ (ซึ่งรวมค่าการตลาดแล้ว) และให้ สนพ. นำเสนอในส่วนของค่าใช้จ่ายดำเนินการอีกครั้ง สนพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นว่าค่าใช้จ่ายในการดำเนินการที่เหมาะสมประกอบด้วย
- ต้นทุนค่าสถานีแม่ 1.12 บาทต่อกิโลกรัม
- ต้นทุนค่าขนส่ง 1.20 บาทต่อกิโลกรัม (ภายในรัศมี 50 กิโลเมตรจากสถานีแม่และเพิ่ม 0.012 บาทต่อกิโลกรัมต่อระยะทางที่เพิ่มขึ้น 1 กิโลเมตร)
- ต้นทุนค่าสถานีลูก 1 บาทต่อกิโลกรัม
- ค่าการตลาด 1.73 - 2.33 บาทต่อกิโลกรัม (ตามประเภทและที่ตั้งของสถานีบริการ)
ทั้งนี้ เพื่อมิให้การปรับราคา NGV ส่งผลกระทบต่อแผนการขยายการใช้ NGV เพื่อทดแทนน้ำมัน จึงเห็นควรขอความร่วมมือจาก ปตท. ให้มีการกำหนดราคา NGV ในปี 2550-2551 ในระดับ 8.50 บาทต่อกิโลกรัม แล้วจึงปรับราคา NGV ขึ้นแบบขั้นบันไดให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง โดยในปี 2552 ปรับได้ไม่เกิน 12 บาทต่อกิโลกรัม ในปี 2553 ปรับได้ไม่เกิน 13 บาทต่อกิโลกรัม และตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป จึงปรับตามต้นทุนที่แท้จริง
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการทบทวนการกำกับดูแลราคาก๊าซธรรมชาติ ณ ปากหลุมของแหล่งที่ผลิตในประเทศ โดยราคาก๊าซธรรมชาติ ณ ปากหลุมของแหล่งที่ผลิตในประเทศที่ผ่านการพิจารณาของคณะกรรมการปิโตรเลียม เมื่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ให้ความเห็นชอบแล้วตามพระราชบัญญัติ ปิโตรเลียม ให้สามารถนำมารวมอยู่ใน POOL ได้ และให้นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบต่อไป
2.ให้มีการทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ และหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV โดยมอบอำนาจให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้พิจารณาและให้ความเห็น ชอบหลักเกณฑ์ใหม่ของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ และหลักเกณฑ์การกำหนดราคา NGV โดยให้มีผลบังคับใช้ในช่วงเวลาที่เหมาะสม
เรื่องที่ 6 ร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุม ครั้งที่ 4/2550 เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564 (PDP 2007) ตามมติคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 4/2550 ลงวันที่ 4 มิถุนายน 2550
2. สาระสำคัญของแผน PDP 2007 คือ การกำหนดทางเลือกให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ ปริมาณ 2,000 เมกะวัตต์ ในปี 2563 และอีก 2,000 เมกะวัตต์ ในปี 2564 เพื่อให้เป็นทางเลือกในการจัดหา เชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าในระยะยาว ซึ่งจะทำให้ประเทศมีการจัดหาพลังงานไฟฟ้าได้อย่างเพียงพอและมีความมั่นคง โดย กพช. ได้กำหนดให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นหน่วยงานหลักในการศึกษาความเหมาะสม วางแผน ออกแบบ และเตรียมการก่อสร้างโรงไฟฟ้า
3. กพช. ในการประชุมครั้งที่ 2/2550 เมื่อวันที่ 2 มีนาคม 2550 มีมติเห็นชอบให้แต่งตั้งคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ (Nuclear Power Infrastructure Preparation Committee : NPIPC) โดยมี ดร. กอปร กฤตยากีรณ เป็นประธาน ผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเป็นคณะกรรมการ และผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานเป็นกรรมการและเลขานุการ เพื่อจัดทำและเสนอแนะแผนงาน มาตรการ แนวทางในการดำเนินงานด้านการเตรียมความพร้อมด้านต่างๆ เพื่อใช้ประโยชน์จากนิวเคลียร์เพื่อผลิตไฟฟ้า รวมทั้งการสื่อสารสาธารณะเพื่อสร้างความรู้ ความเข้าใจที่ถูกต้องต่อโรงไฟฟ้านิวเคลียร์และนำไปสู่การยอมรับของประชาชน
4. คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ (NPIPC) ได้จัดตั้งคณะอนุกรรมการ 7 คณะ เพื่อช่วยเหลือคณะกรรมการในการศึกษาประเด็นหลัก (Key Issues) ประกอบด้วย 1) คณะอนุกรรมการด้านระบบกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ 2) คณะอนุกรรมการด้านโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์ 3) คณะอนุกรรมการด้านการถ่ายทอด พัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์ 4) คณะอนุกรรมการความปลอดภัยนิวเคลียร์ และการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม 5) คณะอนุกรรมการ ด้านสื่อสารสาธารณะและการยอมรับของประชาชน 6) คณะอนุกรรมการด้านการวางแผนด้านการเตรียมจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน มีคณะทำงานช่วยปฏิบัติงาน 3 คณะ คือ คณะทำงานด้านการเตรียมโครงสร้างองค์กร คณะทำงานด้านวิชาการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และคณะทำงานด้านการศึกษาความเป็นไปได้ของโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ และ 7) คณะอนุกรรมการยกร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานพลังงานนิวเคลียร์
5. หลังจากคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมฯ (NPIPC) และคณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำร่างแผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPIEP) แล้วเสร็จในเดือนกันยายน 2550 แล้ว ได้เชิญผู้เชี่ยวชาญจากทบวงพลังงานปรมาณูระหว่างประเทศ (IAEA) มาเสนอความเห็นต่อร่างดังกล่าว คณะกรรมการฯ ได้ปรับปรุงร่างและนำเสนอเพื่อรับฟังความคิดเห็นจากผู้เกี่ยวข้องทุกภาคฝ่าย เมื่อวันที่ 13 ตุลาคม 2550 และได้นำข้อคิดเห็นและข้อเสนอแนะที่ได้มาปรับปรุงเป็นร่างที่สมบูรณ์ ซึ่งที่นำเสนอในครั้งนี้ประกอบด้วย 6 แผน ดังนี้
(1) แผนงานด้านระบบกฎหมาย ระบบกำกับ และข้อผูกพันระหว่างประเทศ
(2) แผนงานโครงสร้างพื้นฐานอุตสาหกรรมและการพาณิชย์
(3) แผนการถ่ายทอดพัฒนาเทคโนโลยี และพัฒนาทรัพยากรมนุษย์
(4) แผนด้านความปลอดภัยและการคุ้มครองสิ่งแวดล้อม
(5) แผนการสื่อสารและการยอมรับของสาธารณะ
(6) การวางแผนการดำเนินการโครงสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์
6. เหตุผลสำคัญของการคิดใช้พลังงานนิวเคลียร์ในการผลิตไฟฟ้า ประกอบด้วย ความมั่นคงทางด้านพลังงาน ความจำเป็นในการจัดหาพลังงานให้เพียงพอสำหรับการใช้ในอนาคต แรงกดดันจากภาวะโลกร้อน และ Climate Change การสูงขึ้นของราคาเชื้อเพลิงฟอสซิลและต้นทุนการผลิตไฟฟ้านิวเคลียร์ ที่แข่งขันได้ การรักษาราคาพลังงานให้มีเสถียรภาพ และแข่งขันได้ในระยะยาว และการสงวนทรัพยากรธรรมชาติในประเทศไว้ใช้สำหรับประโยชน์อื่นที่มีคุณค่า สูงกว่า เช่น การขนส่งคมนาคม และ อุตสาหกรรมปิโตรเคมี
7. สถานภาพการใช้พลังงานนิวเคลียร์ในโลก ในปัจจุบัน (ณ เดือนกันยายน 2550) ประเทศต่างๆ ในโลกได้นำพลังงานนิวเคลียร์มาใช้ในการผลิตไฟฟ้าประมาณ 17% ของพลังงานไฟฟ้าทั้งโลก มีจำนวนเครื่องปฏิกรณ์ปรมาณูใช้งานอยู่ 439 โรง กำลังก่อสร้าง 34 โรง อยู่ในแผนงานที่จะก่อสร้าง 86 โรง อยู่ในข้อเสนอ 223 โรง รวมทั้งสิ้น 782 โรง เพิ่มขึ้นจากจำนวนที่ใช้งานอยู่ประมาณ 78%
8. งานที่ต้องดำเนินการในช่วง 3 ปี (2551-2553) แรก หลังจากที่แผน NPIEP ได้รับความเห็นชอบ ประกอบด้วย
8.1 ควรมีการเร่งจัดตั้ง NPPDO ขึ้นเป็นหน่วยงานในกระทรวงพลังงานเพื่อให้งานของแผน NPIEP ดำเนินไปอย่างต่อเนื่อง และมีบุคลากรประจำในการดำเนินงาน รวมทั้งทำหน้าที่เป็นศูนย์ประสานงานด้านต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับการจัดเตรียมโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงาน นิวเคลียร์
8.2 ในระยะเริ่มแรกการกำกับดูแลให้ใช้กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับพลังงานปรมาณูเพื่อ สันติ ซึ่งมีหลายฉบับไปพรางก่อน หลังจากนั้นควรปรับปรุงกฎหมายว่าด้วยพลังงานปรมาณูเพื่อสันติ ให้สอดคล้องและเป็นแนวทางเดียวกับมาตรฐานระหว่างประเทศ โดยรวมอำนาจในการกำกับดูแลไว้ในกฎหมายฉบับเดียว เพื่อให้เกิดเอกภาพและมีความอิสระในการกำกับดูแล ลดขั้นตอนในการขออนุญาต และมีอำนาจในการบังคับใช้กฎหมายอย่างมีประสิทธิภาพโดยดำเนินการดังนี้
(1) ยกร่างกฎหมายเฉพาะในการกำกับดูแล มาตรฐานและความปลอดภัยด้านนิวเคลียร์ โดยครอบคลุมถึงการคุ้มครองด้านสิ่งแวดล้อมและประเด็นที่เกี่ยวข้องกับด้าน นิวเคลียร์ทั้งหมด
(2) หลังจากดำเนินการยกร่างกฎหมายนิวเคลียร์แล้วเสร็จในช่วงสิ้นปีที่ 3 หากประเทศ/รัฐบาลได้ตัดสินใจให้ดำเนินการโครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ กระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีจะดำเนินการเสนอร่างกฎหมายตามขั้นตอนทาง นิติบัญญัติ เพื่อให้มีการบังคับใช้ต่อไป
8.3 งานที่ต้องรีบดำเนินการทันทีและต่อเนื่อง คือ การสื่อสารสาธารณะเพื่อสร้างความรู้ ความเข้าใจด้านการใช้พลังงานนิวเคลียร์เพื่อมาผลิตไฟฟ้า ทั้งข้อเด่นและข้อด้อยและนำไปสู่การยอมรับของสาธารณะที่ถูกต้อง ชัดเจน และโปร่งใส
8.4 คณะอนุกรรมการวางแผนการดำเนินการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ได้จัดตั้งคณะทำงาน 3 ชุด ปฏิบัติงานในระยะแรกช่วงระยะเวลา 3 ปี (2550-2552) ทำการศึกษาและวางแผนโครงสร้างองค์กรเพื่อรองรับโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ด้าน เทคนิคโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ศึกษาความเหมาะสม การคัดเลือกสถานที่ตั้งการประมาณการค่าใช้จ่าย การวิเคราะห์ทางการเงินและการหาแหล่งเงินทุน รายงานผลการศึกษาจะเสนอต่อคณะอนุกรรมการวางแผนดำเนินการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ ในกลางปี 2552 และจัดทำ Feasibility study ฉบับสมบูรณ์สิ้นปี 2552 เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงาน นิวเคลียร์ดำเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการ แผนจัดตั้งโครงสร้างพื้นฐานเพื่อการผลิตไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ (NPIEP) เบื้องต้น โดยมอบหมายให้คณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานนิวเคลียร์ รับไปศึกษาในรายละเอียดเพื่อจัดทำแผนให้สมบูรณ์ และนำเสนอคณะกรรมการ นโยบายพลังงานแห่งชาติต่อไป
2.เห็นชอบให้มีการจัดตั้งสำนักพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานนิวเคลียร์ เป็นหน่วยงานภายในกระทรวงพลังงาน
3.เห็นชอบในการดำเนินโครงการสร้างความรู้ ความเข้าใจ และการมีส่วนร่วมของประชาชน โดย จัดประชุมสัมมนาอย่างน้อย 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
6.เห็นชอบให้การกำกับดูแลในระยะเริ่มแรกให้ใช้กฎหมายที่เกี่ยวข้องกับ พลังงานปรมาณูเพื่อสันติ ซึ่งปัจจุบันมีอยู่หลายฉบับไปพลางก่อน หลังจากนั้นมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวง วิทยาศาสตร์และเทคโนโลยี รับไปยกร่างกฎหมายเฉพาะในการกำกับดูแล มาตรฐานและความปลอดภัยด้านนิวเคลียร์ โดยครอบคลุมถึงประเด็นที่เกี่ยวข้องทั้งหมด
เรื่องที่ 7 แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. ระบบราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในปัจจุบันเป็นแบบ กึ่งลอยตัว โดยได้มีการยกเลิกควบคุมราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2544 เป็นต้นมา รัฐควบคุมเพียงราคาขายส่งส่วนราคาขายปลีกและค่าการตลาดผู้ค้าก๊าซเป็นผู้ กำหนด โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และกรมการค้าภายใน มีหน้าที่กำกับดูแลมิให้มีการกำหนดราคาเพื่อเอาเปรียบผู้บริโภค ให้สอดคล้องกับต้นทุน รวมถึงส่งเสริมการแข่งขันเพื่อกดดันไม่ให้ราคาสูงขึ้นจนกระทบผู้บริโภคมาก เกินไป
2. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ประกอบด้วย ราคา ณ โรงกลั่นหรือราคานำเข้า ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล กองทุน ค่าการตลาด และภาษีมูลค่าเพิ่ม โดยที่ราคา ณ โรงกลั่นหรือราคานำเข้าก๊าซ LPG คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้กำหนดให้เท่ากับราคาประกาศเปโตรมิน (CP) ที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบีย เป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทนที่ 60 ต่อ 40 ลบด้วย 16 โดยไม่ต่ำกว่า 185 และไม่สูงกว่า 315 เหรียญสหรัฐ/ตัน นอกจากนั้น กบง. ได้กำหนดให้ราคาขายส่งก๊าซ LPG ณ คลังขายส่ง ทั่วประเทศเท่ากันที่ระดับราคาไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม 12.4569 บาท/กก. ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงต้องชดเชยค่าเนื้อก๊าซ และค่าขนส่ง ประมาณ 284.25 ล้านบาทต่อเดือน ในส่วนของราคาขายปลีกก๊าซ LPG ผู้ค้าเป็นผู้กำหนดราคาแต่อยู่ในการกำกับดูแลของกรมการค้าภายใน ปัจจุบันราคาขายปลีก ณ กรุงเทพฯ อยู่ที่ 16.81 บาท/กก. โดยผู้ค้ามีค่าการตลาดอยู่ที่ 3.2562 บาท/กก.
3. ปัญหาราคาก๊าซ LPG เนื่องจากราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกสูงกว่าในประเทศ 200 - 300 $/ตัน จูงใจให้ส่งออกมากกว่าขายในประเทศ รัฐต้องจำกัดการส่งออก ทำให้เกิดการลักลอบการส่งออกตามชายแดนประเทศเพื่อนบ้าน และจากที่ราคาก๊าซ LPG ต่ำกว่าราคาน้ำมันชนิดอื่นๆ ทำให้มีการเปลี่ยนมาใช้ LPG แทน โดยในภาคขนส่งผู้ใช้รถยนต์เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG แทนน้ำมันเบนซิน และในภาคอุตสาหกรรม ได้เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG แทนน้ำมันเตา ซึ่งหากการใช้เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่องจะทำให้เกิดการขาดแคลนก๊าซ LPG ในอนาคต และทำให้ขาดรายได้จากการส่งออกรวมทั้งสูญเสียโอกาสจากการนำไปใช้ในอุตสาหกร รมปิโตรเคมี ซึ่งสามารถสร้างมูลค่าเพิ่มได้สูงกว่าใช้ในรถยนต์ จากการชดเชยราคาก๊าซ LPG ทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 8 ตุลาคม 2550 มีหนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 7,568 ล้านบาท
4. ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 ได้พิจารณาเรื่องแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ได้มีมติดังนี้
(1) เห็นชอบการยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับขึ้นราคาขายส่ง (โดยทำพร้อมกับการลดราคาขายปลีกเบนซินและดีเซล 0.50 บาท/ลิตร เมื่อกองทุนน้ำมันมีฐานะเป็นบวกแล้ว ประมาณ ในเดือนธันวาคม 2550) โดยให้ยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG และยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั่วประเทศ โดยเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาค (0.24 บาท/กก.)
(2) เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG โดยกำหนดเพดานที่ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 60 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 40 และราคาฐานที่ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ โดยให้ทยอยปรับสัดส่วนการผลิตระหว่างโรงแยกก๊าซและโรงกลั่นน้ำมันไปสู่ระดับ จริง คือ 60 ต่อ 40
(3) มอบอำนาจให้ประธาน กบง. เป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบในการดำเนินการตามแนวทางดังกล่าว ในช่วงระยะเวลาที่เหมาะสม
5. ผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG 1.29 บาท/กก. หรือ 19 บาท/ถังขนาด 15 กก. จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ ลดภาระการจ่ายเงินชดเชย 324 ล้านบาท/เดือน ค่าใช้จ่ายรถแท็กซี่เพิ่มขึ้นกะละ 26 บาท อาหารสำเร็จรูปเพิ่มขึ้นจานละ 4 สตางค์ อย่างไรก็ตาม การปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG จะดำเนินการพร้อมกับการลดราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลลิตรละ 50 สตางค์ จะทำให้รายจ่ายของครัวเรือน ไม่เพิ่มขึ้นแต่จะลดลง 9.46 บาท/เดือน
6. มาตรการช่วยเหลือและบรรเทาผลกระทบ ในการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ดังนี้
(1) มาตรการช่วยเหลือในการปรับเปลี่ยนเตาประสิทธิภาพสูง โดยกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานให้การสนับสนุนวงเงินรวม 600 ล้านบาท แบ่งเป็น ช่วยเหลือค่าใช้จ่ายในปรับปรุงเตาอบลำไย 380 ล้านบาท ค่าใช้จ่ายปรับปรุงเตาเผาเซรามิค 217 ล้านบาท และค่าใช้จ่ายปรับปรุงเตาอบกุนเชียง 3 ล้านบาท
(2) โครงการอนุรักษ์พลังงานแบบมีส่วนร่วม โดยกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน จะจัดส่งที่ปรึกษาให้คำแนะนำแก่โรงงานในเรื่องการจัดการพลังงาน เพื่อให้เกิดการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพและประหยัด
(3) การให้เงินกู้ดอกเบี้ยต่ำ ในการลงทุนปรับปรุงประสิทธิภาพการผลิตเพื่อประหยัดพลังงาน
(4) กลุ่มรถแท็กซี่ ปรับเปลี่ยนรถแท็กซี่ที่ใช้ก๊าซ LPG เป็น NGV จำนวน 50,000 คัน ในเขตกรุงเทพฯ และปริมณฑลภายในระยะเวลา 2 ปี เพิ่มสถานประกอบการติดตั้ง (อู่) NGV อีก 26 แห่ง และ ปตท. จะลงทุนในวงเงิน 6,700 ล้านบาท เพื่อเพิ่มสถานีบริการ NGV อีก 170 สถานีและรถบรรทุก NGV อีก 300 คัน
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 การจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 มีมติ 1) เห็นชอบแนวทางและขั้นตอนการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าโดย กำหนดให้มีการจัดตั้งกองทุนให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2550 2) มอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา พิจารณาดำเนินการยกร่างระเบียบการสรรหาคณะกรรมการกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า และระเบียบการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าเพื่อใช้เป็นต้น แบบให้แล้วเสร็จโดยเร็ว 3) ให้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อพิจารณาการจัดตั้งกองทุนหรือจัดเก็บภาษีค่า ธรรมเนียมทางด้านสิ่งแวดล้อมต่างๆ มิให้มีความซ้ำซ้อนกัน โดยมีผู้แทนจากกระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงพลังงาน กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง และกรมบัญชีกลาง และให้ปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานคณะทำงาน
2. การจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ตามแนวทางและขั้นตอนการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า (กองทุนฯ) ที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบไปแล้วนั้น กำหนดให้โรงไฟฟ้าในประเทศที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าตั้งแต่ 6 เมกะวัตต์ขึ้นไป เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ในอัตราที่แตกต่างกันตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ โดยการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ น้ำมันเตา/ดีเซล และถ่านหิน/ลิกไนต์ จ่ายในอัตรา 1.0 1.5 และ 2.0 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ ส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้แก่ ลมและแสงอาทิตย์ ชีวมวล/กากและเศษวัสดุเหลือใช้/ขยะชุมชน และพลังน้ำ จ่ายในอัตรา 0.0 1.0 และ 2.0 สตางค์ต่อหน่วย ตามลำดับ ทั้งนี้โรงไฟฟ้าที่จะจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบหลังวันที่ 1 มกราคม 2554 นอกจากจะต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ในอัตราที่กำหนดแล้ว จะต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนในช่วงการก่อสร้างในอัตรา 50,000 บาทต่อเมกะวัตต์ต่อปีตามกำลังผลิตติดตั้ง หรือไม่ต่ำกว่า 500,000 บาทต่อปี โดยเงินที่โรงไฟฟ้าจ่ายเข้ากองทุนฯ นั้น กำหนดให้ 1) เป็นเงื่อนไขในประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (Independent Power Producer: IPP) สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP 2) บวกเพิ่มจากราคาซื้อขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (Small Power Producer: SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (Very Small Power Producer: VSPP) และ 3) ส่งผ่านค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นทางค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ (Ft) สำหรับโรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าก่อนวันที่ 1 มกราคม 2554
ทั้งนี้ ให้เริ่มเรียกเก็บเงินจากผู้ผลิตไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2550 โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้าแต่ละรายจ่ายเงินโดยตรงให้แก่กองทุนฯ แต่ในช่วงที่ยังไม่ได้มีการจัดตั้งกองทุนฯ (คือตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2550 จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2553) ให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ (และเรียกเก็บคืนผ่านค่า Ft)
3. ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดตั้ง กองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (คณะอนุกรรมการฯ) เพื่อจัดทำร่างระเบียบการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และประสานงานและสนับสนุนการดำเนินงานกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อให้การ จัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่สามารถดำเนินการ ได้ ภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2550 ต่อมา คณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยแนวทางการจัดกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า พ.ศ. .... โดยอ้างอำนาจตามความในข้อ 6(3) แห่งพระราชบัญญัติคณะกรรมการนโยบายพลังงาน พ.ศ. 2535 เพื่อกำหนดแนวทางปฏิบัติในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ให้กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ตามแนวทางที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ และ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 27 สิงหาคม 2550 มีมติเห็นชอบร่างระเบียบ ดังกล่าว
4. คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบการปรับปรุงคำจำกัดความของค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่า ซื้อไฟฟ้า ในสูตร การปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ เพื่อรองรับการส่งผ่านค่าใช้จ่ายตามที่นโยบายของรัฐกำหนด (เช่น การส่งเงินเข้ากองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า การส่งผ่านอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงาน หมุนเวียนของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เป็นต้น) และมอบหมายให้ กฟผ. พิจารณาจัดทำรายงานการคำนวณค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดย อัตโนมัติ โดยแสดงรายการค่าใช้จ่ายเข้ากองทุนพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าจำแนกเป็นแต่ละ โรงไฟฟ้า
5. กฟผ. ได้ดำเนินการเรียกเก็บเงินจากค่า Ft สำหรับกองทุนฯ ประจำเดือนกรกฎาคม 2550 จำนวน 151,590,422.89 บาท และเดือนสิงหาคม 2550 จำนวน 151,717,514.26 บาท รวมเป็นเงินสะสมรวม 2 เดือน จำนวน 303,307,937.15 บาท โดยในช่วงที่ยังไม่สามารถจัดตั้งกองทุนฯ ได้นั้น กฟผ. ได้ฝากเงินจำนวนดังกล่าวไว้กับธนาคารโดยเปิดบัญชีเงินฝากแยกต่างหาก
6. คณะอนุกรรมการฯ ได้นำเสนอร่างระเบียบฯ ต่อประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (รองนายกรัฐมนตรี (นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์)) เพื่อพิจารณาลงนาม ซึ่งประธานกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณาแล้วมีความเห็นว่า การจัดตั้งกองทุนฯ เป็นเรื่องดี ตรงกับแนวทางของรัฐบาล ควรได้รับการสนับสนุน แต่อาจมีปัญหาเรื่องข้อกฎหมาย จึงเห็นควรให้มีการหารือกับคณะกรรมการกฤษฎีกาก่อนดำเนินการต่อไป ซึ่งคณะกรรมการกฤษฎีกา (คณะที่ 7) ในการประชุมเมื่อวันที่ 12 ตุลาคม 2550 มีมติว่า กพช. ไม่มีอำนาจในการออกระเบียบดังกล่าวได้
7. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้ปรับร่างระเบียบดังกล่าวเป็นแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า เพื่อกำหนดแนวทางปฏิบัติในการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ให้กับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องให้เป็นไปในทิศทางเดียวกัน ทั้งนี้ เมื่อโรงไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ดำเนินการจัดตั้งกองทุนฯ เป็นที่เรียบร้อยแล้ว กฟผ. จะดำเนินการโอนเงินที่ กฟผ. เก็บไว้ให้กับกองทุนนั้นๆ เพื่อใช้จ่ายในการพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ยกร่างปรับปรุงแก้ไขพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 โดยปัจจุบันอยู่ระหว่างการทูลเกล้าพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัวฯ ลงพระปรมาภิไธย ซึ่งจากการแก้ไขพระราชบัญญัติดังกล่าว พพ. ได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. .... โดยได้จัดให้มีการสัมมนา เพื่อรับฟังความคิดเห็น รวมทั้งได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงาน พิจารณาเมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2550
2. ในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มาตรา 12 มาตรา 13 และมาตรา 14 ประกอบมาตรา 21 และมาตรา 22 ได้กำหนดให้เจ้าของโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมต้องจัดให้มีผู้รับผิดชอบด้าน พลังงานประจำในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมแต่ละแห่ง รวมทั้ง กำหนดคุณสมบัติและหน้าที่ในการดำเนินงานในฐานะผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน อย่างไรก็ตาม เนื่องจากในพระราชบัญญัติดังกล่าวมิได้จำแนกคุณสมบัติของผู้รับผิดชอบด้าน พลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมขนาดใหญ่เป็นการเฉพาะ ทำให้ประสบปัญหาในการบังคับใช้กับโรงงานและอาคารที่มีขนาดหรือ ปริมาณการใช้พลังงานระดับสูง ซึ่งมิได้แบ่งแยกระดับของคุณสมบัติของผู้รับผิดชอบด้านพลังงานเป็นการเฉพาะ ไว้ ทำให้การทำหน้าที่ดูแล บำรุงรักษา และตรวจสอบประสิทธิภาพ ตลอดจนการช่วยเจ้าของโรงงานหรือเจ้าของอาคารควบคุมไม่สามารถทำได้อย่างเต็ม ประสิทธิภาพ ประกอบกับวิธีการกำกับดูแลตามร่างพระราชบัญญัติที่จะออกใหม่ ได้ปรับเปลี่ยนเป็นระบบการจัดการพลังงานที่มีการติดตามตรวจสอบ และประเมินผลเป็นระยะๆ ตามช่วงเวลาที่เหมาะสม
3. สาระสำคัญในการจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่ และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. .... คือ (1) กำหนดคำนิยามต่างๆ ที่ใช้ในร่างกฎกระทรวงฯ (2) กำหนด ให้มีผู้รับผิดชอบด้านพลังงานประจำที่โรงงานควบคุมหรืออาคารควบคุมแต่ละแห่ง โดยมีคุณสมบัติและจำนวนตามขนาดของการใช้พลังงาน (3) กำหนดให้โรงงานควบคุมหรืออาคารควบคุมที่มีการติดตั้งหม้อแปลงไฟฟ้าขนาด ตั้งแต่ 3,525 กิโลโวลต์แอมแปร์ขึ้นไป ก่อนวันที่กฎกระทรวงนี้มีผลใช้บังคับให้ผู้รับผิดชอบพลังงานที่ปฏิบัติ หน้าที่อยู่เดิมยังคงปฏิบัติหน้าที่เป็นผู้รับผิดชอบประจำโรงงานควบคุมหรือ อาคารควบคุมนั้นต่อไปได้ และ (4) กำหนดหน้าที่ของผู้รับผิดชอบด้านพลังงานในการดำเนินการอนุรักษ์พลังงานและ ให้ความช่วยเหลือเจ้าของโรงงานควบคุมและเจ้าของอาคารควบคุมในการจัดการ พลังงานตามกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการจัดการพลังงานตามที่กำหนด
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติ หน้าที่และจำนวนของผู้รับผิดชอบด้านพลังงาน พ.ศ. ....
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงที่ได้รับความเห็นชอบ ตามข้อ 1 เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบและส่งให้สำนักงานคณะกรรมการ กฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พพ. ได้จัดทำร่างกฎหมายลำดับรองเรื่อง กำหนดประเภทหรือขนาดของอาคารและมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... ออกตามความพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 และได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงานพิจารณาให้ ความเห็นชอบแล้วเมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2550
2. เนื่องจากในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ไม่ได้กำหนดประเภทหรือขนาดของอาคารและมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงานทำให้การดำเนินการบังคับ การในปัจจุบันประสบปัญหาการบังคับใช้กับอาคารที่ก่อสร้างตามแบบเดิม ซึ่งมิได้ออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ทำให้ค่าการใช้พลังงานสูงกว่าค่ามาตรฐาน โดยการปรับปรุงแก้ไขเป็นไปได้ยาก และสำหรับอาคารใหม่ซึ่งการออกแบบบางส่วนตามกฎหมายบังคับให้ค่าการใช้พลังงาน ในทุกภาคส่วนต้องเป็นไปตามมาตรฐาน โดยมิได้กำหนดค่าเฉลี่ยการใช้พลังงานรวมไว้ ทำให้การกำหนดแบบเป็นภาระยุ่งยากและสิ้นเปลืองสูง ดังนั้นอาคารที่จะก่อสร้างใหม่ควรแยกประเภท ขนาดพื้นที่ และกรอบวิธีการออกแบบ รวมถึงการใช้พลังงานรวมและระบบพลังงานหมุนเวียนไว้โดยเฉพาะ จึงจำเป็นจะต้องปรับปรุงแก้ไขพระราชบัญญัติฯ ให้สามารถดำเนินการได้
3. สาระสำคัญในการจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... สรุปได้ดังนี้
3.1 กำหนดประเภทและขนาดของอาคารโดยกำหนดให้อาคารที่จะก่อสร้างหรือดัดแปลง แล้วเสร็จ มีขนาดพื้นที่รวมกันทุกชั้นในหลังเดียวกันตั้งแต่ 2,000 ตารางเมตรขึ้นไป จะต้องมีการออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ซึ่งประกอบด้วย อาคารสำนักงาน สถานศึกษา ห้างสรรพสินค้าและศูนย์การค้า สถานบริการ อาคารชุมนุมคน โรงมหรสพ โรงแรม สถานพยาบาล และอาคารชุด
3.2 กำหนดมาตรฐาน และหลักเกณฑ์ในการออกแบบอาคารแต่ละประเภท ซึ่งประกอบด้วยระบบต่างๆ ได้แก่ ระบบกรอบอาคาร ระบบไฟฟ้าแสงสว่าง ระบบปรับอากาศภายในอาคาร อุปกรณ์ผลิตน้ำร้อน การใช้พลังงานโดยรวมของอาคาร และการใช้พลังงานหมุนเวียนในระบบต่างๆ ของอาคาร
3.3 หลักเกณฑ์และวิธีการคำนวณในการออกแบบอาคารในแต่ละระบบ การใช้พลังงานโดยรวมของอาคาร และการใช้พลังงานหมุนเวียนในระบบต่างๆ ของอาคาร ให้เป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด
3.4 แบบของอาคารที่ได้ยื่นคำขออนุญาตก่อสร้างหรือดัดแปลงตามกฎหมายว่าด้วย การควบคุมหรือตามกฎหมายเฉพาะว่าด้วยการนั้นไว้แล้ว ก่อนวันที่กฎกระทรวงนี้ใช้บังคับ ให้คงดำเนินการต่อไปได้ โดยได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามกฎกระทรวงนี้
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดประเภทหรือขนาดของอาคาร และมาตรฐาน หลักเกณฑ์และวิธีการในการออกแบบอาคารเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. ....
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ ตามข้อ 1 เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. พพ. ได้จัดทำร่างกฎหมายลำดับรองเรื่อง กำหนดคุณสมบัติของผู้ตรวจสอบพลังงาน การขอรับใบอนุญาต การออกใบอนุญาต และการต่ออายุใบอนุญาตเป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน พ.ศ. .... ออกตามความพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งแก้ไขเพิ่มเติมโดยพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2550 และได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงานพิจารณาให้ ความเห็นชอบแล้วเมื่อวันที่ 15 ตุลาคม 2550
2. การดำเนินการในช่วงที่ผ่านมา ได้กำหนดให้ทุกกิจกรรมที่กฎหมายบังคับให้เจ้าของโรงงานควบคุมหรือเจ้าของ อาคารควบคุมปฏิบัติ จะต้องมีการตรวจสอบผลการปฏิบัติ ติดตาม กำกับดูแลโดยพนักงานเจ้าหน้าที่ ซึ่งจำนวนโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมที่ต้องปฏิบัติตามกฎหมายมีจำนวนรวมกว่า 7,000 แห่ง และในแต่ละแห่งมีกิจกรรมดำเนินการรวม 4 กิจกรรม ในรอบระยะ 6 เดือน หนึ่งปี และสามปี ในขณะที่จำนวนผู้ตรวจสอบพลังงานมีอยู่อย่างจำกัด จึงจำเป็นต้องจัดหาที่ปรึกษาผู้เชี่ยวชาญเข้ามาช่วยเหลือดำเนินการดังกล่าว แต่เนื่องจากในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ไม่ได้กำหนดอำนาจหน้าที่ให้บุคคลหรือนิติบุคคลเป็นผู้ดำเนินการแทนพนักงาน เจ้าหน้าที่ได้ จึงได้ปรับปรุงแก้ไขพระราชบัญญัติฯ ให้สามารถดำเนินการได้
3. สาระสำคัญในการจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติของผู้ตรวจสอบพลังงาน การขอรับใบอนุญาต การออกใบอนุญาต และการต่ออายุใบอนุญาตเป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน พ.ศ. .... คือ (1) กำหนดนิยามต่างๆ ที่ใช้ในร่างกฎกระทรวงฯ (2) กำหนดคุณสมบัติและลักษณะต้องห้ามของนิติบุคคลที่มีสิทธิยื่นคำขอรับใบอนุญาต เป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน (3) กำหนดคุณสมบัติและจำนวนบุคลากรของ ผู้ตรวจสอบพลังงาน ซึ่งประกอบด้วย ผู้ชำนาญการอย่างน้อย 1 คน และผู้ช่วยผู้ชำนาญการอย่างน้อย 2 คน (4) กำหนดวิธีการขอรับใบอนุญาต การพิจารณาคำขอใบอนุญาต การยื่นอุทธรณ์หนังสือแจ้งผลการพิจารณา รวมทั้งอายุของใบอนุญาต และ (5) กำหนดเวลาการต่ออายุใบอนุญาตภายใน 60 วัน ก่อนที่ใบอนุญาตจะหมดอายุ สำหรับคำขอต่ออายุใบอนุญาตให้เป็นไปตามที่อธิบดีกำหนด
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดคุณสมบัติของผู้ตรวจสอบพลังงาน การขอรับใบอนุญาต การออกใบอนุญาต และการต่ออายุใบอนุญาตเป็นผู้ตรวจสอบพลังงาน พ.ศ. ....
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ ตามข้อ 1 เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
กพช. ครั้งที่ 115 - วันศุกร์ที่ 28 กันยายน 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 6/2550 (ครั้งที่ 115)
วันศุกร์ที่ 28 กันยายน พ.ศ. 2550 เวลา 14.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
2.แนวทางในการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
3.ร่างกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการจัดการพลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม พ.ศ. ....
5.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มิถุนายน - 24 กันยายน 2550)
6.การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 ได้เห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ที่ได้ปรับเป้าหมายการดำเนินงานในช่วงปี 2550 - 2554 ตามข้อเสนอของคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
2. การดำเนินงานตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ในช่วงปี 2548-2550 สรุปได้ดังนี้
2.1 ปรับปรุงแก้ไข พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ให้เหมาะสมกับสภาพการณ์ปัจจุบัน ครอบคลุมกิจกรรมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพในทุกภาคส่วน และปรับเปลี่ยนเค้าโครงการดำเนินการไม่ให้เป็นภาระค่าใช้จ่ายต่อผู้ที่ต้อง ปฏิบัติตามกฎหมาย รวมทั้งปรับปรุงให้มีการกำหนดเรื่องที่เป็นรายละเอียดด้านเทคนิค หรือเรื่องที่ต้องเปลี่ยนแปลงรวดเร็วตามการพัฒนาทางด้านเทคโนโลยีและด้าน เศรษฐกิจและสังคม และให้รัฐมนตรีนำไปประกาศใช้ได้ เพื่อเปิดโอกาสให้สามารถปรับเปลี่ยนในรายละเอียดของกฎหมายได้อย่างรวดเร็ว และทันเวลา โดยปัจจุบัน (กันยายน 2550) พ.ร.บ. ดังกล่าว อยู่ระหว่างดำเนินการเพื่อทูลเกล้าพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัวฯ ลงพระปรมาภิไธย และจากการแก้ไข พ.ร.บ. ฯ จำเป็นต้องดำเนินการปรับปรุงกฎหมายลำดับรองที่ออกตามมาด้วย ซึ่งกระทรวงพลังงานได้เตรียมเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีพิจารณาให้ความเห็นชอบ ตามลำดับต่อไป
2.2 การอนุรักษ์พลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม จำนวน 3,160 แห่ง และ 1,917 แห่ง ตามลำดับ รวม 5,077แห่ง (มีอาคารของรัฐ 800 แห่ง) โดยจัดทำเป้าหมายและแผนแล้ว 3,242 แห่ง
2.3 ส่งเสริม ช่วยเหลือ และอุดหนุน ด้านอนุรักษ์พลังงาน โดยดำเนินโครงการ/มาตรการต่างๆ ได้แก่ โครงการอนุรักษ์พลังงานแบบมีส่วนร่วม โครงการสิทธิประโยชน์ทางภาษี มาตรการภาษีเพื่อสนับสนุนการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และโครงการเงินหมุนเวียนเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน
2.4 กำหนดมาตรฐานเครื่องจักรอุปกรณ์วัสดุอุปกรณ์ที่ใช้พลังงาน โดยจัดทำแผน 5 ปี (2550-2554) เพื่อออกกฎกระทรวงฯ กำหนดมาตรฐานขั้นต่ำ (MEPs) และการส่งเสริม (ติดฉลาก) เครื่องจักรและอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน รวมทั้งสิ้น 35 ผลิตภัณฑ์
2.5 ส่งเสริมไบโอดีเซล โดยในปี 2549-2550 ได้ส่งเสริมระบบผลิตขนาดกำลังผลิต 100 ลิตรต่อวัน ให้กับชุมชนต้นแบบ รวม 472 แห่ง
2.6 ส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยใช้กลไกภาษีสรรพสามิตและกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ทำให้น้ำมันแก๊สโซฮอล์มีราคาต่ำกว่าน้ำมันเบนซินปกติ (ประมาณ 3.50 บาทต่อลิตร) เพื่อจูงใจให้ประชาชนหันมาใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์มากขึ้น
2.7 ส่งเสริมให้มีการนำพลังงานทดแทนมาใช้เพิ่มขึ้น โดยปรับปรุงกฎระเบียบการซื้อไฟฟ้าที่เกี่ยวข้องกับพลังงานหมุนเวียน และได้ขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ปี 2545 เพื่อให้รับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนได้มากกว่า 1 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ พร้อมทั้งจูงใจให้มีการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มขึ้นด้วยมาตรการ ด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP ที่กำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี
2.8 รณรงค์และปฏิบัติการในด้านต่างๆ เพื่อให้มีการยุติการผลิต การนำเข้า และการใช้หลอดอินแคนเดสเซนต์ (หลอดไส้) โดยใช้เงินจากกองทุนฯ 48 ล้านบาท เพื่อซื้อหลอดคอมแพคฟลูออเรสเซนต์ (หลอดตะเกียบ) แจกฟรีสู่ชุมชนและชาวบ้าน 800,000 หลอด และในช่วงปี 2551-2553 กฟผ. จะสร้างตลาดผลิต 15 ล้านหลอด (5 ล้านหลอด/ปี) วางจำหน่ายที่ร้านสะดวกซื้อ หรือปั๊มน้ำมัน สำหรับผู้มีรายได้น้อยและมีการใช้ไฟฟ้าน้อยกว่า 150 หน่วยต่อเดือน โดยการขายในครั้งแรกประชาชนอาจจ่ายเพียง 12 บาท และส่วนที่เหลือผ่อนชำระผ่านบิลค่าไฟฟ้า 4 เดือนของ กฟน. และ กฟภ.
ทั้งนี้ ผลการดำเนินงานลดการใช้พลังงานและส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทน ในช่วงปี 2548 - 2550 คาดว่าก่อให้เกิดผลดังนี้
แผนงาน | ผลงาน 2548-2550 |
เป้าหมาย ณ ปี 2554 |
ktoe | ktoe | |
(1) แผนงาน เพิ่มประสิทธิภาพ การใช้พลังงาน | 7,694 | |
- สาขาอุตสาหกรรม | 567 | 3,832 |
- สาขาขนส่ง | 726 | 3,290 |
- การจัดการ ด้านการใช้พลังงาน | 225 | 572 |
(2) แผนงาน ด้านพลังงาน ทดแทน | 10,226 | |
- ส่งเสริม NGV | 540 | 3,264 |
- พลังงาน หมุนเวียน | 3,173 | 6,962 |
3. กระทรวงพลังงานได้ทบทวนแผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2551-2554 โดยพิจารณาให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน ซึ่งส่วนใหญ่ยังคงมาตรการเดิม แต่ปรับเป้าหมายและวิธีดำเนินการ เพื่อให้ผลที่คาดว่าจะได้รับชัดเจน และเร่งบางมาตรการให้เร็วขึ้น สรุปได้ดังนี้
3.1 ด้านเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน ประกอบด้วย
3.1.1 เร่งรัดการออกกฎกระทรวงตามพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... เพื่อให้วัสดุ อุปกรณ์ เครื่องจักร และเครื่องยนต์ที่ใช้พลังงาน ได้มาตรฐานมีประสิทธิภาพด้านพลังงาน
3.1.2 เร่งรัดดำเนินการตาม พ.ร.บ. การส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 โดยใช้มาตรการส่งเสริม และจูงใจทั้งด้านการเงิน มาตรการทางภาษี การให้คำแนะนำ และเพิ่มแนวทางใหม่เพื่อเสริมกับมาตรการที่มีอยู่เดิม เพื่อให้ผู้ประกอบการมีทางเลือกที่จะลงทุนเกี่ยวกับการอนุรักษ์พลังงานเพิ่ม ขึ้น ดังนี้
(1) รณรงค์ให้ใช้หลอดฟลูออเรสเซนต์ T5 หรือหลอดผอมใหม่เบอร์ 5 แทนหลอดฟลูออเรสเซนต์ T8 หรือหลอดผอมเดิม โดยมีเป้าหมาย 110 ล้านหลอด T5 หรือประมาณร้อยละ 50 ของจำนวนหลอดในระบบ คาดว่าจะลดการใช้พลังงานไฟฟ้าได้ 4,790 ล้านหน่วย/ปี นับตั้งแต่ปี 2555 ลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุดได้ 1,040 เมกะวัตต์ และลดการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ 2.1 ล้านตัน/ปี
(2) สนับสนุนธุรกิจบริษัทจัดการพลังงาน ESCO โดยจัดตั้งกองทุนเพื่อร่วมลงทุนและส่งเสริมการลงทุนในโครงการอนุรักษ์ พลังงานและพลังงานทดแทน โดยใช้เงินจากกองทุนฯ เข้าร่วมทุนในโครงการ (Equity Investment ) หรือการเข้าร่วมทุนกับบริษัทจัดการพลังงาน (ESCO Venture Capital) การเช่าซื้ออุปกรณ์ประหยัดพลังงาน/พลังงานทดแทนให้ผู้ประกอบการก่อน แล้วให้ผ่อนชำระภายหลัง (Equipment Leasing) หรือให้ความช่วยเหลือหรือร่วมลงทุนในโครงการอนุรักษ์พลังงาน/พลังงานทดแทน ที่ได้รับผลประโยชน์จากการขาย Carbon Credit การอำนวยเครดิตให้สินเชื่อ (Credit Guarantee Facility) โดยในปี 2551 จะทดลองดำเนินการในวงเงิน 500 ล้านบาท คาดว่าเกิดการลงทุนด้านอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทนมากกว่า 2,500 ล้านบาท และเกิดผลประหยัดด้านพลังงาน มูลค่ากว่า 500 ล้านบาท/ปี
(3) ส่งเสริมการจัดการด้านการใช้พลังงานโดยวิธีประกวดราคา (DSM Bidding) โดยใช้เงินจากกองทุนฯ สนับสนุนอัตราต่อหน่วยพลังงานที่ประหยัดได้ ด้วยการเชิญชวนผู้ประกอบการยื่นข้อเสนอวิธีการปรับปรุงการใช้พลังงาน และเสนอขอรับเงินสนับสนุนต่อค่าพลังงานที่ประหยัดได้ ตามอัตราที่ต้องการและไม่เกินวงเงินที่กองทุนฯ กำหนด คาดว่าจะช่วยลดปริมาณการใช้พลังงานได้ไม่น้อยกว่า 500 ล้านหน่วย/ปี ลดความต้องการไฟฟ้าได้ 77 MW และลดปริมาณการใช้พลังงานความร้อนไม่น้อยกว่า 1.7 ล้าน MMBTU/ปี
(4) ส่งเสริมการลดการใช้พลังงานในสาขาขนส่ง ได้แก่ การจัดเตรียมพื้นที่จอดแล้วจร (Park&Ride) เพิ่มเติม พร้อมทั้งจัด Feeder อำนวยความสะดวกในการเดินทางระหว่างที่จอดรถไปยังระบบขนส่งมวลชน และศึกษากฎหมายเรื่องการกำหนดอัตราความเร็วของยานพาหนะ สำหรับการขนส่งสินค้า จะช่วยผู้ประกอบกิจการบริการขนส่งสินค้าโดยตรง โดยศึกษาความเหมาะสม วิธีลดการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงและนำผลการศึกษาไปปฏิบัติจริง นอกจากนี้ ได้สร้างแนวทางจูงใจใหม่ให้ผู้ประกอบกิจการต่างๆ ลงทุน ปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้น้ำมันเชื้อเพลิงในกิจการของตน พร้อมทั้งจัดโปรแกรมฝึกอบรมวิธีการขับประหยัดน้ำมันและปลอดภัยให้กับผู้ขับ ยานพาหนะของหน่วยงานรัฐและเอกชน
3.2 ด้านการใช้พลังงานทดแทน โดยเร่งผลักดันให้เกิดการลงทุนและพัฒนาพลังงานทดแทนที่เหมาะสมกับประเทศไทย ดังนี้
3.2.1 ส่งเสริมการผลิตก๊าซชีวภาพ จากฟาร์มสุกร โรงงานแป้งมันสำปะหลัง และน้ำเสียจากโรงงาน เป็นต้น โดยมีเป้าหมายจะผลิตก๊าซชีวภาพ 1,060 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี ทดแทนพลังงานเทียบเท่าน้ำมันดิบปีละ 397,000 ตัน คิดเป็นมูลค่า 6,970 ล้านบาทต่อปี ทำให้เป้าหมายก๊าซชีวภาพทางด้านไฟฟ้าเพิ่มขึ้น จาก 30 MW เป็น 60 MW และด้านความร้อนเพิ่มขึ้น จาก 186 ktoe เป็น 370 ktoe
3.2.2 การผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำ การแปรรูปขยะเป็นพลังงาน การส่งเสริมวัสดุเหลือใช้ทางการเกษตรเป็นพลังงาน แนวทางส่งเสริมพลังงานจากลม และแสงอาทิตย์ ได้มีแผนปฏิบัติการและรายละเอียดวิธีดำเนินงานเพื่อให้บรรลุเป้าหมายในแต่ละ ด้านให้ชัดเจนยิ่งขึ้น
3.2.3 ทบทวนเป้าหมายมาตรการส่งเสริมการใช้เอทานอล โดยประชาสัมพันธ์เชิงรุกเพื่อให้ประชาชนเข้าใจเกี่ยวกับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ และรักษาส่วนต่างราคาเพื่อจูงใจผู้ใช้ เพิ่มแรงจูงใจแก่ ผู้จำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ ส่งเสริมให้มีรถยนต์ที่สามารถใช้ E20 เป็น 150,000 คัน ในปี 2544 และให้รถจักรยานยนต์ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ ปรับเป้าหมายการใช้เอทานอลในปี 2554 จาก 3 ล้านลิตรต่อวัน เป็น 2.4 ล้านลิตรต่อวัน เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการน้ำมันเบนซินที่ได้ชะลอตัวลงจากอดีตที่เคย คาดการณ์ไว้
3.2.4 ทบทวนเป้าหมายมาตรการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล ในเดือนเมษายน 2551 จะผสมน้ำมันดีเซลหมุนเร็วด้วยไบโอดีเซล 2% ส่งเสริมการผลิตและใช้ไบโอดีเซลจากน้ำมันปาล์มที่ เหลือจากการบริโภคในปี 2552 และปี 2553 เร่งส่งเสริมการปลูกปาล์มน้ำมันในปี 2551 เพื่อให้ไบโอดีเซลเพียงพอกับความต้องการที่จะผสมกับดีเซลหมุนเร็ว 5% ในปี 2554 และปรับเป้าหมายการใช้น้ำมันไบโอดีเซล ลดลงจาก 4 ล้านลิตรต่อวัน เป็น 3 ล้านลิตรต่อวัน เพื่อให้สอดคล้องกับความต้องการน้ำมันดีเซลที่ได้ชะลอตัวลงจากอดีตที่เคยคาด การณ์ไว้
3.3 สรุปเป้าหมายแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ในช่วงปี 2551 -2554 โดยเปรียบเทียบเป้าหมายอนุรักษ์พลังงานในปี 2554 ระหว่างแผนเดิม (26 ธันวาคม 2549) กับแผนที่ปรับปรุง ดังนี้
แผนงาน | เป้าหมายเดิม (26 ธันวาคม 2549) | เป้าหมายใหม่ | ||
ktoe | ร้อยละ | ktoe | ร้อยละ | |
(1) แผนงานเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน | 7,694 | 10.5 | 8,488 | 11.7 |
- สาขาอุตสาหกรรม | 3,832 | 5.2 | 3,981* | 5.5 |
- สาขาขนส่ง | 3,290 | 4.5 | 3,290 | 4.5 |
- การจัดการด้านการใช้พลังงาน | 572 | 0.8 | 1,217 | 1.7 |
(2) แผนงานด้านพลังงานทดแทน | 11,311 | 15.4 | 11,206 | 15.5 |
- ส่งเสริม NGV | 4,348 | 5.9 | 4,518 | 6.2 |
- พลังงานหมุนเวียน ** | 6,963 | 9.5 | 6,688 | 9.2 |
* เป็นเป้าหมายที่ได้ปรับตามข้อสังเกตุของที่ประชุมโดยนำการปรับโครงสร้างอุตสาหกรรมเข้ามารวมแล้ว
** เป้าหมายของการใช้พลังงานหมุนเวียนจำแนกประเภทได้ดังนี้
ประเภทพลังงาน | ไฟฟ้า | ความร้อน | เชื้อเพลิงชีวภาพ | รวม | ||
MW | ktoe | ktoe | ล้านลิตร/วัน | ktoe | ktoe | |
แสงอาทิตย์ | 45 | 4 | 5 | - | - | 9 |
พลังลม | 115 | 13 | - | - | - | 13 |
ไฟฟ้าพลังน้ำ | 156 | 17 | - | - | - | 18 |
ชีวมวล | 2,800 | 941 | 3,660 | - | - | 4,601 |
ขยะ | 100 | 45 | - | - | - | 45 |
ก๊าซชีวภาพ* | 60 | 27 | 370 | - | - | 397 |
เอทานอล | - | - | - | 2.4 | 653 | 653 |
ไบโอดีเซล | - | - | - | 3.0 | 953 | 953 |
รวม | 3,276 | 1,047 | 4,035 | 5.4 | 1,606 | 6,688 |
4. จากการทบทวนแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ที่เหลืออยู่ในช่วงปี 2551- 2554 ทำให้ทราบศักยภาพ ลำดับความสำคัญของงาน แนวทางดำเนินการ และมาตรการผลักดันที่ชัดเจน โดยส่วนหนึ่งจำเป็นต้องใช้เงินกองทุนฯ ในวงเงินรวมประมาณ 16,132,273, 859 บาท เข้าไปช่วยเหลือ อุดหนุน หรือใช้เป็นเงินทุนหมุนเวียนเพื่อ เร่งรัดให้การดำเนินงานเกิดผลสัมฤทธิ์บรรลุเป้าหมายที่กำหนดไว้ ประกอบด้วย 3 แผนงาน เรียงตามลำดับความสำคัญ คือ 1) แผนพลังงานทดแทน 2) แผนเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และ 3) แผนงานบริหารทางกลยุทธ์
5 ประมาณการรายจ่ายตามแผนฯ โดยไม่รวมงานบริหารและโครงการอื่นๆ ในช่วงปี 2552-2554 ที่จะเสนอคณะกรรมการกองทุนฯ พิจารณาเพิ่มเติมในแต่ละปี ซึ่งคาดว่าจะมีวงเงินประมาณ 3,000 ล้านบาท/ปี หรือมากกว่านั้นตามความจำเป็นและเหมาะสม สำหรับในปี 2551 มีวงเงิน 8,675,323,859 บาท เป็นเงินที่จะได้รับคืนเนื่องจากมีเงินทุนหมุนเวียนรวมอยู่ด้วยจำนวน 4,400 ล้านบาท ประกอบด้วย โครงการเงินหมุนเวียนเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน โครงการส่งเสริมการลงทุน และโครงการส่งเสริมการใช้หลอดผอมใหม่ (T5) จำนวน 2,000 500 และ 1,900 ล้านบาท ตามลำดับ
6 . กพช. ในการประชุม เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 ได้เห็นชอบการปรับเพิ่มอัตราส่งเงินเข้ากองทุนฯ สำหรับน้ำมันเบนซิน ก๊าด ดีเซล และเตาที่ผลิตในประเทศและนำเข้า จาก 4 สตางค์ต่อลิตร เป็น 7 สตางค์ต่อลิตร และสำหรับน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 6.3 สตางค์ต่อลิตร และกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจะโอนเงินตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี จำนวน 3, 000 ล้านบาท มาสมทบเป็นรายได้ให้กับกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ในเดือนธันวาคม 2550 หรือมกราคม 2551 เพื่อให้ฐานะการเงินของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานมีสภาพคล่อง เพียงพอที่จะช่วยเหลือส่งเสริมให้มีการผลิตและใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ และใช้พลังงานทดแทนให้มากขึ้น
7. จากประมาณการรายจ่าย พบว่าสภาพคล่องของฐานะทางการเงินของกองทุนฯ เป็นดังนี้
8. เพื่อให้กองทุนฯ มีสภาพคล่องเพียงพอ จึงขอปรับเพิ่มอัตราส่งเงินเข้ากองทุนฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล จาก 7 สตางค์ต่อลิตร เป็น 25 สตางค์ต่อลิตร เริ่มประมาณเดือนธันวาคม 2550 หรือมกราคม 2551 ในวันเดียวกับการประกาศลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับ น้ำมันเบนซินและดีเซล 18 สตางค์ต่อลิตร เพื่อไม่ให้มีผลกระทบต่อราคาน้ำมันเชื้อเพลิง ซึ่งจะทำให้ฐานะการเงินของกองทุนฯ มีความคล่องตัวเพิ่มขึ้นดังนี้
มติของที่ประชุม
1.อนุมัติแผนอนุรักษ์พลังงาน และแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ระยะที่ 3 ในช่วงปี 2551-2554 และให้คณะกรรมการกองทุนฯ จัดสรรเงินกองทุนฯ สำหรับใช้จ่ายตามแผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2551-2554 ตามเอกสารประกอบวาระ 3.1.2โดยให้ฝ่ายเลขานุการฯ ดำเนินการปรับเป้าหมายในการเพิ่มประสิทธิภาพการใช้พลังงานในภาคอุตสาหกรรม ในส่วนของมาตรการปรับโครงสร้างอุตสาหกรรม โดยให้คงเป้าหมายเดิมตามกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน ระยะที่ 3 ในช่วงปี 2551-2554 ที่ กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 ได้ให้ความเห็นชอบไว้แล้ว
2.กำหนดอัตราการส่งเงินเข้ากองทุนฯ สำหรับน้ำมันเบนซินและดีเซล เป็นอัตรา 25 สตางค์ต่อลิตร ตามที่คณะกรรมการกองทุนฯ เสนอ
เรื่องที่ 2 แนวทางในการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากสถานการณ์ราคาน้ำมันในตลาดโลกในช่วงปลายปี 2546 ถึงต้นปี 2547 ได้ปรับตัวสูงขึ้น รัฐบาลในขณะนั้นจึงได้มีนโยบายให้ตรึงราคาน้ำมันเชื้อเพลิง และได้มีการจัดตั้งสถาบันบริหารกองทุนพลังงานขึ้น เพื่อจัดหาเงินกู้และออกพันธบัตรให้กองทุนน้ำมันฯ เพื่อนำไปจ่ายชดเชยราคาน้ำมันตั้งแต่วันที่ 10 มกราคม 2547 ถึงวันที่ 13 กรกฎาคม 2548 ส่งผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีภาระหนี้สินสะสมทั้งสิ้น 92,054 ล้านบาท
2. จากระดับราคาขายปลีกน้ำมันที่ปรับตัวสูงขึ้น ทำให้ปริมาณการใช้น้ำมันในประเทศลดลงส่งผลให้รายได้ของกองทุนน้ำมันฯ ลดลงด้วย ในขณะที่ภาระการส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนเพิ่มสูงขึ้น ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีเงินไม่เพียงพอต่อการชำระหนี้ กบง.ในการประชุมเมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2549 จึงได้เห็นชอบให้ปรับระดับเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซินแก๊สโซฮอล์และดีเซลเพิ่มขึ้น 1.50 บาท/ลิตร จาก 2.50 บาท/ลิตร เป็น 4.00 บาท/ลิตร ซึ่งกระทรวงพลังงานได้ทยอยปรับเพิ่มอัตราเงินเข้ากองทุนฯ โดยหาจังหวะเวลาที่ราคาน้ำมันในตลาดโลกลดลง เพื่อมิให้ราคาขายปลีกน้ำมันในประเทศสูงขึ้น ทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายได้เพิ่มขึ้นจากระดับ 2,299 ล้านบาท/เดือน เป็น 4,156 ล้านบาท/เดือน
3. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 18 กันยายน 2550 มีเงินสดสุทธิ 16,985 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 27,417 ล้านบาท แยกเป็น 1) หนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท แบ่งเป็น 2 งวดๆ ละ 8,800 ล้านบาท ซึ่งจะครบกำหนดในเดือนตุลาคม 2550 และตุลาคม 2551 ตามลำดับ 2) หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมัน ค้างชำระ 990 ล้านบาท 3) หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 8,066 ล้านบาท 4) ภาระดอกเบี้ย (ดอกเบี้ยพันธบัตรอายุ 2 และ 3 ปี) 761 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 10,432 ล้านบาท และจากการประมาณการกระแสเงินของกองทุนน้ำมันฯ คาดว่าฐานะกองทุนน้ำมันฯ จะเป็นบวกประมาณกลางเดือนธันวาคม 2550 ทั้งนี้ ได้มีการสะสมเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับใช้หนี้พันธบัตรงวดที่ 2 จำนวน 8,800 ล้านบาท ซึ่งมีกำหนดเวลาการจ่ายเงินคืนในเดือนตุลาคม 2551 ไว้ครบถ้วนแล้ว และมีการโอนเงินให้แก่กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3,000 ล้านบาท ตามมติคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อวันที่ 18 มิถุนายน 2550 ภายในเดือนธันวาคม 2550 แล้ว
4. เมื่อวันที่ 17 กันยายน 2550 ได้มีการประชุมหารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในระดับรัฐมนตรี ประกอบด้วย กระทรวงการคลัง กระทรวงคมนาคม และกระทรวงพลังงาน เรื่อง แนวทางการนำเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มาสนับสนุนการลงทุนโครงการพัฒนาระบบการขนส่งขนาดใหญ่ โดยผลการหารือเห็นควรให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ ไปสนับสนุนการลงทุนในโครงการพัฒนาระบบการขนส่ง ซึ่งจะช่วยลดการใช้น้ำมันของประเทศ และประชาชนได้รับประโยชน์อย่างทั่วถึง ตามสัดส่วนการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ของประชาชนในภูมิภาคต่างๆ โดยให้กระทรวงคมนาคมจัดทำหลักเกณฑ์การพิจารณาโครงการระบบขนส่งที่จะนำมา พัฒนา และข้อเสนอแผนงานและกรอบงบประมาณของโครงการพัฒนาระบบการขนส่งที่ต้องการ เสนอต่อ กพช. ในการอนุมัติให้นำเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปพัฒนาระบบขนส่ง
5. แนวทางการบริหารกองทุนน้ำมันฯ ภายหลังการใช้หนี้หมดแล้ว ควรจัดสรรออกเป็น 3 ส่วน คือ
ส่วนที่ 1 โอนอัตราการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ให้กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานจัดเก็บแทนในอัตราประมาณ 0.50 บาทต่อลิตร ซึ่งจะทำให้มีเงินไหลเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงาน เพื่อนำไปสนับสนุนการลงทุนในโครงการพัฒนาระบบขนส่งประมาณ 1,000 ล้านบาทต่อเดือน
ส่วนที่ 2 ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ประมาณ 0.50 บาทต่อลิตร เพื่อลดราคาขายปลีก น้ำมันเชื้อเพลิงให้แก่ประชาชน
ส่วนที่ 3 เก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เพื่อสะสมไว้เป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุกเฉินที่อาจจำเป็นต้องมีการตรึงราคา น้ำมันในช่วงสั้นๆ และเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินการป้องกันและแก้ไขปัญหาการขาดแคลนน้ำมันเชื้อ เพลิง การชดเชยราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว ส่งเสริมแก๊สโซฮอล์ ไบโอดีเซลและเชื้อเพลิงสะอาดอื่นๆ รวมทั้งเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับแผนงานปกติของกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน
จำนวน 10 โครงการ รวมเป็นเงิน 414,377 ล้านบาท โดยแยกเป็น โครงการที่พร้อมดำเนินการได้ทันที (พ.ศ. 2550 - 2555) จำนวนเงิน 97,075 ล้านบาท และโครงการที่ต้องศึกษารายละเอียดเพิ่มเติม จำนวนเงิน 317,302 ล้านบาท
7. กระทรวงพลังงานได้พิจารณานำเสนอแนวทางการปรับอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ และกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมันเบนซิน แก๊สโซฮอล์ ดีเซลหมุนเร็ว และไบโอดีเซล บี 5 ดังนี้
7.1 ปรับและโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้แก่กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ดังนี้
การปรับอัตรากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (บาท/ลิตร)
อัตรากองทุนน้ำมันฯปัจจุบัน | โอนให้กองทุนอนุรักษ์พลังงานเพื่อสนับสนุนแผนงานปรกติ* | โอนให้กองทุนอนุรักษ์พลังงานสำหรับโครงการขนส่งฯ | เพื่อลดราคาขายปลีกน้ำมัน | อัตราเงินส่งกองทุนน้ำมันฯ ที่คงไว้ | |
เบนซิน 95 | 4.0000 | 0.1800 | 0.5000 | 0.5000 | 2.8200** |
เบนซิน 91 | 3.7000 | 0.1800 | 0.5000 | 0.5000 | 2.5200** |
แก๊สโซฮอล์ 95 | 0.9000 | 0.1870 | 0 - 0.50*** | 0.5000 | 0.21300 |
แก๊สโซฮอล์ 91 | 0.4000 | 0.1870 | 0 - 0.50*** | 0.5000 | -0.28700 |
ดีเซล | 1.5000 | 0.1800 | 0.5000 | 0.5000 | 0.3200 |
ไบโอดีเซล บี 5 | 1.0000 | 0.1835 | 0 - 0.50*** | 0.5000 | 0.3165 |
หมายเหตุ : 1. * เป็นการโอนเงินให้กองทุนอนุรักษ์ฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายตามแผนอนุรักษ์พลังงานตามที่เสนอ ในระเบียบวาระ 3. 1
2. ** ยังคงต้องเก็บเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 เพื่อรักษาความแตกต่างของราคาน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ในระดับ 3.50 บาท/ลิตร ตามมาตรการสนับสนุนแก๊สโซฮอล์
3. *** ในระยะแรกกำหนดอัตราการโอนอัตรากองทุนน้ำมันฯ ไปยังกองทุนเพื่อส่งเสริมฯ ของน้ำมันเชื้อเพลิง ชีวภาพในระดับ 0 บาท/ลิตร โดยให้อำนาจประธาน กพช. พิจารณาปรับเพิ่มอัตราการโอนในอนาคต สูงขึ้นได้ถึง 0.50 บาท/ ลิตร ตามภาวการณ์ที่เห็นว่าเหมาะสม
ในระยะแรกให้กำหนดอัตราการโอนเงินกองทุนน้ำมันฯ ไปยังกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานเพื่อสนับสนุนโครงการด้านการขน ส่ง สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงชีวภาพในระดับ 0 บาท/ ลิตร โดยขอให้ กพช. มอบอำนาจให้ประธานเป็นผู้พิจารณาปรับเพิ่มอัตราการโอนในอนาคตได้ถึง 0.50 บาท/ ลิตร ตามภาวการณ์ที่เห็นว่าเหมาะสม สำหรับการเพิ่มและปรับอัตราเงินกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน และการลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ จะต้องกระทำในวันเดียวกัน ทั้งนี้ ให้เริ่มดำเนินการเมื่อฐานะกองทุนน้ำมันฯ เป็นบวกแล้ว (ประมาณกลางเดือนธันวาคม 2550 ) และต้องมีการดำเนินการเพื่อออกประกาศ กพช. เพื่อกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมัน เบนซิน แก๊สโซฮอล์ ดีเซล และไบโอดีเซล บี 5 เป็น 0.7500, 0.2500, 0.7500 และ 0.2500 บาท/ ลิตร ตามลำดับ และประกาศ กบง. เพื่อปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ
7.2 เพื่อให้เป็นไปตามมาตรา 4 (4) และมาตรา 28 (1) ของพระราชบัญญัติการส่งเสริม การอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ.2535 ควรมอบหมายให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานรับไปจัดทำ แนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนในการสนับสนุนโครงการด้าน ระบบขนส่ง และนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้ปรับโอนอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้แก่กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน เมื่อฐานะกองทุนน้ำมันเป็นบวก ดังนี้
การปรับอัตรากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (บาท/ลิตร)
โอนให้กองทุนอนุรักษ์พลังงานเพื่อสนับสนุนแผนงานปรกติ | โอนให้กองทุนอนุรักษ์พลังงานสำหรับโครงการขนส่งฯ | เพื่อลดราคา ขายปลีกน้ำมัน | |
เบนซิน 95 | 0.1800 | 0.5000 | 0.5000 |
เบนซิน 91 | 0.1800 | 0.5000 | 0.5000 |
แก๊สโซฮอล์ 95 | 0.1870 | 0 - 0.5000 | 0.5000 |
แก๊สโซฮอล์ 91 | 0.1870 | 0 - 0.5000 | 0.5000 |
ดีเซล | 0.1800 | 0.5000 | 0.5000 |
ไบโอดีเซล บี 5 | 0.1835 | 0 - 0.5000 | 0.5000 |
โดยในระยะแรกให้โอนอัตรากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์และไบโอดีเซล ไปยังกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่งใน ระดับ 0 บาท/ลิตร และมอบอำนาจให้ประธาน กพช. เป็นผู้พิจารณาปรับเพิ่มการโอนอัตรากองทุนของน้ำมันแก๊สโซฮอล์และไบโอดีเซล ในอนาคตสูงขึ้นได้ถึง 0.50 บาท/ลิตร ตามภาวการณ์ที่เห็นว่าเหมาะสม
ทั้งนี้ ให้ปรับเพิ่มการโอนอัตรากองทุนน้ำมันฯ ไปยังกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานสำหรับโครงการพัฒนาระบบขนส่ง เป็น 0.70 บาท/ลิตร เมื่อกองทุนน้ำมันฯ ได้สะสมเงินไว้สำหรับเป็นค่าใช้จ่ายในภาวะฉุกเฉินและเพื่อแก้ไขและป้องกัน ภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิงได้เพียงพอแล้ว โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาปริมาณเงินกองทุนน้ำมันฯ ที่เหมาะสมต่อไป
2.มอบหมายให้ สนพ. ในฐานะฝ่ายเลขานุการฯ รับไปดำเนินการออกประกาศ กพช. และนำเสนอ กบง. เพื่อพิจารณาปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ให้สอดคล้องกับมติ กพช. ตามข้อ 1 โดยให้กระทำในวันเดียวกัน ดังนี้
- 2.1 ประกาศ กพช. เพื่อกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานของน้ำมัน เบนซิน แก๊สโซฮอล์ ดีเซล และไบโอดีเซล บี 5 เป็น 0.7500, 0.2500, 0.7500 และ 0.2500 บาท/ ลิตร ตามลำดับ
- 2.2 ประกาศ กบง. เพื่อปรับลดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันเบนซิน 95 เบนซิน 91 แก๊สโซฮอล์ 95 แก๊สโซฮอล์ 91 ดีเซล และไบโอดีเซล บี 5
3.มอบหมายให้คณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานรับไป จัดทำแนวทาง หลักเกณฑ์ เงื่อนไขและลำดับความสำคัญของการใช้จ่ายเงินกองทุนในการสนับสนุนโครงการด้าน ระบบขนส่ง เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้ยกร่างปรับปรุงแก้ไขพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ซึ่งผ่านความเห็นชอบของรัฐสภาแล้วเมื่อวันที่ 29 สิงหาคม 2550 โดยปัจจุบัน (กันยายน 2550) อยู่ระหว่างดำเนินการเพื่อทูลเกล้าพระบาทสมเด็จพระเจ้าอยู่หัวฯ ลงพระปรมาภิไธย และจากการแก้ไขพระราชบัญญัติดังกล่าวจำเป็นต้องดำเนินการปรับปรุงกฎหมาย ลำดับรองที่ออกตามมาด้วย พพ. จึงได้เตรียมศึกษา วิเคราะห์ และยกร่างกฎหมายลำดับรอง โดยดำเนินการรวบรวมปัญหา อุปสรรค พร้อมข้อเสนอแนะ และได้จัดให้มีการสัมมนาเพื่อรับฟังความคิดเห็นในการแก้ไขเพิ่มเติมกฎหมาย ดังกล่าวแล้วเมื่อวันที่ 24 เมษายน 2550 รวมทั้งได้นำเสนอคณะกรรมการพิจารณาปรับปรุงแก้ไขกฎหมายกระทรวงพลังงาน พิจารณา ซึ่งคณะกรรมการฯ ได้ให้ความเห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการจัดการพลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม พ.ศ. .... แล้ว เมื่อวันที่ 24 กันยายน 2550
2. ตามมาตรา 9 และมาตรา 21 แห่งพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 กำหนดให้เจ้าของโรงงานควบคุมและเจ้าของอาคารควบคุมต้องอนุรักษ์พลังงาน โดยตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานในโรงงาน หรืออาคารของตนให้เป็นไปตามมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการที่กำหนดในกฎกระทรวง ซึ่งในส่วนของการอนุรักษ์พลังงานในอาคารควบคุม ได้มีการออกกฎกระทรวงเรียบร้อยแล้ว แต่ค่ามาตรฐานบังคับสำหรับอาคารควบคุมที่กำหนดไว้ในกฎกระทรวง มีปัญหาในการบังคับใช้กับอาคารที่ก่อสร้างตามแบบเดิม ซึ่งมิได้ออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จึงทำให้ค่าการใช้พลังงานสูงกว่าค่ามาตรฐาน ดังนั้นอาคารเก่าจึงควรใช้การจัดการพลังงานแทนการกำหนดมาตรฐาน การใช้พลังงาน และสำหรับโรงงานควบคุมยังไม่มีการกำหนดค่ามาตรฐานการใช้พลังงานเนื่อง จากกระทำได้ยาก เพราะการใช้พลังงานของภาคอุตสาหกรรมแต่ละประเภทมีความแตกต่างกัน ซึ่งแนวทางที่จะสามารถดำเนินการได้ คือ การดำเนินการด้านจัดการพลังงาน อย่างไรก็ตาม เนื่องจากในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ไม่ได้กำหนดมาตรการด้านการจัดการพลังงานของโรงงานควบคุมและอาคารควบคุมไว้ ดังนั้นกระทรวงพลังงานจึงได้ปรับปรุงแก้ไขพระราชบัญญัติฯ ให้สามารถดำเนินการได้
3. การยกร่างกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการจัดการพลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม พ.ศ. .... มีเหตุผลและความจำเป็น คือ เพื่อให้เจ้าของโรงงานควบคุมและเจ้าของอาคารควบคุมมีแนวทางการปฏิบัติที่ ชัดเจนในเรื่องของการจัดการพลังงาน และเพื่อให้มีข้อมูลที่ใช้เป็นฐานในการประเมินประสิทธิภาพของการจัดการ พลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม รวมทั้ง กำหนดให้เจ้าของโรงงานควบคุมและเจ้าของอาคารควบคุมต้องดำเนินการเพื่อให้ เกิดประสิทธิภาพในการใช้พลังงาน
4. สาระสำคัญในการจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการจัดการพลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม พ.ศ. .... ประกอบด้วย 1 ) การกำหนดคำนิยามต่างๆ ที่ใช้ในกฎกระทรวงฯ เช่น โรงงานควบคุม อาคารควบคุม เจ้าของโรงงานควบคุม เจ้าของอาคารควบคุม และผู้ตรวจสอบพลังงาน 2 ) กำหนดหน้าที่ให้เจ้าของโรงงานควบคุม และเจ้าของอาคารควบคุมดำเนินการอนุรักษ์พลังงาน โดยการจัดการพลังงาน ทั้งนี้ โดยมีวิธีการ รูปแบบ และขั้นตอนการดำเนินการจัดการพลังงานเป็นไปตามที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด 4 ) ในการดำเนินการจัดการพลังงานให้เจ้าของโรงงานควบคุมและเจ้าของอาคารควบคุม ส่งรายงานผลการตรวจสอบ และรับรองการจัดพลังงานให้แก่อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ภายในเดือนมีนาคมของทุกปี ตามแบบและวิธีการที่รัฐมนตรีประกาศกำหนด
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดมาตรฐาน หลักเกณฑ์ และวิธีการจัดการพลังงานในโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม พ.ศ. .... (ตามเอกสารประกอบวาระที่ 3.3.2)
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ ที่ได้รับความเห็นชอบ ตามข้อ 1 เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
สรุปสาระสำคัญ
1. เพื่อส่งเสริมให้มีการอนุรักษ์พลังงานในเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุอุปกรณ์เพื่อการอนุรักษ์พลังงาน รวมทั้งส่งเสริมให้มีการผลิตและจำหน่ายเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานในท้องตลาดให้เพิ่ม ขึ้น พพ. จึงได้จัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ออกตามความในพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 จำนวน 6 ฉบับ โดยว่าจ้างมหาวิทยาลัยมหิดลเป็นที่ปรึกษาดำเนินการประกอบด้วย 1) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องปรับอากาศประสิทธิภาพสูง 2) ร่างกฎกระทรวงกำหนดตู้เย็นประสิทธิภาพสูง 3) ร่างกฎกระทรวงกำหนดพัดลมไฟฟ้ากระแสสลับชนิดตั้งโต๊ะและติดผนัง และชนิดตั้งพื้นประสิทธิภาพสูง 4) ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้าประสิทธิภาพสูง 5) ร่างกฎกระทรวงกำหนดหม้อหุงข้าวไฟฟ้าประสิทธิภาพสูง 6) ร่างกฎกระทรวงกำหนดกระติกน้ำร้อนไฟฟ้าประสิทธิภาพสูง นอกจากนี้ พพ. ยังได้ดำเนินการทบทวนและจัดทำร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักรอุปกรณ์ ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ซึ่ง พพ. ได้ว่าจ้างมหาวิทยาลัยมหิดลและมหาวิทยาลัยเทคโนโลยี พระจอมเกล้าธนบุรีเป็นที่ปรึกษาดำเนินการในปีงบประมาณ 2548 อีกจำนวน 2 ฉบับ คือ ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องทำน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศประสิทธิภาพสูง และร่างกฎกระทรวงกำหนดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน
2. ต่อมา พพ. ได้เวียนร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 8 ฉบับ ดังกล่าว เพื่อขอความเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการด้านมาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน เมื่อวันที่ 21 สิงหาคม 2550 และได้นำร่างกฎกระทรวงฯ ดังกล่าว พร้อมบันทึกหลักการและเหตุผลประกอบร่างกฎกระทรวงฯ เสนอต่อที่ประชุมคณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงาน พิจารณาให้ความเห็นชอบแล้วเมื่อวันที่ 18 กันยายน 2550
3. ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 8 ฉบับ ดังกล่าว มีสาระสำคัญดังนี้ 1) กำหนดนิยามต่างๆ ที่ใช้ในกฎกระทรวง ได้แก่ เครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูงและวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงานแต่ละ ประเภทตามชื่อของกฎกระทรวง ค่าอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงาน ผู้ผลิต และผู้จำหน่าย เป็นต้น 2) กำหนดค่าอัตราส่วนประสิทธิภาพของเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน และให้อำนาจรัฐมนตรีในการทบทวนการประกาศกำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานอย่าง น้อยทุกห้าปี โดยคำนึงถึงสภาพเศรษฐกิจ นโยบายด้านพลังงานของรัฐบาล ความพร้อมของการผลิตและจำหน่ายแต่ละผลิตภัณฑ์ ตลอดจนการส่งเสริมและช่วยเหลือผู้ผลิตและผู้จำหน่าย 3) กำหนดสูตรการคำนวณหาค่าอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน 4) ให้การทดสอบ หาค่าประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องจักรอุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน ต้องกระทำโดยหน่วยงานที่อธิบดีประกาศกำหนด 5) ให้มาตรฐานและวิธีการทดสอบหาค่าประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องจักรอุปกรณ์ ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน เป็นไปตามที่อธิบดีประกาศกำหนด
4. การกำหนดค่าอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานที่กำหนดไว้ในร่างกฎกระทรวง จำนวน 8 ฉบับ ดังกล่าว เป็นดังนี้
4 .1 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องปรับอากาศประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดของเครื่องปรับอากาศ คือ ขนาดน้อยกว่า 8,000 วัตต์ และ ขนาดตั้งแต่ 8,000 ถึงไม่เกิน 12,000 วัตต์ มีค่าอัตราส่วนประสิทธิภาพพลังงาน 3.22 - 4.10 (วัตต์ต่อวัตต์) และกรณีเครื่องปรับอากาศประเภทที่แตกต่างจากที่กำหนดให้คณะอนุกรรมการด้าน มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน ตามที่กระทรวงพลังงานแต่งตั้ง เป็นผู้เสนอค่าประสิทธิภาพพลังงานของเครื่องปรับอากาศต่อรัฐมนตรีเพื่อ พิจารณาประกาศกำหนด
4 .2 ร่างกฎกระทรวงกำหนดตู้เย็นประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานในรูปของไฟฟ้าที่ใช้ต่อปี ตามปริมาตรปรับเทียบของตู้เย็นดังนี้
(1 ) ตู้เย็น 1 ประตู แบบการขจัดฝ้าน้ำแข็งด้วยมือ และแบบการขจัดฝ้าน้ำแข็งกึ่งอัตโนมัติ
- AV มีค่าน้อยกว่า 100 ลูกบาศก์เดซิเมตร ใช้ไฟฟ้าต่อปี (0.68AV + 255) ถึง (0.60AV + 224) กิโลวัตต์-ชั่วโมง
- AV มีค่าตั้งแต่ 100 ลูกบาศก์เดซิเมตร ขึ้นไป ใช้ไฟฟ้าต่อปี(0.39AV + 145) ถึง (0.34AV + 128) กิโลวัตต์-ชั่วโมง
(2 ) ตู้เย็น 2 ประตูขึ้นไป แบบการขจัดฝ้าน้ำแข็งด้วยมือ แบบการขจัดฝ้าน้ำแข็งกึ่งอัตโนมัติ และแบบการขจัดฝ้าน้ำแข็งอัตโนมัติ
- AV มีค่าน้อยกว่า 450 ลูกบาศก์เดซิเมตร ใช้ไฟฟ้าต่อปี (0.39AV + 388) ถึง (0.34AV + 342) กิโลวัตต์-ชั่วโมง
- AV มีค่าตั้งแต่ 450 ลูกบาศก์เดซิเมตร ขึ้นไป ใช้ไฟฟ้าต่อปี (0.68AV + 388) ถึง (0.60AV + 342) กิโลวัตต์-ชั่วโมง
4 .3 ร่างกฎกระทรวงกำหนดพัดลมไฟฟ้ากระแสสลับชนิดตั้งโต๊ะและติดผนัง และชนิดตั้งพื้นประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานในรูปของค่าใช้งานของ พัดลมไฟฟ้ากระแสสลับชนิดตั้งโต๊ะและติดผนัง และชนิดตั้งพื้นโดย กำหนดตามขนาดของใบพัดดังนี้
(1 ) ชนิด ตั้งโต๊ะและติดผนัง และชนิดตั้งพื้น ขนาดใบพัด 300 มิลลิเมตร มีค่าใช้งาน ตั้งแต่ 1.01 ถึง 1.35 ลบ.ม. ต่อนาทีต่อวัตต์
(2 ) ชนิด ตั้งโต๊ะและติดผนัง และชนิดตั้งพื้น ขนาดใบพัด 400 มิลลิเมตร มีค่าใช้งาน ตั้งแต่ 1.21 ถึง 1.75 ลบ.ม.ต่อนาทีต่อวัตต์
4.4 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องทำน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดความสามารถในการทำความเย็นที่ภาระเต็ม พิกัดของเครื่องทำน้ำเย็น สำหรับระบบปรับอากาศที่ระบุตามตารางดังต่อไปนี้
ประเภทของเครื่องทำน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศ | ขนาดความสามารถในการทำความเย็นที่ภาระเต็มพิกัด ของเครื่องทำน้ำเย็น สำหรับระบบปรับอากาศ(ตันความเย็น) | ค่าสมรรถนะ ของเครื่องทำน้ำเย็นสำหรับระบบปรับอากาศ (กิโลวัตต์ต่อตันความเย็น) | |||
ชนิดการระบายความร้อน | แบบของเครื่องอัด | ||||
ระบายความร้อนด้วยอากาศ | ทุกแบบ | ทุกขนาด | 1.12 - 0.95 | ||
ระบายความร้อนด้วยน้ำ | แบบลูกสูบ | ทุกขนาด | 0.88- 0.75 | ||
ระบายความร้อนด้วยน้ำ | แบบโรตารี แบบสกรู หรือแบบสครอลล์ | ทุกขนาด | 0.70 - 0.60 | ||
ระบายความร้อนด้วยน้ำ | แบบแรงเหวี่ยง | น้อยกว่า 300 | 0.67 - 0.54 | ||
ตั้งแต่ 300 ขึ้นไป | 0.61 - 0.50 |
4.5 ร่างกฎกระทรวงกำหนดกระจกเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานในรูปของค่าสัมประสิทธิ์การส่งผ่านความร้อน จากรังสีอาทิตย์ 0.55 - 0.30 และค่าการส่องผ่านของแสงธรรมชาติต่อค่าสัมประสิทธิ์การส่งผ่านความร้อน จากรังสีอาทิตย์ 1.20 - 1.60
4.6 ร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้าประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพพลังงานตามขนาดกำลังไฟฟ้าของเครื่องทำน้ำอุ่นไฟฟ้า โดยขนาดน้อยกว่า 4,000 วัตต์, ขนาดตั้งแต่ 4,000 ถึง 5,500 วัตต์, และขนาดมากกว่า 5,500 วัตต์ มีค่าประสิทธิภาพพลังงานร้อยละ 80 - 95
4.7 ร่างกฎกระทรวงกำหนดหม้อหุงข้าวไฟฟ้าประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนตามขนาดกำลังไฟฟ้าของหม้อหุงข้าวไฟฟ้า โดยขนาด น้อยกว่า 400, ขนาดตั้งแต่ 400 ถึง 600, ขนาดมากกว่า 600 ถึง 800, และขนาดมากกว่า 800 วัตต์ มีค่าประสิทธิภาพ การทำความร้อน ร้อยละ 87 - 95
4.8 ร่างกฎกระทรวงกำหนดกระติกน้ำร้อนไฟฟ้าประสิทธิภาพสูง พ.ศ. .... กำหนดค่าประสิทธิภาพการทำความร้อนตามขนาดความจุของกระติกน้ำร้อนไฟฟ้า โดยขนาดน้อยกว่า 2.4 ขนาด ตั้งแต่ 2.4 ถึง 3.0, และขนาดมากกว่า 3.0 ลูกบาศก์เดซิเมตรมีค่าประสิทธิภาพการทำความร้อน ร้อยละ 93 - 98
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างกฎกระทรวงกำหนดเครื่องจักร อุปกรณ์ประสิทธิภาพสูง และวัสดุเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 8 ฉบับ ตามเอกสารประกอบวาระที่ 3.4
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานนำร่างกฎกระทรวงฯ จำนวน 8 ฉบับ ที่ได้รับความเห็นชอบ ตามข้อ 1 เสนอคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบ และส่งให้สำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกาตรวจร่างต่อไป
เรื่องที่ 5 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มิถุนายน - 24 กันยายน 2550)
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยในเดือนกันยายน 2550 (1 - 24 กันยายน 2550) อยู่ที่ระดับ 72.56 และ 76.19 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนพฤษภาคม 10.88 และ 8.57 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากในเดือนมิถุนายนเกิดก่อการร้ายในประเทศไนจีเรียบุกยึดสถานีสูบถ่าย น้ำมัน 2 แห่ง ได้แก่ สถานีของบริษัท Eni และสถานีของบริษัทเชฟรอน ส่งผลให้ต้องหยุดการผลิตน้ำมันดิบรวม 82,000 บาร์เรลต่อวัน และในเดือนกรกฎาคมบริษัทเชลล์ในไนจีเรียหยุดการผลิตน้ำมันดิบบริเวณ Western Delta ทำให้กำลังการผลิตลดลงรวม 475,000 บาร์เรลต่อวัน ประกอบกับรัฐมนตรีกระทรวงน้ำมันของอิหร่านแถลงว่าโอเปคอาจจะไม่พิจารณาเพิ่ม การผลิตน้ำมันในการประชุมครั้งต่อไป นอกจากนี้ในเดือนกันยายน บริษัทน้ำมันหลายรายในบริเวณอ่าวเม็กซิโกได้อพยพคนงานออกจากแท่นขุดเจาะ น้ำมัน และมีรายงานจาก Energy Information Administration (EIA) ว่าอุปทานน้ำมันดิบอาจตึงตัวและไม่เพียงพอต่อความต้องการในฤดูหนาว ขณะเดียวกันปริมาณการผลิตน้ำมันนอกชายฝั่งสหรัฐอเมริกายังหยุดดำเนินการอยู่ ร้อยละ 63
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 เฉลี่ยเดือนกันยายน 2550 (1 - 24 กันยายน 2550)อยู่ที่ระดับ 81.77 และ 80.66 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยปรับตัวลดลงจากเดือนพฤษภาคม 6.91 และ 7.18 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากโรงกลั่น 6 แห่งในญี่ปุ่นมีแผนเพิ่มปริมาณการผลิตน้ำมันเบนซินในเดือนกรกฎาคม 2550 ประกอบกับโรงกลั่นของสหรัฐอเมริกากลับมาดำเนินการหลังปิดฉุกเฉินและปิดซ่อม บำรุง อย่างไรก็ตาม ในเดือนกรกฎาคมราคาน้ำมันเบนซินได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเล็กน้อย จากข่าว Oman Refinery Company ออกประมูลซื้อน้ำมันเบนซิน 95 ปริมาณ 183,000 บาร์เรล และจีนมีแผนลดการส่งออกน้ำมันเบนซินในเดือนสิงหาคม 2550 ลงประมาณ 50,000 ตัน แต่ราคาน้ำมันในเดือนสิงหาคมได้ปรับลดลงตามราคาน้ำมันดิบและสภาพอากาศที่ เย็นลง ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันเบนซิน ในรถยนต์ของญี่ปุ่นลดลง นอกจากนี้ข่าวโรงกลั่นของปากีสถานปิดซ่อมบำรุง จึงงดส่งออกน้ำมันเบนซินออกเทน 90 ปริมาณ 85,000 - 170,000 บาร์เรลต่อเดือนตั้งแต่เดือนกันยายน - ธันวาคม 2550 และโรงกลั่น Onsan ของเกาหลีใต้ ปริมาณผลิต 240,000 บาร์เรลต่อวัน มีกำหนดปิดซ่อมบำรุงระหว่าง 8 - 29 ตุลาคม 2550 สำหรับราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยในเดือนกันยายน 2550 (1 - 24 กันยายน 2550) อยู่ที่ระดับ 90.18 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนพฤษภาคม 8.50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เนื่องจากมีความต้องการซื้อน้ำมันดีเซลกำมะถัน 0.05% ในภูมิภาคเพิ่มขึ้นจากเวียดนามซึ่งประกาศเปลี่ยนคุณภาพน้ำมันดีเซลสำหรับรถ ยนต์จากเดิมกำมะถัน 0.25% เป็น 0.05% เริ่มบังคับใช้ 1 กรกฎาคม 2550 และ Arbitrage Cargoes จากเอเชียไปขายยังชิลีและยุโรป ประกอบกับในเดือนกันยายนมีความต้องการใช้น้ำมันในประเทศอินเดียเพิ่มขึ้นใน ช่วงเทศกาล Ramadan
3. ในช่วงเดือนมิถุนายน - 24 กันยายน 2550 ได้มีการปรับราคาขายปลีกน้ำมันหลายครั้ง โดยล่าสุด ณ วันที่ 24 กันยายน 2550 ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ 95, 91 ดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ระดับ 29.99, 29.19, 26.49, 25.69, 27.34 และ 26.64 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนกันยายน 2550 คาดว่าราคาน้ำมันยังคงมีความผันผวน โดยราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 65 - 75 และ 70 - 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 75 - 85 และ 80 - 90 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากความต้องการใช้น้ำมันดีเซลที่เพิ่มมากขึ้นในช่วงฤดู หนาวและสภาวะเศรษฐกิจที่อาจส่งผลต่อการเปลี่ยนแปลงราคาน้ำมัน
5. สำหรับสถานการณ์ LPG พบว่าราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก ณ วันที่ 24 กันยายน 2550 ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนพฤษภาคม 2 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน อยู่ที่ระดับ 568 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบและน้ำมันเบนซิน ประกอบกับความต้องการซื้อในภูมิภาคที่เพิ่มขึ้นเพื่อใช้ในธุรกิจปิโตรเคมี และ Platts คาดการณ์ความต้องการใช้ LPG เพื่อเป็นวัตถุดิบสำหรับอุตสาหกรรมปิโตรเคมีในเอเชียเหนือจะทรงตัวในระดับ สูง ส่วนราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นในเดือนกันยายนอยู่ในระดับ 10.9706 บาทต่อกิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ที่ระดับ 0.9007 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 276.70 ล้านบาทต่อเดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 4.3043 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 30.13 ล้านบาทต่อเดือน สำหรับการคาดการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนตุลาคม คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 575 - 583 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
6. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล์ เดือนสิงหาคม 2550 มีผู้ผลิตเอทานอลเพียง 6 ราย จากผู้ประกอบการจำนวน 8 ราย ปริมาณการผลิตและการจำหน่ายรวม 0.50 และ 0.42 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ โดยราคาเอทานอลแปลงสภาพในไตรมาสที่ 1, 2 และ 3 ปี 2550 อยู่ที่ลิตรละ 19.33, 18.62 และ 16.82 บาทตามลำดับ ส่วนไตรมาส 4 มีแนวโน้มลดลงอยู่ที่ลิตรละ 15.33 บาท ขณะที่ปริมาณเอทานอลสำรองของผู้ค้าน้ำมัน ณ วันที่ 31 กรกฎาคม 2550 อยู่ที่ 21.47 ล้านลิตร สำหรับปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ในเดือนมิถุนายน - 15 กันยายน 2550 มีปริมาณรวม 4.10, 4.08, 4.21 และ 4.39 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ จากบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่ายจำนวน 11 บริษัท และสถานีบริการ 3,557 แห่ง ขณะเดียวกันปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ในช่วงเวลาเดียวกัน มีปริมาณ 0.58, 0.61, 0.72 และ 0.80 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ จากบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่ายจำนวน 3 บริษัท และสถานีบริการ 687 แห่ง
7. สำหรับน้ำมันไบโอดีเซล เดือนสิงหาคม 2550 มีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงานจำนวน 6 ราย กำลังการผลิตรวม 1,250,000 ลิตรต่อวัน และราคาไบโอดีเซลเฉลี่ยเดือนมิถุนายน - 15 กันยายน 2550 อยู่ที่ 30.95, 29.66, 29.43 และ 27.82 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ในช่วงเวลาเดียวกัน จำนวน 1.50, 1.67, 1.85 และ 1.97 ล้านลิตรต่อวัน หรือใช้ไบโอดีเซล (B100 ) เฉลี่ย 75,000 83,500 92,500 และ 98,500 ลิตรต่อวัน ตามลำดับ โดยมีบริษัทที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 2 ราย คือ ปตท. และบางจาก สถานีบริการรวม 770 สถานี ส่วนราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ 26.64 บาทต่อลิตร ซึ่งต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาทต่อลิตร อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เท่ากับ 1.00 บาทต่อลิตร
8. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 18 กันยายน 2550 มีเงินสดสุทธิ 16,985 ล้านบาท หนี้สินค้างชำระ 27,417 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 990 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 8,066 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ย (ดอกเบี้ยพันธบัตรอายุ 2 และ 3 ปี) 761 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 10, 432 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมฯ รับทราบ
เรื่องที่ 6 การทบทวนหลักเกณฑ์นโยบายราคาก๊าซธรรมชาติและการกำกับดูแล
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 13 สิงหาคม 2539 เห็นชอบแนวทางการกำกับดูแลการกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าผ่านท่อ และกำหนดให้มีการกำกับดูแลโดยคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และสำนักงานคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (สพช.) ต่อมาเมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2544 กพช. ได้ออกประกาศ ฉบับที่ 1/2544 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ สำหรับระบบท่อตามแผนแม่บทท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 และระบบท่อปัจจุบัน (ตามแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 1 และ 2) ที่มีการประเมินสินทรัพย์ใหม่หลังหมดอายุ เพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ มีความชัดเจน โปร่งใส และสร้างความเสมอภาคแก่ผู้ใช้รายต่างๆ รวมทั้งสร้างความมั่นใจให้กับผู้จำหน่าย ผู้ใช้ ตลอดจนสร้างแรงจูงใจให้กับผู้ดำเนินกิจการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อ และภาคเอกชนอื่นๆ ที่จะเข้ามามีส่วนร่วมในกิจการส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อในระยะยาว
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่อง แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาว และแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544 - 2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ซึ่งภายใต้มติดังกล่าวได้รวมถึงความเห็นชอบในหลักการการคิดค่าบริการสถานี LNG ซึ่งประกอบด้วย การให้บริการรับเรือนำเข้า LNG ขนถ่าย เก็บรักษา และแปลงสภาพจากของเหลวเป็นก๊าซ และขนส่งเข้าระบบท่อฯ ของ ปตท. เป็นส่วนหนึ่งของราคา LNG
3. สำหรับการซื้อขายก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน แบ่งเป็น 2 ลักษณะ คือ 1) สัญญาระยะยาวที่มีความแน่นอน (Firm) ซึ่งมีการตกลงปริมาณการซื้อขายที่ชัดเจน และผู้ใช้ก๊าซฯ ไม่สามารถเปลี่ยนไปใช้เชื้อเพลิงชนิดอื่นได้ง่าย และ 2) สัญญาที่ไม่แน่นอน (Non-Firm) เป็นสัญญาซื้อขายก๊าซฯ ที่ปริมาณการซื้อขายสามารถเปลี่ยนแปลงได้และผู้ใช้มีทางเลือกในการใช้เชื้อ เพลิงอื่นแทนก๊าซธรรมชาติได้ ทั้งนี้ โดยได้มีการแยกบทบาทของ ปตท. เป็น 2 ส่วน คือ บทบาทในฐานะของผู้ดำเนินกิจการขนส่งก๊าซฯ และบทบาทในฐานะของผู้ดำเนินกิจการจัดหาและจำหน่ายก๊าซฯ โดยมีโครงสร้างราคาก๊าซฯ = ราคาซื้อก๊าซฯ เฉลี่ยจากผู้รับสัมปทาน/นำเข้า + ค่าจัดหาและจำหน่าย (ให้เป็นบทบาทของธุรกิจการจัดหาและการจำหน่าย) + ค่าบริการส่งก๊าซฯ (ให้เป็นบทบาทของธุรกิจการขนส่ง)
4. เนื่องจากปัจจุบันสภาพเศรษฐกิจและสังคมได้มีการเปลี่ยนแปลงไปอย่างมาก ประกอบกับ ปตท. ได้เปลี่ยนแปลงสถานะจากรัฐวิสาหกิจเป็นบริษัทมหาชน โดยยังคงเป็นผู้จัดหาและจำหน่ายก๊าซฯ และผู้ขนส่งก๊าซฯ และยังอยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐ ทั้งในด้านกฎเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซฯ และค่าบริการส่งก๊าซฯ จึงควรมีการทบทวนและปรับปรุงนโยบายราคาก๊าซฯ และอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์ในปัจจุบัน
5. เนื่องจากแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทยในระยะยาวได้มีการกำหนดให้มี แผนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และประกาศ กพช. เมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2544 ได้มีข้อกำหนดให้มีการนำ LNG เข้ามาเฉลี่ยรวมใน POOL 3 ประกอบกับในปัจจุบันยังไม่มีการกำกับดูแลอัตราค่าบริการสถานี LNG รวมทั้งยังไม่มีการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณค่าบริการสถานี LNG ทั้งนี้ โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ควรประกอบไปด้วยราคาก๊าซธรรมชาติเหลวที่เป็นราคาเจรจาระหว่างผู้ซื้อและผู้ ขาย ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าและขนส่งเพื่อนำเข้า LNG และค่าบริการสถานี โดยมีสูตรดังต่อไปนี้
PLNG = ราคาเนื้อ LNG + ค่าบริการสถานี (LNG Terminal Tariff)
โดยกำหนดให้
ราคาเนื้อ LNG = ราคานำเข้า LNG ตามหลักการ First In First Out (FIFO) + ค่าใช้จ่ายในการนำเข้าและขนส่ง LNG
6. สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเห็นควรให้มีการกำหนด POOL ก๊าซธรรมชาติใหม่ โดยกำหนดให้ POOL 1 ยังคงเดิม แต่ให้รวม POOL 2 และ POOL 3 เป็น POOL เดียวกัน (โดยกำหนดให้เป็น POOL 2) ทั้งนี้ ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. รับซื้อจากรับสัมปทาน/ นำเข้าจะเหลือเพียงสอง POOL
7. อัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติในปัจจุบัน แบ่งเป็น 2 ส่วน คือ 1) Demand Charge ซึ่งคำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการที่คงที่ของระบบท่อส่งก๊าซฯ และ 2) Commodity Charge ซึ่งคำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการส่วนผันแปรของระบบท่อส่งก๊าซฯ โดยในส่วนของ Demand Charge ได้มีการกำหนดพื้นที่ในการคำนวณหาอัตราค่าบริการส่งก๊าซฯ โดยแบ่งออกเป็นสาม Zone คือ ระบบท่อส่งก๊าซฯ นอกชายฝั่งที่ระยอง ระบบท่อส่งก๊าซฯ นอกชายฝั่งที่ขนอม และระบบท่อส่งก๊าซฯ บนฝั่ง ตามลำดับ
8. จากสภาพเศรษฐกิจในปัจจุบัน ตลอดจนสถานการณ์และนโยบายของรัฐเกี่ยวกับก๊าซธรรมชาติ ได้เปลี่ยนแปลงไปอย่างมีนัยสำคัญในช่วง 5 - 6 ปีที่ผ่านมา ทำให้ข้อกำหนดภายใต้หลักเกณฑ์การคำนวณค่าบริการส่งก๊าซฯ ไม่สะท้อนสภาพเศรษฐกิจและสถานการณ์ในปัจจุบัน ดังนั้น สนพ. จึงได้ประชุมหารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องโดยเห็นว่าข้อกำหนดภายใต้ หลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติ และอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติตามประกาศ กพช. ฉบับที่ 1/2544 ที่ควรปรับปรุง เป็นดังนี้
8.1 อัตราผลตอบแทนการลงทุนที่แท้จริงในส่วนของทุน (IRR on Equity) ซึ่งถูกกำหนดไว้ที่ร้อยละ 16 อยู่ในระดับที่ค่อนข้างสูง และเสนอให้ปรับลดลงจาก ร้อยละ16 เป็นร้อยละ13.5 โดยพิจารณาจากค่าเฉลี่ยผลตอบแทนการลงทุนในส่วนของกิจการสาธารณูปโภคประเภท เดียวกัน
8.2 อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาว ซึ่งถูกกำหนดไว้ที่ร้อยละ 10.5 ตามประกาศ กพช. ฉบับที่ 1/2544 อยู่ในระดับที่ค่อนข้างสูงเมื่อเปรียบเทียบกับอัตราดอกเบี้ยในปัจจุบัน โดยเสนอให้ปรับอัตราดอกเบี้ยระยะยาวจากเดิมร้อยละ 10.5 เป็นร้อยละ 7
8.3 อัตราส่วนหนี้สินต่อทุน ที่ถูกกำหนดไว้ที่ระดับ 75:25 อยู่ในระดับที่สูง และเสนอให้ปรับสัดส่วนหนี้สินต่อทุนที่เหมาะสมอยู่ที่ระดับ 60:40 โดยเห็นว่ากิจการก่อสร้างก๊าซธรรมชาติเป็นกิจการผูกขาดมีความเสี่ยงในการทำ ธุรกิจน้อย และในปี 2549 อัตราส่วนหนี้สินต่อทุนของ ปตท. อยู่ในระดับ 53:47
8.4 ผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงข้อกำหนดภายใต้หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าผ่านท่อ ก๊าซธรรมชาติ จะทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติปรับขึ้น 2.2510 บาทต่อล้านบีทียู และเห็นควรให้มีการทยอยปรับอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติขึ้นแบบขั้นบันได ทุกปีเพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงโดยมีกำหนดระยะเวลา 5 ปี โดยคาดว่าจะเพิ่มขึ้นประมาณ 0.50 บาทต่อล้านบีทียูต่อปี
9. ในการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลา ของ กฟผ. (โรงไฟฟ้าจะนะ) ควรให้มีการกำกับดูแลท่อส่งก๊าซธรรมชาติดังกล่าว และกำหนดให้เงินลงทุนระบบท่อดังกล่าวเข้ามารวมอยู่ในแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซ ธรรมชาติ ฉบับที่ 3 โดยให้โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย
9.1 ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติและค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซ ธรรมชาติ ให้เป็นไปตามโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย โดยให้ใช้ราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติ POOL 2 และให้ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายก๊าซธรรมชาติในอัตราร้อยละ 1.75 ของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติ POOL 2
9.2 อัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติให้ใช้ข้อกำหนดใหม่ตามที่ได้มีการพิจารณา และให้ค่าบริการขนส่งก๊าซธรรมชาติทางท่อของ TTM เป็นส่วนหนึ่งของค่าใช้จ่ายในการคำนวณค่าบริการ (โดย ปตท. ไม่ต้องรับภาระความเสี่ยงจากอัตราแลกเปลี่ยน)
10. ข้อเสนอการกำกับดูแลโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง โดยในส่วนของการคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน นั้นให้ใช้หลักเกณฑ์ตามเดิม แต่ในส่วนของเงินลงทุนเพิ่มเติมในโครงการท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้า น้ำพองนั้นให้ใช้หลักเกณฑ์ตามหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซ ธรรมชาติใหม่ที่ได้มีการพิจารณา โดยในส่วนของราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติจะเป็นไปตามที่ ปตท. รับซื้อจากผู้รับสัมปทาน และให้ค่าตอบแทนในการจัดหาและจำหน่ายเป็นไปตามหลักเกณฑ์ตามข้อกำหนด
11. ควรมีการกำหนดพื้นที่ (Zone) ในการคำนวณอัตราค่าบริการส่วนที่เป็น Demand Charge เพิ่มเติมจากสาม Zone เป็น ห้า Zone โดยเพิ่มระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าจะนะเป็น Zone 4 และระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพองเป็น Zone 5
12. ข้อเสนอการปรับโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับรถยนต์ (NGV)
12.1 การกำหนดราคาก๊าซ NGV เป็นไปตามมติคณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 24 ธันวาคม 2545 โดยกำหนดราคาจำหน่าย NGV ในปี 2550, 2551 และ 2552 เป็นต้นไป เท่ากับ 55%, 60% และ 65% ของราคาน้ำมันเบนซิน 91 ตามลำดับ และกำหนดเพดานราคาขายปลีก NGV ที่ 10.34 บาท/กิโลกรัม ทั้งนี้ ปัจจุบัน ปตท. ได้กำหนดราคาขายปลีกก๊าซ NGV ณ สถานีบริการเท่ากับ 8.50 บาท/กิโลกรัม (สำหรับสถานีบริการ NGV ที่อยู่ในรัศมี 50 กิโลเมตร จากสถานีแม่) เพื่อให้แข่งขันได้กับราคาก๊าซ LPG
12.2 เนื่องจากข้อกำหนดตามมติ ครม. ตามข้อ 12.1 ทำให้ ปตท. ไม่สามารถกำหนดราคาขายปลีก NGV ให้สะท้อนกับต้นทุนที่แท้จริงได้ โดยที่ต้นทุนราคาก๊าซ NGV และราคาจำหน่าย NGV จะขึ้นอยู่กับต้นทุนราคาก๊าซธรรมชาติ ดังนั้น ปตท. จึงได้เสนอให้ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซ NGV โดยให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติ POOL 1 บวกค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ
12.3 สนพ. ได้พิจารณาแล้ว เห็นด้วยในหลักการที่ให้มีการปรับราคา NGV เพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริง แต่ขอเสนอให้ใช้ราคาก๊าซธรรมชาติ POOL 2 แทน เนื่องจากการใช้ราคา POOL 1 ตามข้อเสนอของ ปตท. จะทำให้ราคาก๊าซธรรมชาติที่ขายให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายอื่นๆ สูงขึ้น อันเนื่องมาจากปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้ในการคำนวณ POOL 2 จะลดลง และภาระต่อผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติรายอื่น โดยเฉพาะในส่วนของผู้ผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นจะถูกส่งผ่านไปยังผู้ใช้ไฟฟ้า จึงเปรียบเสมือนเป็นการผลักภาระไปยังผู้ใช้ไฟฟ้า และเพื่อมิให้ราคา NGV ปรับสูงขึ้นจากเดิมในทันที อันจะส่งผลกระทบต่อแผนการขยายการใช้ NGV จึงเห็นควรให้มีการปรับราคา NGV ขึ้นแบบขั้นบันไดเพื่อให้สะท้อนต้นทุนที่แท้จริงทุกปีโดยกำหนดระยะเวลา 4 ปี
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาเฉลี่ยของเนื้อก๊าซธรรมชาติ ที่ ปตท. รับซื้อจากผู้ผลิตและ/ หรือผู้ขาย (POOL Price) เป็น 2 กลุ่ม (POOL) โดยให้ POOL 1 ยังคงเดิม แต่ให้รวม POOL 2 และ POOL 3 เป็น POOL เดียวกัน
2.เห็นชอบในหลักการการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ตามข้อ 5 โดยมอบหมายให้ ปตท. นำเสนอผลการศึกษาความเหมาะสมของโครงสร้างค่าบริการสถานี LNG ต่อ สนพ. เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
3.เห็นชอบในหลักการการกำหนดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วมสงขลาของ กฟผ. (โรงไฟฟ้าจะนะ) ตามข้อ 9
4.เห็นชอบในหลักการการกำกับดูแลโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติไปยังโรงไฟฟ้าน้ำพอง ตามข้อ 10
5.เห็นชอบให้มีการกำหนดพื้นที่ (Zone) ในการคำนวณอัตราค่าบริการส่วนที่เป็น Demand Charge เพิ่มเติมจากเดิมสาม Zone เป็นห้า Zone ตามข้อ 11
6.เห็นชอบให้ใช้หลักการในการกำหนดราคา NGV ตามต้นทุน โดยให้ใช้ต้นทุนก๊าซธรรมชาติ ณ ราคาเฉลี่ย Pool 2 ในการคำนวณราคาตามโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับรถยนต์ NGV ซึ่งประกอบไปด้วย ต้นทุนราคาก๊าซฯ Pool 2 ค่าผ่านท่อ และค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ โดยมอบหมายให้ สนพ. รับไปจัดทำรายละเอียดโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับรถยนต์ เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบในครั้งต่อไป
7.มอบหมายให้ สนพ. รับไปพิจารณาทบทวนหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติและการ กำกับดูแลอีกครั้งตามความเห็นของที่ประชุม พร้อมทั้งจัดทำร่างประกาศ กพช. ฉบับที่ ../2550 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซธรรมชาติและอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ เพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาในครั้งต่อไป
กพช. ครั้งที่ 114 - วันจันทร์ที่ 27 สิงหาคม 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2550 (ครั้งที่ 114)
วันจันทร์ที่ 27 สิงหาคม พ.ศ. 2550 เวลา 11.00 น.
ณ ห้องประชุมธำรงนาวาสวัสดิ์ (ตึกใหม่) ชั้น 3
อาคารสำนักเลขาธิการคณะรัฐมนตรี ทำเนียบรัฐบาล
1.การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
2.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย
3.แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
4.การแก้ไขสัญญาขยายและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมของ บริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน)
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายใหญ่ (IPP) รอบแรก เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2537 จำนวน 3,800 เมกะวัตต์ โดยแบ่งการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 จำนวน 1,000 เมกะวัตต์ กำหนดแล้วเสร็จปี 2539-2543 และระยะที่ 2 จำนวน 2,800 เมกะวัตต์ กำหนดแล้วเสร็จปี 2544 และ 2545 และต่อมาได้เพิ่มปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าอีก 1,600 เมกะวัตต์ ซึ่งในปัจจุบันมี IPP ที่ได้รับการคัดเลือก จำนวน 7 โครงการ กำลังการผลิตรวม 6,677.5 เมกะวัตต์
2. คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช). ได้มีมติเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เห็นชอบนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ โดยในแผนการจัดหาพลังงานได้เร่งรัดให้มีการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้า จาก IPP และต่อมา กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 เห็นชอบในหลักการแนวทางการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 โดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รอบใหม่เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2550 จำนวน 3,200 เมกะวัตต์ และได้จำหน่ายเอกสารเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (RFP Package) ระหว่างวันที่ 29 มิถุนายน - 27 กรกฎาคม 2550 ซึ่งมีผู้สนใจซื้อเอกสารรวมทั้งสิ้น 60 ซอง ประกอบด้วย บริษัทที่ปรึกษาด้านกฎหมายและการเงิน จำนวน 1 ซอง ผู้ลงทุน IPPs/SPPs ปัจจุบัน จำนวน 29 ซอง และผู้ลงทุนรายใหม่/ผู้จัดหาอุปกรณ์ จำนวน 30 ซอง
3. การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 จำนวน 300 เมกะวัตต์ และได้มีการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เป็นลำดับ จนถึง 3,200 เมกะวัตต์ โดย กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าพลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ด้วยระบบ Cogeneration ต่อมารัฐบาลได้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง แต่ยังคงให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP พลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภท Non-Firm ต่อไป โดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับขีดความสามารถของระบบส่งและระบบจำหน่ายที่จะรับได้ โดย ณ เดือนมิถุนายน 2550 มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 120 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,827.42 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 84 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,409.52 เมกะวัตต์
นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ ซึ่งการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กฉบับ พ.ศ. 2550 รวมทั้ง กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยกำหนดปริมาณรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภทสัญญา Non-Firm รวม 530 เมกะวัตต์ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อในรอบนี้ 1,030 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ณ เดือนสิงหาคม 2550 มี SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ. 2550 แล้ว จำนวน 19 โครงการ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาทั้งสิ้น 1,442 เมกะวัตต์ ซึ่งเกินกว่าที่ประกาศไว้ 942 เมกะวัตต์
อย่างไรก็ตาม กฟผ. จะประกาศปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2550 และจะพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ยื่นข้อเสนอ โดยพิจารณาจากสัดส่วน การใช้ไอน้ำ กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ตลอดจนความสามารถและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP
4. การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) และการไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ ในปี 2545 โดยสถานภาพ และ ณ เดือนมิถุนายน 2550 มี VSPP ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ เสนอขายไฟฟ้าเข้าระบบรวม 98 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย 17.93 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 49 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้ารวม 13.29 เมกะวัตต์
ต่อมา กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 เห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่ง กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ เมื่อเดือนธันวาคม 2549 และ ณ เดือนกรกฎาคม 2550 มีโครงการ VSPP ที่ยื่นแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย จำนวน 82 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้ารวม 390.35 เมกะวัตต์เป็นโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. จำนวน 78 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 390.22 เมกะวัตต์ และเป็นโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟน. มีจำนวน 4 ราย เป็น VSPP รายใหม่ ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 0.13 เมกะวัตต์
5. เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ได้กำหนดให้มีมาตรการจูงใจทางด้านราคา โดย กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี และให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตราดังต่อไปนี้ คือ ก๊าซชีวภาพและชีวมวล เท่ากับ 0.30 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) และ น้อยกว่า 50 กิโลวัตต์ เท่ากับ 0.40 และ 0.80 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง ตามลำดับ สำหรับขยะและพลังงานลม เท่ากับ 2.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง และพลังงานแสงอาทิตย์ เท่ากับ 8.00 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
ต่อมา เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ SPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP พลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ และขยะ ในอัตราคงที่ ดังต่อไปนี้ คือ ขยะและพลังงานลม เท่ากับ 2.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง และพลังงานแสงอาทิตย์ เท่ากับ 8.00 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ใช้วิธีประมูลแข่งขัน ในอัตราสูงสุดไม่เกิน 0.30 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี และกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า ภายในเดือนธันวาคม 2555
สนพ. ได้ออกประกาศเชิญชวน SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเพื่อยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า จำนวน 300 เมกะวัตต์ เมื่อวันที่ 1 พฤษภาคม 2550 และจำหน่ายเอกสารเชิญชวนฯ จนถึงวันที่ 15 มิถุนายน 2550 ณ วันปิดจำหน่ายเอกสารเชิญชวนฯ มีผู้สนใจซื้อเอกสารเชิญชวนฯ จำนวน 11 ซอง และเมื่อถึงกำหนดวันยื่นข้อเสนอคือ วันที่ 1 สิงหาคม 2550 มีผู้ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า จำนวน 9 โครงการ รวมปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขาย 435 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ คาดว่าคณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ผลิต ไฟฟ้ารายเล็ก จะประเมิน และคัดเลือกข้อเสนอโครงการแล้วเสร็จภายในเดือนกันยายน 2550
นอกจากนี้ กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ได้แก่ จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส โดย กฟผ. และ กฟภ. ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ดังกล่าวแล้ว โดยให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ อีก 1.00 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
6. ฝ่ายเลขานุการ ได้สรุปผลการดำเนินงานในการปรับปรุงการดำเนินงานตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ดังนี้
6.1 ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ. 2548 กำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ให้ SPP จะต้องมีสัดส่วนของพลังงานความร้อนที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพ นอกจากการผลิตไฟฟ้าต่อการผลิตพลังงานทั้งหมดไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 ในแต่ละปี และจะต้องมีประสิทธิภาพในการผลิตไฟฟ้าไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 ในแต่ละปี ซึ่งมี SPP บางรายไม่ผ่านเงื่อนไขคุณสมบัติ Cogeneration ดังกล่าว ซึ่ง กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 3 กุมภาพันธ์ 2549 เห็นชอบแนวทางการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อกำหนดบทปรับกรณี SPP ไม่สามารถปฏิบัติตามข้อกำหนดการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ตั้งแต่ผลการตรวจวัดคุณสมบัติ Cogeneration ปี 2548 ถึงปี 2550 รวมระยะเวลา 3 ปี ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่มีการลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นต้นไป
อย่างไรก็ตามยังมี SPP ที่แก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามมติ กพช. ดังกล่าวแล้ว แต่ยังคงประสบปัญหาในเรื่องของลูกค้าไอน้ำ สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน จึงเสนอขอให้พิจารณาขยายระยะเวลาของการปรับปรุงแก้ไขบทปรับจากเดิมถึงปี 2550 เป็นใช้จนสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้เพิ่มบทปรับจากเดิมร้อยละ 40 เป็นร้อยละ 50 ซึ่งเป็นอัตราที่สูงเพียงพอที่จะส่งผลให้ผู้ผลิตไฟฟ้านั้น ใช้พลังงานความร้อนในกระบวนการอุณหภาพอื่นๆ ที่ก่อให้เกิดประโยชน์ทางด้านการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพต่อไป ซึ่งฝ่ายเลขานุการฯ มีความเห็นว่า ควรให้การผ่อนปรนการปฏิบัติตามเงื่อนไขคุณสมบัติ Cogeneration โดยขยายระยะเวลาของการปรับปรุงแก้ไขบทปรับตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration จากเดิมกำหนดไว้ถึงสิ้นปี 2550 เป็นจนสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้านั้น และให้เพิ่มบทปรับจากเดิมร้อยละ 40 เป็นร้อยละ 50 เพื่อให้มีการใช้พลังงานความร้อนในกระบวนการอุณหภาพ ซึ่งเป็นการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพต่อไป
6.2 เนื่องจากมีผู้สนใจยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration สูงกว่าปริมาณพลังไฟฟ้าที่ประกาศรับซื้อประมาณ 500 เมกะวัตต์ เป็นจำนวนมาก จึงเห็นควรให้ กฟผ. ยุติการรับข้อเสนอการขายไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2550 เป็นต้นไป และการรับซื้อไฟฟ้าให้พิจารณาสัดส่วนการใช้ไอน้ำ กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ตลอดจนความสามารถและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้ ตามเงื่อนไขที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP
6.3 เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และเพื่อให้เกิดความคล่องตัวในการปฏิบัติของการไฟฟ้า และเป็นการเปิดให้มีผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนเพิ่มมากขึ้น จึงเห็นควรให้ปรับปรุงประกาศการกำหนดอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยให้ยกเลิกเงื่อนไขการบังคับใช้ กรณีผู้ไม่มีสิทธิ์รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ในประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน "ข้อ ... ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนเงินลงทุนในการผลิตไฟฟ้าตามนโยบายรัฐบาลใน รูปแบบอื่นๆ แล้ว" และ "ข้อ ... ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบเงินสมทบการลงทุนผลิตไฟฟ้า (Investment Subsidy) จากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน"
6.4 เพื่อเป็นการส่งเสริมธุรกิจผลิตไฟฟ้าในเขต 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ซึ่งประสบปัญหาในการดำเนินงานจากเหตุการณ์ความไม่สงบ และเพื่อให้เกิดความชัดเจนในการปฏิบัติ รวมทั้งเกิดความเท่าเทียมกันสำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ จึงเห็นควรกำหนดอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าพิเศษ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ โดยให้รวมถึงโครงการโรงไฟฟ้าเดิมที่ตั้งอยู่ในจังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส ด้วย
มติของที่ประชุม
1.รับทราบความคืบหน้าการดำเนินงานตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชน รายใหญ่ (IPP) ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน
2.เห็นชอบให้ผ่อนปรนการปฏิบัติตามเงื่อนไขคุณสมบัติ Cogeneration โดยขยายระยะเวลาการปรับปรุงแก้ไขบทปรับตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ระบบ Cogeneration จากเดิมกำหนดไว้ถึง สิ้นปี 2550 เป็นจนสิ้นสุดสัญญาซื้อขายไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้านั้น โดยเพิ่มบทปรับจากเดิม ร้อยละ 40 เป็นร้อยละ 50 และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ SPP ต่อไป
3.เห็นชอบการกำหนดอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าที่ให้เพิ่มเติมพิเศษ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ให้รวมถึงโครงการโรงไฟฟ้าเดิมที่ตั้งอยู่ใน 3 จังหวัดดังกล่าว โดยมอบหมายให้ กฟผ. และ กฟภ. ดำเนินการแก้ไขประกาศส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าต่อไป
4.เห็นชอบให้ยกเลิกเงื่อนไขการบังคับใช้ กรณีผู้ไม่มีสิทธิ์รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ในประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน "ข้อ ... ผู้ผลิต ไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนเงินลงทุนในการผลิตไฟฟ้าตามนโยบายรัฐบาลในรูปแบบ อื่นๆ แล้ว" และ "ข้อ ... ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบเงินสมทบการลงทุนผลิตไฟฟ้า (Investment Subsidy) จากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" และมอบหมายให้การไฟฟ้าดำเนินการแก้ไขต่อไป
ให้ กฟผ. ปิดรับการยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้าของ SPP ระบบ Cogeneration ตั้งแต่วันที่ 31 สิงหาคม 2550 เป็นต้นไป และให้5.พิจารณารับซื้อไฟฟ้าจากสัดส่วนการใช้ไอน้ำ กำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (SCOD) ตลอดจนความสามารถและความมั่นคงของระบบไฟฟ้าที่จะรับได้ ตามเงื่อนไขที่กำหนด ในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP
เรื่องที่ 2 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 ต่อมาคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เรื่องการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยปัจจุบันมี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน และห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจาอัตราค่าไฟฟ้าและเงื่อนไขสำคัญกับกลุ่มผู้ลงทุนโครงการ เทิน-หินบุนส่วนขยายภายใต้นโยบายและหลักการที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรม การประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านที่มี มติเมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2550 ซึ่งต่อมาคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือฯ เมื่อวันที่ 29 มิถุนายน 2550 ได้เห็นชอบร่าง MOU ของโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย
3. คณะกรรมการ กฟผ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 19 กรกฎาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบร่าง MOU โครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย โดย กฟผ. ได้นำร่าง MOU ดังกล่าวเสนอต่อ กพช. เพื่อขอความเห็นชอบก่อนลงนาม พร้อมทั้งได้เสนอต่อสำนักงานอัยการสูงสุดตรวจพิจารณาร่าง MOU ดังกล่าวขนานกันไปด้วย
4. รายละเอียดโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย สรุปได้ดังนี้
4.1 กฟผ. และบริษัท เทิน-หินบุน เพาเวอร์ จำกัด ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากโครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเทิน-หินบุน เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 ผู้ลงทุนประกอบด้วยรัฐบาล สปป. ลาว ร้อยละ 60 บริษัท Nordic Power จำกัด ร้อยละ 20 และบริษัท GMS Lao จำกัด ร้อยละ 20 ด้วยกำลังผลิต 210 เมกะวัตต์ สัญญาอายุ 25 ปี นับจากวันที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์และผลิตไฟฟ้าขายให้กับ กฟผ. ตั้งแต่วันที่ 31 มีนาคม 2541
4.2 บริษัทฯ ได้เสนอขอขยายกำลังผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม โดยจะสร้างเขื่อนเก็บกักน้ำเหนือเขื่อนเดิมเพื่อให้สามารถควบคุมน้ำได้มาก ขึ้น (จะติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาด 60 เมกะวัตต์ ณ เขื่อนใหม่เพื่อผลิตไฟฟ้าขายให้รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าลาว) ทำให้สามารถขยายการติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ณ เขื่อนเดิมเพิ่มขึ้นอีก 220 เมกะวัตต์ และขอปรับปรุงตัวเลขกำลังผลิตตามสัญญาฯ เดิม 210 เมกะวัตต์ เป็น 220 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ บริษัทฯ ได้เสนอกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์สำหรับหน่วยผลิตใหม่เป็นวันที่ 1 มีนาคม 2555 และขอแก้ไขสัญญาฯ เดิมเท่าที่จำเป็น เพื่อรับซื้อไฟฟ้าจากหน่วยผลิตใหม่ โดยเสนอให้ สัญญาฯ ทั้งหน่วยผลิตเดิมและหน่วยผลิตใหม่มีอายุ 27 ปี นับจากวันที่ 1 มีนาคม 2555
5. สาระสำคัญของร่าง MOU การรับซื้อไฟฟ้าโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยาย สรุปได้ ดังนี้
5.1 บันทึกความเข้าใจนี้จัดทำขึ้นระหว่าง กฟผ. และบริษัท เทิน-หินบุน เพาเวอร์ จำกัด
5.2 กฟผ. และบริษัทฯ จะทำการเจรจาแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับปัจจุบันเท่าที่จำเป็นตามที่โครงการ โรงไฟฟ้าจะมีการเปลี่ยนแปลงทางกายภาพและเทคนิค ให้ครอบคลุมทั้งกำลังผลิตส่วนเดิมและส่วนขยาย และให้สะท้อนข้อกำหนดใน MOU นี้
5.3 โครงการรวมทั้งหมดมีกำลังผลิต 440 เมกะวัตต์
5.4 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์
5.5 อัตราค่าไฟฟ้า โดยที่กำลังผลิตเดิม ปี 2551-2555 (ก่อน COD ส่วนขยาย) ใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่มีการปรับเพิ่มจากปีก่อนหน้าเป็นปีละ 1% และอัตราค่าไฟฟ้าเริ่มจาก COD ใหม่ (เดือนมีนาคม 2555) สำหรับกำลังผลิตเดิมและส่วนขยายจะเป็นอัตราเดียวคงที่ตลอดอายุสัญญา 27 ปี ดังนี้ ส่วนที่ 1 เท่ากับ 0.9083 บาท/หน่วย และส่วนที่ 2 เท่ากับ 2.595 Cents/หน่วย
5.6 อัตราค่าไฟฟ้าสำหรับพลังงานที่ผลิตได้จากการทดสอบหรือผลิตขายก่อน COD แบ่งออกเป็น 2 ส่วน คือ ส่วนที่ 1 เท่ากับ 0.6358 บาท/หน่วย และส่วนที่ 2 เท่ากับ 1.817 Cents/หน่วย
5.7 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน เมื่อมีการลงนามในสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า MOU มีอายุครบ 12 เดือนนับจากวันลงนาม หรืออาจมีอายุมากกว่า 12 เดือนหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป ทั้งนี้ ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้
5.8 แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU
5.9 MOU จะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
5.10 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ จะเป็นดังนี้ 1) Scheduled Financial Close Date (SFCD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 1 มีนาคม 2551 และ 3 เดือน นับจากวันลงนามแก้ไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 2) Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ 42 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD 3) Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่างวันที่ 1 มีนาคม 2555 และ 45 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD 4) หากฝ่ายใดทำให้วัน Commercial Operation Date (COD) ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับตามที่ระบุไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าปัจจุบัน
5.11 ณ สิ้นเดือนตุลาคมของทุกปี บริษัทฯ ต้องแจ้งข้อมูลระดับน้ำที่เขื่อนบนที่สร้างใหม่ โดยบริษัทฯ จะเก็บกักน้ำไว้ไม่ต่ำกว่า 90% ให้ กฟผ. ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในช่วงเดือนธันวาคมถึงเดือนพฤษภาคมปีถัดไป เพื่อให้ กฟผ. จัดทำรายละเอียดแผนการผลิตไฟฟ้าของเดือนธันวาคมถึงเดือนพฤษภาคม โดยมีรายละเอียดเป็นรายวันส่งให้บริษัทฯ
5.12 ในแต่ละปี กฟผ. จะซื้อไฟฟ้าไม่ต่ำกว่า 90% ของความพร้อมจ่ายไฟฟ้าในปีนั้น นอกจากนี้ แต่ละรอบ 3 ปี กฟผ. จะซื้อไฟฟ้าไม่ต่ำกว่า 95% ของความพร้อมจ่ายไฟฟ้ารวมในรอบ 3 ปีนั้น
มติของที่ประชุม
เห็นชอบหลักการของร่าง MOU การรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการเทิน-หินบุนส่วนขยายตามข้อ 5 โดยรายละเอียดในร่าง MOU ให้เป็นไปตามการพิจารณาแก้ไขของสำนักงานอัยการสูงสุด และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามในร่าง MOU กับผู้ลงทุนต่อไป
เรื่องที่ 3 แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 มิถุนายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบให้มีการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าให้ แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2550 และมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้องดำเนินการยกร่างระเบียบการสรรหาคณะ กรรมการกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และระเบียบการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าเพื่อใช้เป็นต้น แบบให้แล้วเสร็จโดยเร็ว รวมทั้ง ให้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อพิจารณาการจัดตั้งกองทุนหรือจัดเก็บภาษีค่า ธรรมเนียมทางด้านสิ่งแวดล้อมต่างๆ ไม่ให้มีความซ้ำซ้อนกัน ทั้งนี้ คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช.ดังกล่าวแล้ว เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2550
2. ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์) ได้มีคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 9/2550 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ลงวันที่ 19 มิถุนายน 2550 เพื่อทำหน้าที่พิจารณายกร่างระเบียบและดำเนินการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนใน พื้นที่รอบโรงไฟฟ้าให้แล้วเสร็จก่อนวันที่ 31 ธันวาคม 2550
3. คณะอนุกรรมการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ได้ยกร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า พ.ศ. .... ตามแนวทางที่คณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ เพื่อให้การจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าเป็นไปในแนวทาง เดียวกัน ทั้งนี้ในการยกร่างระเบียบฯ ได้มีการการสัมมนารับฟังความคิดเห็นจากผู้แทนภาครัฐ ผู้แทนโรงไฟฟ้า และผู้แทนประชาชนที่อยู่ในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า จำนวน 5 ครั้ง ระหว่างวันที่ 6 - 17 สิงหาคม 2550 ณ จังหวัดสระบุรี, ลำปาง, ขอนแก่น, นครศรีธรรมราช, และฉะเชิงเทรา เพื่อนำความคิดเห็นมาใช้ประโยชน์ในการปรับปรุงร่างระเบียบฯ ให้มีความสมบูรณ์มากยิ่งขึ้น
4. สรุปสาระของร่างระเบียบฯ ดังนี้
4.1 อาศัยอำนาจ มาตรา 6(3) แห่ง พ.ร.บ. กพช. พ.ศ.2535 ในการออกร่างระเบียบฯ
4.2 ข้อ 1 ระเบียบนี้เรียกว่า "ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า พ.ศ. ...."
4.3 ข้อ 2 ระเบียบนี้ให้ใช้บังคับตั้งแต่วันถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษาเป็นต้นไป
4.4 ข้อ 3 กำหนดความหมายของคำที่ใช้ในระเบียบเพื่อให้เข้าใจตรงกัน
4.5 หมวด 1 การดำเนินการจัดตั้งกองทุนตามข้อ 4-6 ของระเบียบฯ กำหนดให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานจัดทำบัญชีรายชื่อโรงไฟฟ้าที่จะต้องจัด ตั้งกองทุนให้ผู้ว่าราชการจังหวัดเรียกประชุมผู้แทนโรงไฟฟ้า นายอำเภอและผู้แทนสำนักงานพลังงานภูมิภาคหรือผู้แทนกระทรวงพลังงาน เพื่อกำหนด (1) จำนวนกองทุนในจังหวัดนั้น (2) พื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (3) จำนวนและแนวทางในการสรรหากรรมการผู้แทนภาคประชาชน โดยเน้นกระบวนการการมีส่วนร่วม และ (4) จำนวนกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิ แล้วประกาศให้ประชาชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าทราบ
4.6 หมวด 2 กองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ตามข้อ 7-9 ของระเบียบฯ กำหนดวัตถุประสงค์ในการใช้เงินกองทุนเพื่อจัดสรรเงินทุนในการพัฒนาคุณภาพ ชีวิตของประชาชนและสิ่งแวดล้อมในชุมชนพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าเพื่อให้มีการพัฒนา ที่ยั่งยืน ซึ่งเป็นไปตามกรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนที่ กพช. กำหนด รวมทั้งระบุแหล่งที่มาของเงินกองทุน
4.7 หมวด 3 คณะกรรมการและการบริหารกองทุน ตามข้อ 10-18 ของระเบียบฯ กำหนดองค์ประกอบ อำนาจหน้าที่ วาระการดำรงตำแหน่งและการประชุมของคณะกรรมการบริหารกองทุนพัฒนาชุมชนใน พื้นที่รอบโรงไฟฟ้า โดยคณะกรรมการเป็นพหุภาคี ประกอบด้วย ผู้แทนภาคประชาชน ผู้แทนภาครัฐ ผู้แทนโรงไฟฟ้า และผู้ทรงคุณวุฒิ ทั้งนี้ผู้แทนภาคประชาชนจะมีจำนวนเกินกว่ากึ่งหนึ่งของกรรมการทั้งหมด และให้ผู้แทนสำนักงานพลังงานภูมิภาคหรือผู้แทนกระทรวงพลังงานเป็นกรรมการและ เลขานุการ และผู้แทนโรงไฟฟ้าเป็นกรรมการและผู้ช่วยเลขานุการ
4.8 หมวด 4 การเงินและการบัญชี ตามข้อ 19-23 ของระเบียบฯ ระบุให้คณะกรรมการฯ เปิดบัญชีเงินฝากกับสถาบันการเงินและให้ทำบัญชีตามหลักสากล และให้มีการตรวจสอบบัญชี โดยรายงานต่อคณะกรรมการติดตามและประเมินผลอย่างน้อยปีละครั้ง และเผยแพร่ต่อชุมชนรอบโรงไฟฟ้าและสาธารณชนทั่วไปทราบ
มติของที่ประชุม
- เห็นชอบร่างระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า พ.ศ. .... ตามที่คณะอนุกรรมการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าเสนอ
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากกำลังการกลั่นของประเทศในปี 2532 ไม่เพียงพอที่จะรองรับความต้องการใช้น้ำมันที่ขยายตัวเพิ่มขึ้น รัฐบาลจึงได้ออกประกาศเชิญชวนลงทุนสร้างโรงกลั่นปิโตรเลียมเมื่อวันที่ 7 สิงหาคม 2532 เพื่อให้ประเทศมีกำลังการกลั่นใกล้เคียงกับความต้องการใช้น้ำมัน แต่เนื่องจากแนวโน้มความต้องการใช้น้ำมันได้เพิ่มสูงขึ้นอย่างรวดเร็ว ประกอบกับตามแผนพัฒนาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติฉบับที่ 8 ได้กำหนดให้ประเทศไทยเป็นศูนย์กลางการส่งออกน้ำมันสำเร็จรูป คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2533 จึงเห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการคัดเลือกข้อเสนอสร้าง โรงกลั่นของบริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด และให้เปลี่ยนนโยบายจากการกำหนดให้ประเทศมีกำลังกลั่นใกล้เคียงความต้องการ เป็นให้มีกำลังการกลั่นมากกว่าความต้องการ ซึ่งต่อมาได้มีการอนุญาตให้บริษัท คาลเท็กซ์ (ประเทศไทย) จำกัด สร้างโรงกลั่นใหม่ และให้บริษัท เอสโซ่แสตนดาร์ด ประเทศไทย จำกัด (ESSO) ขยายกำลังการกลั่นได้
2. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2534 ได้เห็นชอบให้ ESSO ขยายโรงกลั่นปิโตรเลียมจากกำลังการกลั่น 63,000 บาร์เรลต่อวัน เป็น 185,000 บาร์เรลต่อวัน ซึ่ง ESSO ได้ทำสัญญาขยายและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมกับกระทรวงอุตสาหกรรม ลงวันที่ 27 ธันวาคม 2534 และได้มีการแก้ไขสัญญาฯ เพิ่มเติม ยกเลิกการจ่ายเงินประจำปีร้อยละ 2 ลงวันที่ 3 กันยายน 2540 โดยสาระสำคัญของสัญญาได้กำหนดให้กระทรวงการคลังเข้าถือหุ้นในกิจการโรงกลั่น ร้อยละ 12.5 และบริษัทในเครือเอ็กซอน คอร์ปอเรชั่น (Exxon) ถือหุ้นร้อยละ 87.5 และในสัญญาข้อ 4.1.2 ระบุว่าภายใน 5 ปี หลังจากขยาย โรงกลั่นปิโตรเลียมขั้นตอนที่ 1 กำลังการผลิตเป็น 145,000 บาร์เรลต่อวัน แล้วเสร็จ ESSO จะต้องออกหุ้นสามัญเพิ่มเพื่อจำหน่ายในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย ให้ประชาชนเข้ามาถือหุ้นร้อยละ 20 ของทุนจดทะเบียน เปลี่ยนสัดส่วนการถือหุ้นของรัฐบาลและ Exxon เป็นเหลือร้อยละ 10 และร้อยละ 70 ตามลำดับ หาก ESSO ไม่นำหุ้นเข้าจำหน่ายในตลาดหลักทรัพย์ฯ จะถือว่าปฏิบัติผิดเงื่อนไขในสัญญา และผู้อนุญาตมีสิทธิบอกเลิกสัญญาได้ ตามสัญญาข้อ 20
3. ESSO ได้ดำเนินการขยายโรงกลั่นแล้วเสร็จในปี 2538 แต่จากวิกฤติเศรษฐกิจในประเทศไทยและภูมิภาคตั้งแต่ปี 2540 ทำให้กำลังการกลั่นมีเกินความต้องการ ส่งผลให้ค่าการกลั่นตกต่ำกว่าที่คาดการณ์ไว้ และ ESSO ประสบภาวะขาดทุนอย่างต่อเนื่อง เมื่อใกล้ครบกำหนดเวลาที่จะต้องเข้าจดทะเบียนกับตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศ ไทยในปี 2543 ทาง ESSO ได้ขอขยายกำหนดเวลาออกไปจนกว่าสถานะทางการเงินของบริษัท และสภาวะแวดล้อมต่างๆ จะเอื้ออำนวย
4. ภาครัฐได้ดำเนินการติดตามให้ ESSO นำหลักทรัพย์เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ มาตั้งแต่สัญญาฯ ยังอยู่ในความรับผิดชอบของกระทรวงอุตสาหกรรม และเมื่อมีการปฏิรูปโครงสร้างระบบราชการในปี 2545 ได้โอนภารกิจและหน้าที่การกำกับดูแลสัญญาฯ ของกระทรวงอุตสาหกรรมมายังกระทรวงพลังงาน และได้มีการดำเนินการอย่างต่อเนื่อง ต่อมาเมื่อวันที่ 19 กุมภาพันธ์ 2550 กระทรวงพลังงานได้แต่งตั้งคณะกรรมการกำกับและติดตามการเข้าจดทะเบียนในตลาด หลักทรัพย์แห่งประเทศไทยของบริษัท เอสโซ่ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน ซึ่งคณะกรรมการฯ ได้เร่งรัดให้ ESSO ดำเนินการให้เป็นไปตามเงื่อนไขในสัญญา โดยให้ ESSO แต่งตั้งที่ปรึกษาทางการเงินและจัดทำแผนการดำเนินงานเข้าตลาดหลักทรัพย์ฯ โดยคาดว่าจะสามารถยื่นขอเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ (Filing) ได้ประมาณเดือนพฤศจิกายน - ธันวาคม 2550 และนำหุ้นออกจำหน่ายในตลาดหลักทรัพย์ฯ (IPO) ได้ประมาณเดือนเมษายน 2551
5. เนื่องจากกฎหมาย กฎเกณฑ์ หรือกฎระเบียบที่เกี่ยวข้องได้เปลี่ยนแปลงไป ทำให้ข้อบังคับ ในสัญญาขยายและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมบางประการไม่สอดคล้องกับหลัก เกณฑ์ในการเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ จึงควรให้มีการแก้ไขสัญญาเพื่อให้บริษัทฯ สามารถเข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ได้ ดังนี้
5.1 แก้ไขชื่อหน่วยงานและข้อกฎหมายให้เป็นปัจจุบัน โดย 1) แก้ไขชื่อผู้อนุญาตจาก "กระทรวงอุตสาหกรรม" เป็น "กระทรวงพลังงาน" เพื่อให้สอดคล้องกับผลของพระราชบัญญัติปรับปรุงกระทรวง ทบวง กรม พ.ศ. 2545 และให้สิทธิและหน้าที่ภายใต้สัญญาขยายและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมโอน จากกระทรวงอุตสาหกรรมไปอยู่ภายใต้กระทรวงพลังงาน 2) แก้ไขข้อกฎหมายจาก "ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 6 แห่งพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521" เป็น "ผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543" เพื่อให้เป็นไปตามพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 ที่ออกมาใช้บังคับแทนพระราชบัญญัติน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2521 และ 3) แก้ไขชื่อผู้ถือหุ้นใหญ่ จาก "เอ็กซอน คอร์ปอเรชั่น" เป็น "เอ็กซอน โมบิล คอร์ปอเรชั่น" เนื่องจากเอ็กซอน คอร์ปอเรชั่น ได้ควบรวมกิจการกับ โมบิล คอร์ปอเรชั่น และได้เปลี่ยนชื่อเป็น เอ็กซอน โมบิล คอร์ปอเรชั่น
5.2 เพื่อให้เกิดความยืดหยุ่นของโครงสร้างการถือหุ้นระหว่าง Exxon และกระทรวงการคลังเมื่อนำเข้าตลาดหลักทรัพย์ฯ ให้สามารถเปลี่ยนแปลงสัดส่วนการถือหุ้นของ Exxon และกระทรวงการคลังจากที่กำหนดไว้ ร้อยละ 70 และ 10 ตามลำดับได้ และเปิดให้ ESSO สามารถออกหุ้นสามัญเพื่อจำหน่ายให้กับประชาชนได้มากกว่าร้อยละ 20
5.3 ให้ Exxon สามารถลดสัดส่วนการถือหุ้นลงได้ถึงร้อยละ 50 โดยต้องเสนอขายให้กับผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 เป็นลำดับแรก และหากไม่สามารถตกลงกันได้จึงจะมีสิทธิเสนอขายให้แก่ผู้อื่น
5.4 หลังจากที่บริษัทฯ เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ แล้ว ให้โครงสร้างกรรมการของ ESSO รวมถึงคุณสมบัติ การเลือกตั้ง และวาระการดำรงตำแหน่งของกรรมการให้เป็นไปตามกฎหมาย กฎเกณฑ์ และกฎระเบียบที่มีผลใช้บังคับกับบริษัทที่จดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ และตราบเท่าที่กระทรวงการคลังยังถือหุ้นอยู่ใน ESSO ตามสัดส่วนที่กำหนด ให้มีผู้แทนรัฐบาลซึ่งกระทรวงการคลังเสนอเป็นกรรมการ 1 คน
5.5 ขยายขอบเขตของ "ธุรกิจหลัก" ให้เป็นไปตามที่ ESSO ดำเนินการอยู่จริงในปัจจุบัน โดยให้รวมถึงการผลิต การกลั่น กรรมวิธี การเก็บรักษา การตลาด การใช้ และจำหน่ายผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียมปิโตรเคมี และเคมีภัณฑ์ ผลพลอยได้จากปิโตรเลียม น้ำมันชีวภาพ และวัตถุดิบปิโตรเลียม ซึ่งรวมถึงกิจกรรมสนับสนุนธุรกิจหลักต่างๆ รวมทั้งธุรกิจที่อยู่ในวัตถุประสงค์ของ ESSO ซึ่งได้จดทะเบียน ไว้กับสำนักงานทะเบียนหุ้นส่วนบริษัท
5.6 แก้ไขเพิ่มเติมที่อยู่ของผู้อนุญาตและผู้รับอนุญาตให้เป็นปัจจุบัน
5.7 แก้ไขเพิ่มเติมหลักการสำคัญในการให้ความคุ้มครองแก่ผู้ถือหุ้นฝ่ายข้างน้อย เพื่อให้สอดคล้องกับการขยายขอบเขตของธุรกิจหลัก
6. กระทรวงพลังงาน กระทรวงการคลัง และ ESSO ได้ร่วมหารือในหลักการดังกล่าว และร่างสัญญาแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาขยายและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม ฉบับที่ 2 แล้ว และได้นำส่งร่างสัญญาดังกล่าวให้สำนักงานอัยการสูงสุดเพื่อพิจารณาเรียบร้อย แล้ว
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบให้มีการแก้ไขสัญญาขยายและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียม ระหว่างกระทรวงอุตสาหกรรมและบริษัท เอสโซ่แสตนดาร์ดประเทศไทย จำกัด ตามหลักการในข้อ 5
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการแก้ไขสัญญาฯ ตามที่สำนักงานอัยการสูงสุด ได้ตรวจพิจารณาแล้ว
สรุปสาระสำคัญ
1. เนื่องจากกำลังการกลั่นของประเทศในปี 2532 ไม่เพียงพอที่จะรองรับความต้องการใช้น้ำมันที่ขยายตัวเพิ่มขึ้น รัฐบาลจึงได้ออกประกาศเชิญชวนลงทุนสร้างโรงกลั่นปิโตรเลียมเมื่อวันที่ 7 สิงหาคม 2532 ซึ่งต่อมา บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด ได้รับคัดเลือกข้อเสนอสร้างโรงกลั่นแห่งที่ 4 ของประเทศตามนโยบายดังกล่าว โดยได้ทำสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมกับกระทรวง อุตสาหกรรม ลงวันที่ 30 ตุลาคม พ.ศ. 2534 (ภายหลังการปฏิรูประบบราชการได้โอนสิทธิและหน้าที่ตามสัญญามายังกระทรวง พลังงาน) และต่อมาได้มีการแก้ไขเพิ่มเติมสัญญาฯ ยกเลิกการเก็บเงินประจำปีร้อยละ 2 ลงวันที่
2. สาระสำคัญของสัญญาฯ ได้กำหนดให้มีการดำเนินการ ดังนี้ 1) ให้จัดตั้งบริษัทจำกัดเพื่อดำเนินการกิจการโรงกลั่นภายใต้ชื่อบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด "RRC" โดยมี ปตท. ถือหุ้นร้อยละ 36 และ B.V.Licht en Kracht Maatschappij "LKM" ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของบริษัท เชลล์ฯ ถือหุ้นร้อยละ 64 ต่อมา LKM ได้โอนหุ้นให้กับบริษัท เชลล์ อินเตอร์เนชั่นแนล โฮลดิ้งส์ จำกัด "SIHL" 2) ให้ RRC ออกหุ้นเพิ่มเพื่อจำหน่ายในตลาดหลักทรัพย์ฯ ให้ประชาชนถือหุ้นได้ในสัดส่วนร้อยละ 30 ในโอกาสแรกที่เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ หรืออย่างช้าไม่เกินภายในปี 2543 โดยสัดส่วนการถือหุ้นระหว่าง LKM ปตท. และประชาชน เป็นร้อยละ 45, 25 และ 30 ตามลำดับ และ 3) RRC จะโอนสิทธิและหน้าที่ตามสัญญาฯ ไปยังบุคคลอื่นไม่ได้ เว้นแต่จะได้รับความยินยอมเป็นหนังสือจากผู้อนุญาตก่อน หากฝ่าฝืนผู้อนุญาตมีสิทธิบอกเลิกสัญญาได้
3. โรงกลั่น RRC ขนาดกำลังกลั่น 120,000 บาร์เรลต่อวัน ได้ก่อสร้างแล้วเสร็จและเริ่มดำเนินการผลิตเชิงพาณิชย์ในเดือนตุลาคม 2539 แต่ต่อมาในปี 2540 ได้เกิดวิกฤติการณ์ทางเศรษฐกิจ ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันหดตัวลง โรงกลั่นประสบปัญหาค่าการกลั่นตกต่ำ และทำให้ RRC ประสบภาวะขาดทุนและขาดสภาพคล่องอย่างรุนแรงต่อเนื่องเป็นเวลาหลายปี คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม2547 จึงได้เห็นชอบการปรับโครงสร้างของ RRC โดยให้ SIHL ขายหุ้นที่ถืออยู่ทั้งหมดให้แก่ ปตท. และเห็นชอบแผนงานที่ ปตท. จะดำเนินงานภายหลังการถือหุ้นทั้งหมด โดยให้นำหุ้นของ RRC เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ ในโอกาสที่เหมาะสม ซึ่ง ปตท. ได้ซื้อหุ้นทั้งหมดของ RRC จาก SIHL ในเดือนธันวาคม 2547 และต่อมาเมื่อเดือนมิถุนายน 2549 RRC ได้เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์ฯ และเสนอขายหุ้นต่อประชาชนในสัดส่วน ร้อยละ 30 ตามข้อกำหนดของสัญญาฯ ซึ่งมีผลให้สัดส่วนการถือหุ้นของ ปตท. มีสัดส่วนร้อยละ 70
4. เพื่อเพิ่มศักยภาพและประสิทธิภาพในการประกอบธุรกิจ RRC มีความประสงค์จะควบรวมกิจการกับบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน) "ATC" เพื่อให้เป็นอุตสาหกรรมปิโตรเลียมและปิโตรเคมีอย่างครบวงจร โดยจัดตั้งเป็นบริษัทใหม่ ดำเนินกิจการโรงกลั่นน้ำมัน และการผลิตและจำหน่ายอะโรเมติกส์และผลิตภัณฑ์ปิโตรเลียม ซึ่งเมื่อจดทะเบียนการควบรวมบริษัทแล้ว ทั้ง 2 บริษัทจะหมดสภาพการเป็นนิติบุคคล โดยบริษัทที่ควบกันจะรับโอนทรัพย์สิน สิทธิ หน้าที่และความรับผิดชอบทั้งหมด รวมถึงหน้าที่ในการปฏิบัติตามสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่น ปิโตรเลียมด้วย โดยสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัทใหม่เบื้องต้นจะเป็น ปตท. ร้อยละ 49 และผู้ถือหุ้นรายย่อย (ผ่านตลาดหลักทรัพย์ฯ) ร้อยละ 51 โดยในส่วนของผู้ถือหุ้นรายย่อยที่ไม่เห็นด้วยกับการควบรวมกิจการ ปตท. จะขอรับซื้อคืนในราคาประกัน ซึ่งอาจมีผลให้สัดส่วนการถือหุ้นเปลี่ยนแปลงไปจากเบื้องต้นได้
5. การควบรวมกิจการของ RRC และ ATC ทำให้เกิดการ synergy ให้โรงกลั่นมีขนาดใหญ่ขึ้น เป็นการเพิ่มศักยภาพและประสิทธิภาพในการประกอบธุรกิจให้มีความแข็งแกร่ง และเป็นประโยชน์ต่อผู้ถือหุ้น ผู้บริโภค และอุตสาหกรรมโรงกลั่นน้ำมันของประเทศในภาพรวม คือ 1) เพิ่มความมั่นคงด้านพลังงานในด้านกำลังการกลั่นและการเก็บรักษาน้ำมันดิบและ ผลิตภัณฑ์ 2) สร้างมูลค่าเพิ่มจากการกลั่นคอนเดนเสทในประเทศ 3) การผลิตปิโตรเคมีเพื่อส่งออก นำรายได้เข้าประเทศ 3) เพิ่มความยืดหยุ่นในการเลือกผลิตน้ำมันหรือปิโตรเคมี และการเลือกใช้วัตถุดิบคอนเดนเสทที่มีกำมะถันสูงที่มีต้นทุนถูกลง 4) สร้างเสริมประสิทธิภาพทางอุตสาหกรรมและเทคโนโลยีแก่ประเทศ และ 5) เป็นหุ้นกลุ่มอุตสาหกรรมที่มีขนาดใหญ่และเข้มแข็งขึ้น ทำให้นักลงทุนสนใจเข้ามาลงทุนในตลาดหลักทรัพย์ฯ มากขึ้น
6. เนื่องจาก RRC ได้ปฏิบัติตามเงื่อนไขและหน้าที่ตามสัญญาจัดสร้างและประกอบกิจการโรงกลั่น อย่างครบถ้วน ประกอบกับการควบรวมกิจการดังกล่าวเป็นประโยชน์ต่อประเทศโดยรวม จึงเห็นสมควรที่จะให้การสนับสนุนการควบรวมกิจการดังกล่าว ซึ่งตามข้อ 21 ของสัญญาจัดสร้าง และประกอบกิจการโรงกลั่นปิโตรเลียมกำหนดไว้ว่าผู้รับอนุญาตจะโอนสิทธิและ หน้าที่ตามสัญญาไปยังบุคคลอื่นไม่ได้ เว้นแต่จะได้รับความยินยอมเป็นหนังสือจากผู้อนุญาต คือ กระทรวงพลังงานก่อน
มติของที่ประชุม
1.รับทราบการควบรวมกิจการของบริษัท โรงกลั่นน้ำมันระยอง จำกัด (มหาชน) กับบริษัท อะโรเมติกส์ (ประเทศไทย) จำกัด (มหาชน)
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานดำเนินการแก้ไขสัญญาจัดสรรและประกอบกิจการโรง กลั่นปิโตรเลียมระหว่างกระทรวงอุตสาหกรรม กับ บริษัท เชลล์แห่งประเทศไทย จำกัด โดยให้บริษัทที่เกิดขึ้นใหม่จากการควบรวมกิจการเป็นผู้รับอนุญาตตามสัญญากับ กระทรวงพลังงานภายหลังจากการควบรวมบริษัทเสร็จสิ้นแล้ว
กพช. ครั้งที่ 113 - วันจันทร์ที่ 4 มิถุนายน 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2550 (ครั้งที่ 113)
วันจันทร์ที่ 4 มิถุนายน พ.ศ. 2550 เวลา 09.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564
3.แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
4.การออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
5.การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด
6.แผนงานการสนับสนุนโครงการพลังงานใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
7.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (1 เมษายน - 28 พฤษภาคม 2550)
8.ปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก Tenaga Nasional Berhad (TNB)
9.การออกประกาศเชิญชวนให้ยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจบนบกและในทะเลอ่าวไทย ครั้งที่ 20
นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายชวลิต พิชาลัย รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550 - 2564
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 ได้เห็นชอบในหลักการการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007) โดยใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าเดือนมีนาคม 2550 กรณีฐาน และให้ใช้แผน B2 (กรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีความเป็นไปได้) เป็นแผนหลักในการจัดทำแผน PDP 2007 และใช้แผน B3 (กรณีการนำเข้า LNG ในปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี และรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้น) เป็นแผนทางเลือก และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำรายละเอียดแผนการจัดหาเชื้อเพลิง แผนการลงทุนในระบบผลิตและระบบส่งไฟฟ้า และประมาณการฐานะการเงิน เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. กฟผ. ได้จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550-2564 ซึ่งสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
2.1 สมมติฐานที่ใช้ในการจัดทำแผน PDP 2007
2.1.1 ใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าเดือนมีนาคม 2550 กรณีฐาน และประมาณการราคาเชื้อเพลิง โดย บมจ.ปตท. และ กฟผ.
2.1.2 โรงไฟฟ้าที่นำมาคัดเลือกเข้าแผนฯ ประกอบด้วย (1) โรงไฟฟ้าพลังความร้อน (ถ่านหิน) 700 เมกะวัตต์ (2) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (ก๊าซธรรมชาติ/LNG) 700 เมกะวัตต์ (3) โรงไฟฟ้ากังหันแก๊ส (ดีเซล) 230 เมกะวัตต์ และ (4) โรงไฟฟ้าพลังความร้อน (นิวเคลียร์) 1,000 เมกะวัตต์ โดย โรงไฟฟ้าถ่านหินและนิวเคลียร์มีกำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเร็วที่สุดในปี 2557 และ 2563 ตามลำดับ
2.1.3 มีการปลดโรงไฟฟ้าออกจากระบบในช่วง 2550-2564 จำนวน 7,689 เมกะวัตต์
2.1.4 คำนึงถึงนโยบาย (1) การส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียน (2) การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) ประเภท Firm เพิ่มขึ้นเป็น 4,000 เมกะวัตต์ (3) การเพิ่มประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าด้วยการติดตั้ง Combined Heat and Power (CHP) ที่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. (4) การยกเลิกโครงการ Peak Cut และ (5) มาตรการประหยัดพลังงาน
2.1.5 กำหนดความมั่นคงของระบบไฟฟ้าด้วยตัวชี้วัดโอกาสไฟฟ้าดับ (Loss of Load Probability: LOLP) ไม่เกิน 24 ชั่วโมงต่อปี และกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองประมาณร้อยละ 15
2.2 การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน รัฐบาลไทยมีการพัฒนาความร่วมมือการรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน ดังนี้
2.2.1 สาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป.ลาว) จำนวน 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยมี (1) โครงการที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว 2 โครงการ จำนวน 340 เมกะวัตต์ (2) โครงการ ที่ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) แล้วและอยู่ระหว่างการก่อสร้าง 2 โครงการ จำนวน 1,535 เมกะวัตต์ (3) โครงการที่ลงนามในบันทึกความเข้าใจ (MOU) หรือที่ กพช. อนุมัติ Tariff MOU แล้วและอยู่ระหว่างเจรจา PPA 3 โครงการ จำนวน 1,224 เมกะวัตต์ และ (4) โครงการที่อยู่ระหว่างการเจรจาราคาซื้อขายไฟฟ้า 2 โครงการ จำนวน 1,870 เมกะวัตต์
2.2.2 สหภาพพม่า จำนวน 1,500 เมกะวัตต์ ภายในปี 2553 และตกลงร่วมกันที่จะพัฒนาโครงการบนลุ่มน้ำสาละวิน โดยสหภาพพม่าเสนอ 2 โครงการ จำนวน 8,200 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) โรงไฟฟ้าพลังน้ำ Hutgyi และ (2) โรงไฟฟ้าพลังน้ำ Tasang ขนาดกำลังผลิต 1,200 และ 7,000 เมกะวัตต์ ตามลำดับ และมีการลงทุนพัฒนาโรงไฟฟ้าถ่านหินที่เมืองเชียงตุง ขนาด 270 เมกะวัตต์ ซึ่งจะจำหน่ายใน สหภาพพม่าบางส่วน และส่งกลับมาขายให้ประเทศไทยด้วย
2.2.3 สาธารณรัฐประชาชนจีน จำนวน 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2560 โดยพิจารณาจากโครงการที่มีศักยภาพและจีนจะเป็นผู้คัดเลือกโครงการที่เหมาะสมเสนอแก่ไทย
2.3 สาระสำคัญของแผนหลัก PDP 2007 กำลังผลิตไฟฟ้าในช่วง 15 ปีข้างหน้า (ปี 2550-2564) เพิ่มขึ้นสุทธิ 30,532.6 เมกะวัตต์ เมื่อรวมกำลังผลิตติดตั้งในปัจจุบัน (สิ้นเดือนเมษายน 2550) ทำให้กำลังผลิตรวมทั้งหมดเป็น 58,321.1 เมกะวัตต์ โดยแผนการจัดหาแหล่งผลิตแบ่งออกเป็น 2 ช่วง ดังนี้
2.3.1 ปี 2550-2553: โรงไฟฟ้าอยู่ระหว่างการก่อสร้างในปัจจุบัน รวม 7,885.25 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) โรงไฟฟ้าที่ก่อสร้างโดย กฟผ. 2,840 เมกะวัตต์ (2) ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) 3,541.25 เมกะวัตต์ (3) SPP 147.3 เมกะวัตต์ (4) การรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว 920 เมกะวัตต์ (5) โครงการ CHP 355 เมกะวัตต์ และ (6) โครงการ RPS ที่ กฟผ. ผลิตเอง 81.7 เมกะวัตต์ นอกจากนี้ มีการปลดโรงไฟฟ้าของ กฟผ. จำนวน 1,482.6 เมกะวัตต์ รวมกำลังผลิตเพิ่มขึ้นสุทธิ 6,402.65 เมกะวัตต์
2.3.2 ปี 2554-2564: เป็นช่วงที่ต้องก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่และรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน เพิ่มขึ้นจำนวน 31,791 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) กฟผ. จะสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ จำนวน 16 โรงไฟฟ้า รวม 12,400 เมกะวัตต์ (2) การรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 18 โรงไฟฟ้า รวม 12,600 เมกะวัตต์ (3) การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP 1,700 เมกะวัตต์ และ (4) การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน 5,091 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ กฟผ. ได้บรรจุโครงการใน สปป.ลาว ที่ยังไม่ได้มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแต่มีความชัดเจนแล้วไว้ในแผน ได้แก่ โครงการเทินหินบุนส่วนขยาย น้ำงึม 3 น้ำเทิน 1 และน้ำเงี๊ยบ รวมกำลังการผลิต 1,444 เมกะวัตต์
2.4 สาระสำคัญของแผนทางเลือก ในช่วงก่อนปี 2554 เหมือนแผนหลัก ตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป พิจารณากรณีที่มีการนำเข้า LNG ปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี และรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้น จำนวน 31,791 เมกะวัตต์ ประกอบด้วย (1) กฟผ. จะสร้างโรงไฟฟ้า จำนวน 13 โรงไฟฟ้า รวม 10,300 เมกะวัตต์ (2) การรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จำนวน 9 โรงไฟฟ้า รวม 6,300 เมกะวัตต์ (3) การรับซื้อ ไฟฟ้าจาก SPP 1,700 เมกะวัตต์ และ (4) การรับซื้อไฟฟ้าจากประเทศเพื่อนบ้าน 13,491 เมกะวัตต์
2.5 สัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า เมื่อสิ้นปี 2564
2.5.1 แผนหลัก มีสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงจากก๊าซธรรมชาติ/LNG สูงถึงร้อยละ 62.8 รองลงมาคือ ถ่านหินนำเข้า พลังน้ำ (รวมซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ) และนิวเคลียร์ มีสัดส่วนร้อยละ 9.8 9.7 และ 9.0 ตามลำดับ
2.5.2 แผนทางเลือก มีสัดส่วนการใช้เชื้อเพลิงจากก๊าซธรรมชาติ/LNG ลดลงเหลือร้อยละ 43.6 ในขณะที่การผลิตไฟฟ้าจากพลังน้ำ(รวมซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ) มีสัดส่วนเพิ่มขึ้นเป็น ร้อยละ 28.9
2.6 กำลังการผลิตสำรองต่ำสุด ในแต่ละปีทั้งแผนหลักและแผนทางเลือกจะสูงกว่าร้อยละ 15
2.7 แผนการลงทุนในแผน PDP 2007
2.7.1 แผนหลัก มีการลงทุนในแหล่งผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้ารวม 2,077,542 ล้านบาท จำแนกเป็น (1) การลงทุนของ กฟผ. จำนวน 1,366,528 ล้านบาท ประกอบด้วย ระบบผลิต 771,959 ล้านบาท และระบบส่ง 594,569 ล้านบาท (2) การลงทุนของ IPP SPP และต่างประเทศ รวม 711,014 ล้านบาท
2.7.2 แผนทางเลือก มีการลงทุนในแหล่งผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้ารวม 2,408,478 ล้านบาท จำแนกเป็น (1) การลงทุนของ กฟผ. จำนวน 1,406,395 ล้านบาท ประกอบด้วย ระบบผลิต 714,955 ล้านบาท และระบบส่ง 691,440 ล้านบาท (2) การลงทุนของ IPP SPP และ ต่างประเทศ รวม 1,002,082 ล้านบาท
2.8 ประมาณการฐานะการเงินของ กฟผ. จะมีฐานะการเงินที่ดีมาก ในช่วงปี 2549-2564 โดยมี (1) ROIC ร้อยละ 7.05-9.06 ในปี 2549-2551 และร้อยละ 8.39 ตั้งแต่ปี 2552 เป็นต้นไป (2) อัตราส่วนการลงทุนจากเงินรายได้ (Self Financing Ratio: SFR) ร้อยละ 31.17-79.23 ต่อปี (3) อัตราส่วน รายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) 1.49-3.01 เท่าต่อปี และ (4) อัตราผลตอบแทนต่อเงินทุน (Return on Equity: ROE) ร้อยละ 8.87-14.18 ต่อปี นอกจากนี้ ยังมีเงินสด ณ วันสิ้นปี อยู่ในระดับที่เพิ่มสูงขึ้นมากจาก 17,194 ล้านบาท ในปี 2549 เป็น 69,456 ล้านบาท ในปี 2564
2.9 แผนการจัดหาถ่านหินรองรับโรงไฟฟ้าถ่านหิน 4 โรงของ กฟผ. อยู่ระหว่างติดต่อกับผู้ผลิตถ่านหินในประเทศอินโดนีเซีย เวียดนาม และออสเตรเลีย เพื่อจัดหาถ่านหินระยะยาวคุณภาพดีในปริมาณที่เพียงพอตลอดอายุโรงไฟฟ้า
2.10 ปริมาณการปล่อยก๊าซที่ก่อให้เกิดมลภาวะทางอากาศจากโรงไฟฟ้าที่ก่อให้เกิดมลภาวะทางอากาศ เมื่อเปรียบเทียบโรงไฟฟ้าตาม PDP 2007 แผนหลัก กับแผน PDP ที่ใช้ความต้องการไฟฟ้าฉบับเมษายน 2549 พบว่าปริมาณการปล่อยก๊าซที่ก่อให้เกิดมลภาวะทางอากาศจากโรงไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 ต่ำกว่าแผน PDP ที่ใช้ความต้องการไฟฟ้าฉบับเมษายน 2549 มาก โดยเฉพาะ CO2
2.11 โครงการโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ เครื่องที่ 1-4
2.11.1 การกำหนดให้มีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ จำนวน 4,000 เมกะวัตต์ เป็นทางเลือกหนึ่งในการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในลักษณะโรงไฟฟ้าที่ผลิตพลังงาน ไฟฟ้าตามความต้องการพื้นฐาน (Base Load Plant) เพื่อ (1) สนองความต้องการไฟฟ้าที่เพิ่มสูงขึ้น (2) เพิ่มความมั่นคงในระบบไฟฟ้าและพลังงานของประเทศ (3) เพิ่มประสิทธิภาพและความน่าเชื่อถือในการผลิตไฟฟ้า (4) ลดความเสี่ยงด้านราคาเชื้อเพลิง และ (5) เพื่อสนองความต้องการใช้พลังงานที่สะอาด
2.11.2 กพช. ได้แต่งตั้งคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ขึ้น เพื่อจัดทำ และเสนอแนะแผนงาน มาตรการ แนวทางในการดำเนินงานการเตรียมความพร้อมด้านต่างๆ การสร้างความเข้าใจที่ถูกต้องและการยอมรับของประชาชน ฯลฯ ซึ่งปัจจุบัน กฟผ. กำลังดำเนินการศึกษาและคัดเลือกสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ที่เหมาะสมตาม มาตรฐานสากล โดยจะต้องมีความเหมาะสมทั้งในด้านวิศวกรรม ความปลอดภัย ด้านสิ่งแวดล้อม และด้านเศรษฐศาสตร์
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550-2564 ที่จัดทำโดย กฟผ. แล้ว มีความเห็น ดังนี้
3.1 แผน PDP 2007 แผนหลักที่ กฟผ. เสนอ เป็นแผนที่มีความเหมาะสมในการดำเนินการ อย่างไรก็ตาม ในแผน PDP 2007 กำหนดให้มีโรงไฟฟ้าเอกชนโรงแรกจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในปี 2555 ซึ่งการดำเนินงานตามแผนดังกล่าวผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนจะมีเวลาในการเตรียมการก่อ สร้างประมาณ 4 ปีเท่านั้น ดังนั้น จึงเห็นควรเร่งรัดให้มีการเปิดประมูลการรับซื้อไฟฟ้าจากเอกชนโดยเร็ว เพื่อมิให้เกิดปัญหาต่อ ความมั่นคงของระบบไฟฟ้าในช่วงปี 2555
3.2 ค่าความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นในเดือนเมษายน 2550 เท่ากับ 22,586 เมกะวัตต์ มีค่าใกล้เคียงกับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับเดือนมีนาคม 2550 ที่ได้พยากรณ์ความต้องการ พลังไฟฟ้าในกรณีฐาน และกรณีสูงสำหรับปี 2550 ไว้เท่ากับ 22,513 และ 22,562 เมกะวัตต์ ตามลำดับ โดยความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุดที่เกิดขึ้นมีค่าสูงกว่าค่าพยากรณ์ฯ กรณีฐาน และกรณีสูงเล็กน้อย เท่ากับ 73 และ 24 เมกะวัตต์ ตามลำดับ
3.3 แผน PDP 2007 ได้กำหนดให้มีโรงไฟฟ้านิวเคลียร์และโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มขึ้น แทนการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนถ่านหินตามแผน PDP ที่ใช้ค่าความต้องการไฟฟ้าฉบับเมษายน 2549 ส่งผลให้การปล่อยมลภาวะทางอากาศลดลงมาก โดยเฉพาะ CO2 เนื่องจากโรงไฟฟ้านิวเคลียร์ใช้ยูเรเนียมเป็นเชื้อเพลิง จึงไม่ปล่อยก๊าซที่เป็นมลพิษ เช่น NOx SOx และ CO2 ตลอดจน ไม่ก่อเกิดปรากฏการณ์เรือนกระจกและปัญหาภาวะโลกร้อน (Global Warming) ดังนั้น จึงเห็นควรให้เร่งดำเนินการ ให้ความรู้และสร้างความเข้าใจกับประชาชนในเรื่องโรงไฟฟ้านิวเคลียร์โดยเร็ว เพื่อให้การก่อสร้างโรงไฟฟ้านิวเคลียร์สามารถก่อสร้างได้ตามแผนที่วางไว้ เพื่อลดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมในระยะยาว
3.4 การจัดทำประมาณการฐานะการเงินของ กฟผ. ได้กำหนดโดยใช้สมมติฐาน ROIC ในอัตราคงที่เท่ากับร้อยละ 8.39 ซึ่งเป็นหลักเกณฑ์ทางการเงินที่กำหนดขึ้นภายใต้สมมติฐานที่ กฟผ. จะดำเนินการแปลงสภาพเป็น บมจ.กฟผ. ดังนั้น จึงเห็นควรให้มีการศึกษาทบทวน เพื่อให้สอดคล้องกับ สถานภาพปัจจุบันของ กฟผ. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย แผนหลัก ในปี พ.ศ. 2550-2564 โดยมีโครงการด้านการผลิตไฟฟ้าที่ กฟผ. ดำเนินการเอง จำนวน 16 โครงการ รวม 12,400 เมกะวัตต์ และกำลังการผลิตไฟฟ้าที่จะซื้อจากโครงการขนาดใหญ่ของภาคเอกชน (IPP) จำนวน 12,600 เมกะวัตต์ รวมวงเงินลงทุนของ กฟผ. ทั้งในระบบผลิตและระบบส่งไฟฟ้าจำนวน 1,366,528 ล้านบาท ในช่วงปี 2550-2564 ทั้งนี้ หากมีปัญหาในการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) หรือการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ให้ กฟผ. พิจารณาการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้นตามแนวทางของแผนทางเลือก สำหรับการอนุมัติโครงการของ กฟผ. นั้น ให้ กฟผ. นำเสนอโครงการที่อยู่ในแผนหลักหรือแผนทางเลือกเสนอกระทรวงพลังงาน เพื่อเสนอต่อคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติตามขั้นตอนต่อไป
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงาน โดย สนพ. และ กฟผ. รับไปประสานงานกับสำนักงานคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุน และกระทรวงการคลังร่วมกันพิจารณาแนวทางการส่งเสริมและสนับสนุน เครื่องจักรและอุปกรณ์สำหรับการประกอบกิจการไฟฟ้าที่ผลิตในประเทศ เพื่อเพิ่มสัดส่วนอุตสาหกรรมของไทยให้มากขึ้น
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 เห็นชอบแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 ปี 2544-2554 (ปรับปรุง) ซึ่งเป็นแผนการลงทุนเพิ่มเติมเพื่อขยายและปรับปรุงระบบท่อส่งก๊าซฯ จำนวน 11 โครงการ วงเงินลงทุนรวม 157,102 ล้านบาท รวมทั้งเห็นชอบในหลักการการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะยาว ต่อมาเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบในหลักการการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007) และเห็นชอบในหลักการแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของ ปตท. ตามแผนความต้องการก๊าซธรรมชาติของโรงไฟฟ้าตาม PDP 2007 โดยมอบให้ ปตท. จัดทำรายละเอียดตามแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพื่อนำเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
2. แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติของประเทศไทย ประกอบด้วย
2.1 แผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติในระยะสั้น คาดว่าความต้องการก๊าซฯ จะเพิ่มขึ้นจากระดับ 3,100 ล้าน ลบ.ฟุต/วัน ณ ปัจจุบัน เป็น 4,860 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2554 และในระยะยาว ตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป คาดว่าความต้องการก๊าซฯ จะเพิ่มขึ้นถึงระดับ 7,400 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2564 และแผนทางเลือกความต้องการก๊าซฯ จะเพิ่มขึ้นเป็นระดับ 6,200 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในปี 2564 การจัดหาก๊าซฯ จะเพิ่มขึ้น ปี 2550-2554 คาดว่าจะอยู่ที่ระดับประมาณ 1,700-1,850 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน โดยตั้งแต่ปี 2554 ปตท. มีแผนการนำเข้า LNG ในปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี โดยมีปริมาณเริ่มต้น 5 ล้านตันต่อปี จากสัญญาระยะสั้น ในปริมาณ 1-2 ล้านตันต่อปี ในช่วงปี 2554-2555 ซึ่ง ปตท. อยู่ระหว่างการเจรจากับกลุ่มผู้ผลิตโดยตรงและกลุ่มผู้ค้า (Traders) ส่วนสัญญาระยะยาวในปริมาณ 3-5 ล้านตันต่อปี ตั้งแต่ปี 2556-2560 โดยจะมีการจัดหาจากประเทศสาธารณรัฐอิสลามอิหร่าน และแหล่งอื่นๆ เช่น ประเทศออสเตรเลีย อินโดนีเซีย มาเลเซีย รัสเซีย แอฟริกา และการ์ต้า เป็นต้น
2.2 แผนการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพื่อรองรับความต้องการก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้น
(1) การจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมที่ได้เจรจาแล้ว ดังนี้
- ในประเทศ ประกอบด้วย แหล่งเจดีเอ แปลง A18 ซึ่งจะเริ่มส่งก๊าซฯ ตามสัญญาในปริมาณ 200 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ภายในเดือนเมษายน 2550 และจะเพิ่มเป็น 400 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ภายในเดือนเมษายน 2551, แหล่งเจดีเอ แปลง B17&C19 และ B17-01 เริ่มส่งก๊าซฯ ตามสัญญาภายในเดือนพฤศจิกายน 2551 ในช่วง 10 ปีแรก และลดเหลือ 250 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในช่วงปีที่ 11 ถึงปีที่ 16 ทั้งนี้ถ้ามีปริมาณสำรองก๊าซฯ เพิ่มขึ้นปริมาณซื้อขายจะเพิ่มอีกไม่เกิน 200 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน, แหล่งอาทิตย์ มีปริมาณซื้อขายตามสัญญา 330 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน เริ่มส่งก๊าซฯ ตามสัญญาภายในเดือนพฤษภาคม 2550, และแหล่งภูฮ่อม มีปริมาณซื้อขายตามสัญญา 80 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน และจะปรับเพิ่มขึ้นเป็นระยะๆ จนถึงปริมาณสูงสุดที่ 108 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน เริ่มส่งก๊าซฯ ตามสัญญาภายในเดือนพฤศจิกายน 2549
- ต่างประเทศ ปตท. ได้เจรจาปรับเพิ่มปริมาณซื้อก๊าซฯ ในสัญญาซื้อก๊าซฯ แหล่งยาดานาจากสหภาพพม่าในปริมาณ 40 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน จากปริมาณตามสัญญา 525 เป็น 565 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน โดยมีผลตั้งแต่เดือนกันยายน 2549
(2) การจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมที่อยู่ระหว่างการเจรจา
- ในประเทศ ประกอบด้วย แหล่งอาทิตย์เหนือส่วนเพิ่ม ซึ่งมีปริมาณซื้อขายเริ่มต้นที่ 60 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ตั้งแต่เดือนสิงหาคม 2551 และจะเพิ่มขึ้นเป็น 120 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2551 เป็นระยะเวลา 1,050 วัน, แหล่งบงกชใต้ (ส่วนเพิ่มจากแหล่งบงกช) มีปริมาณซื้อขาย 200-350 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน ในช่วง 12 เดือนแรก คาดว่าจะเริ่มส่งก๊าซฯ ได้ภายในปี 2554, และแหล่งเชฟรอน (ส่วนเพิ่มแหล่งยูโนแคล 123 เดิม) มีปริมาณซื้อขาย 170-500 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน คาดว่าในส่วนของปริมาณซื้อขายจำนวน 170 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวันจะสามารถเริ่มส่งได้ภายในปี 2550
- ต่างประเทศ ประกอบด้วย แหล่ง M9 จากสหภาพพม่า มีปริมาณซื้อขาย 300-500 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน คาดว่าจะเริ่มส่งก๊าซฯ ได้ภายในปี 2554-2555 และแหล่งนาทูน่าจากอินโดนีเซีย มีปริมาณซื้อขายประมาณ 500-1,000 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน คาดว่าจะเริ่มส่งก๊าซธรรมชาติภายในปี 2560-2561
2.3 แผนการนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว ปตท. สามารถบรรลุการเจรจาซื้อขายกับบริษัท Pars LNG Limited (Pars LNG) โดยได้ลงนามในหลักการข้อตกลง (Head of Agreements หรือ HOA) เพื่อ นำเข้า LNG ปริมาณ 3 ล้านตันต่อปี (หรือเทียบเท่าก๊าซธรรมชาติประมาณ 420 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน) โดยทั้งสองฝ่ายอยู่ระหว่างเจรจาจัดทำสัญญาซื้อขาย LNG (SPA) เพื่อลงนามต่อไป
2.4 การดำเนินโครงการ LNG Receiving Terminal จะตั้งอยู่บนโครงการท่าเรืออุตสาหกรรม มาบตาพุดระยะที่ 2 ทั้งนี้ ปตท. ได้ลงนามในสัญญาอนุญาตให้ใช้พื้นที่โครงการท่าเรือ ระยะ 2 จำนวนประมาณ 800 ไร่ โดยแบ่งขอบเขตของโครงการ ได้เป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 ประกอบด้วย การก่อสร้างท่าเทียบเรือขนาดรับเรือ LNG สูงสุด 264,000 ลบ. เมตร 1 ท่าและถังเก็บ LNG ขนาด 160,000 ลบ.เมตร จำนวน 2 ถัง รวมทั้งหน่วยเปลี่ยนสถานะของเหลวเป็นก๊าซฯ 1 หน่วย กำลังผลิต 5 ล้านตันต่อปี และระยะที่ 2 ประกอบด้วย การก่อสร้างท่าเทียบเรือ LNG อีก 1 ท่า ขนาดเท่ากับท่าเทียบเรือที่ 1 และท่าเทียบเรือที่ 3 เพื่อรองรับและส่งออกเรือ LNG ขนาดสูงสุด 2,000 ลบ.เมตร และรองรับและส่งออกเรือ LPG ขนาดสูงสุด 3,000 ลบ.เมตร และถังเก็บ LNG ขนาด 160,000 ลบ.เมตร เพิ่มอีกจำนวน 1 ถัง รวมทั้งหน่วยเปลี่ยนสถานะของเหลวเป็นก๊าซฯ เพิ่มอีก 1 หน่วย กำลังผลิต 5 ล้านตันต่อปี สำหรับโครงการระยะที่ 1 มีเงินลงทุนเท่ากับ 33,440 ล้านบาท โดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาสที่ 2 ปี 2554 และระยะที่ 2 มีเงินลงทุนเท่ากับ 15,660 ล้านบาท โดยคาดว่าจะเริ่มดำเนินงานได้ในปี 2557/2558 สำหรับค่าบริการสถานีและผลตอบแทนการลงทุนบริษัทนั้น PTTLNG จะเรียกเก็บค่าดำเนินการในรูปค่าบริการสถานี LNG จาก ปตท. โดยค่าบริการสถานีอยู่ระหว่าง 0.48-0.61 เหรียญสหรัฐฯต่อล้านบีทียูเฉลี่ยตลอดโครงการ
3. ปตท. ได้ขอให้ทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุง) ที่ ครม. ได้มีมติเห็นชอบเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 เพื่อให้สอดคล้องกับแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติและแผน PDP 2007 รวมถึงเพื่อให้สอดคล้องกับสภาวะตลาดการก่อสร้างโครงการในปัจจุบันที่มีต้น ทุนเหล็กและค่าก่อสร้างที่ปรับเพิ่มขึ้น โดยได้ขอปรับปรุงเพิ่มเติม ดังนี้
- ระยะที่ 1 : เปลี่ยนแนววางท่อส่งก๊าซฯ ให้ขนานกับทางรถไฟ ซึ่งทำให้ต้องเปลี่ยนวิธีวางท่อเป็นวิธีขุดลอกเพื่อลดกระทบมวลชนในบริเวณแนว ท่อส่งก๊าซฯ นอกจากนี้ ปตท. ได้ปรับเพิ่มขีดความสามารถของระบบท่อส่งก๊าซฯ ของโครงการวางท่อก๊าซฯ ไปยังโรงไฟฟ้าพระนครเหนือ จาก 150 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน เป็น 240 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน (หรือประมาณร้อยละ 60) ทำให้เงินลงทุนปรับเพิ่มขึ้นจาก 10,323 ล้านบาท เป็น 11,446 ล้านบาท
- ระยะที่ 2 : ปรับเพิ่มกำลังการส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดของระบบท่อส่งก๊าซฯ บนบกเส้นที่ 4 (โครงการวางท่อส่งก๊าซฯ บนบกเส้นที่ 4 (ระยอง-แก่งคอย) จาก 1,100 เป็น 1,400 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน เพื่อให้สามารถรองรับการนำเข้า LNG ในปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี รวมถึงการย้ายจุดที่ท่อจะไปเชื่อมจากอำเภอวังน้อย จังหวัดอยุธยา ไปที่อำเภอแก่งคอย จังหวัดสระบุรี ซึ่งการเปลี่ยนแนวท่อส่งก๊าซฯ จะทำให้ความยาวท่อส่งก๊าซฯ เพิ่มขึ้นจาก 220 กม. เป็น 300 กม. และทำให้เงินลงทุนปรับเพิ่มขึ้นจาก 21,209 ล้านบาท เป็น 39,567 ล้านบาท
- ระยะที่ 3 : เพิ่มกำลังส่งก๊าซธรรมชาติสูงสุดของระบบท่อส่งก๊าซฯ ฝั่งตะวันตกจาก 1,300 เป็น 2,000 ล้าน ลบ.ฟุตต่อวัน โดยติดตั้งหน่วยเพิ่มความดันก๊าซฯ (Compressor) ใช้เงินลงทุนประมาณ 4,197 ล้านบาท เพื่อรองรับแผนการจัดหาก๊าซฯ จากประเทศสหภาพพม่าในปริมาณ 300-600 ล้าน ลบ.ฟุต ต่อวัน และยกเลิกแผนการลงทุนระบบท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลฝั่งตะวันตก ทำให้เงินลงทุนปรับลดลงจาก 29,213 ล้านบาท เป็น 4,197 ล้านบาท
- การลงทุนเพิ่มเติมในระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติเชื่อมในทะเล เนื่องจากผลการเจรจาจัดซื้อก๊าซฯ เพิ่มเติมจากอ่าวไทยได้ข้อสรุปที่จะให้ ปตท. รับซื้อก๊าซฯ ณ จุดส่งมอบ ณ ปากหลุม โดย ปตท. จะต้องเป็นผู้รับผิดชอบค่าใช้จ่ายในการวางท่อส่งก๊าซฯ เพื่อเชื่อมจากแหล่งผลิตมายังระบบท่อส่งก๊าซฯ ในทะเลเส้นที่ 3 จึงทำให้ ปตท. ต้องใช้เงินลงทุนรวม 13,510 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.รับทราบความก้าวหน้าในการดำเนินการตามแผนการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่ม เติมที่ได้มีการเจรจารวมทั้งลงนามในสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติแล้วทั้งใน ประเทศและต่างประเทศ ได้แก่ แหล่งเจดีเอ แหล่งอาทิตย์ แหล่งภูฮ่อม และแหล่งยาดานา ตามข้อ 2.2 (1)
2;เห็นชอบแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติทั้งระยะสั้น (ปี 2550-2554) และระยะยาว (ตั้งแต่ปี 2554) ตามข้อ 2.1 และ 2.2 ทั้งนี้ เมื่อการจัดซื้อก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมที่อยู่ระหว่างการเจรจาทั้งในประเทศ และต่างประเทศ ตามข้อ 2.2 (2) มีข้อยุติแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการเจรจารวมทั้งสัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติต่อ กพช. และ ครม. เพื่อให้ความเห็นชอบต่อไป
3.รับทราบความก้าวหน้าในการดำเนินการตามแผนการนำเข้า LNG จากประเทศสาธารณรัฐ อิสลามอิหร่าน ตามหลักการใน HOA ระหว่าง ปตท. กับบริษัท Pars LNG Limited ตามแผนการนำเข้า LNG ทั้งนี้ เมื่อการเจรจามีข้อยุติแล้ว ให้ ปตท. นำเสนอผลการเจรจารวมทั้งสัญญาซื้อขาย LNG ต่อ สนพ. กพช. และ ครม. เพื่อให้ความเห็นชอบต่อไป
4.รับทราบความก้าวหน้าในการดำเนินการโครงการ LNG Receiving Terminal ตามข้อ 2.4 โดยมอบหมายให้ ปตท. เร่งดำเนินการเจรจานำเข้า LNG ให้ได้ปริมาณที่ชัดเจนและสอดคล้องกับแผนการดำเนินการก่อสร้างตามโครงการ LNG Receiving Terminal โดยเฉพาะในปริมาณ 5 ล้านตันแรกสำหรับโครงการระยะที่ 1 ซึ่งมีกำหนดที่จะเริ่มดำเนินการในเชิงพาณิชย์ในไตรมาสที่ 2 ของปี 2554
5.เห็นชอบในหลักการให้ค่าบริการสถานี LNG อันประกอบไปด้วย การให้บริการรับเรือนำเข้า LNG ขนถ่าย เก็บรักษาและแปลงสภาพจากของเหลวเป็นก๊าซฯ และขนส่งเข้าระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติของ ปตท. เป็นส่วนหนึ่งของราคา LNG โดยเห็นควรมอบหมายให้ สนพ. จัดทำหลักเกณฑ์การกำหนดราคา LNG รวมทั้งหลักเกณฑ์การกำกับดูแลค่าบริการสถานี LNG เพื่อเสนอ กพช. และ ครม. เพื่อให้ความ เห็นชอบต่อไป
6.เห็นชอบกับข้อเสนอการทบทวนแผนแม่บทระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติฉบับที่ 3 พ.ศ. 2544-2554 (ปรับปรุงเพิ่มเติม) ตามข้อ 3 จำนวน 14 โครงการ เป็นวงเงินลงทุน 165,077 ล้านบาท
เรื่องที่ 3 แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรง ไฟฟ้า และมอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการในรายละเอียด และนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2. แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ประกอบด้วย
2.1 กองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า กำหนดให้มีการจัดตั้งกองทุนฯ ขึ้น มีวัตถุประสงค์เพื่อจัดหาเงินทุนในการพัฒนาคุณภาพชีวิตของประชาชนและสิ่งแวด ล้อมในชุมชนพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า ที่ได้รับผลกระทบจากการก่อสร้างโรงไฟฟ้า และเพื่อสร้างสรรค์มิติใหม่ของการอยู่ร่วมกันระหว่างชุมชนกับโรงงาน อุตสาหกรรมขนาดใหญ่ ซึ่งจะเป็นแนวทางการพัฒนาที่มั่นคงและยั่งยืน และเป็นแบบอย่างที่ดีสำหรับอุตสาหกรรมอื่นๆ ในอนาคต โดยให้มีการจัดตั้งกองทุนฯ ขึ้นทุกโรงไฟฟ้า ในกรณีที่มีหลายโรงไฟฟ้าอยู่ในบริเวณขอบเขตพื้นที่เดียวกันหรืออยู่ในนิคม อุตสาหกรรมเดียวกันให้มีเพียงกองทุนเดียว ส่วนจังหวัดที่มีโรงไฟฟ้าหลายแห่งแต่ไม่ได้อยู่ในบริเวณเดียวกัน ให้ขึ้นอยู่กับดุลยพินิจของผู้ว่าราชการจังหวัดนั้น ว่าควรจะให้รวมเป็นกองทุนเดียวกันหรือแยกเป็นกองทุนประจำโรงไฟฟ้า นอกจากนี้หลักการ ในการจัดเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จะพิจารณาจัดเก็บในอัตราที่แตกต่างกันตามชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิต ไฟฟ้า ซึ่งส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมที่แตกต่างกัน เช่น ปัญหากลิ่น มลภาวะทางอากาศ ระบบนิเวศน์ และวิถีการดำเนินชีวิตชุมชน
2.2 ผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ กำหนดให้โรงไฟฟ้าในประเทศที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้าที่มีปริมาณพลัง ไฟฟ้าขายเข้าระบบตั้งแต่ 6 เมกะวัตต์ขึ้นไป เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ
2.3 อัตราการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ
2.3.1 โรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2554 เป็นต้นไป จะต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ดังนี้ (1) ระหว่างการก่อสร้าง นับตั้งแต่วันที่มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจนถึงวันเริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้า ระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD) กำหนดให้โรงไฟฟ้าต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ตามกำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้า ในอัตรา 50,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี หรือ ไม่ต่ำกว่า 500,000 บาท/ปี โดยให้จ่าย ณ วันที่มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับปีแรก และวันที่ 1 มกราคม ของปีสำหรับปีต่อๆ ไป และ (2) ภายหลัง COD จนถึงวันที่โรงไฟฟ้าหมดอายุสัมปทาน กำหนดให้โรงไฟฟ้าจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ เป็นประจำทุกเดือน ตามจำนวนหน่วยพลังงานไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบของการไฟฟ้าในอัตรา ดังนี้
อัตราการจัดเก็บค่าพลังงานไฟฟ้าเข้ากองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
เชื้อเพลิง | สตางค์/หน่วย |
ก๊าซธรรมชาติ | 1.0 |
น้ำมันเตา, ดีเซล | 1.5 |
ถ่านหิน, ลิกไนต์ | 2.0 |
พลังงานหมุนเวียน - ลม และแสงอาทิตย์ - ชีวมวล กาก และเศษวัสดุเหลือใช้ ขยะชุมชน - พลังน้ำ |
0.0 1.0 2.0 |
ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าใหม่ตามนโยบายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) ให้กำหนดเป็นเงื่อนไขในประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กมาก (VSPP) ให้บวกเพิ่มจากราคาซื้อขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า
2.3.2 โรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าก่อนวันที่ 1 มกราคม 2554 กำหนดให้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ในข้อ 2.3.1 (2) โดยค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้โรงไฟฟ้าสามารถส่งผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ อัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
2.3.3 จากกรณีศึกษาประมาณการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ตามชนิดเชื้อเพลิงของโรงไฟฟ้าที่ดำเนินการในปัจจุบัน ณ ปี 2549 ประกอบด้วยโรงไฟฟ้าของ กฟผ. IPP และ SPP เฉพาะการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์และชีวมวล พบว่า ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ รวมประมาณ 1,700 ล้านบาทต่อปี เป็นค่าไฟฟ้าที่นำเข้า Ft ประมาณ 1.22 สตางค์ต่อหน่วย ทั้งนี้ จังหวัดที่ได้รับเงินกองทุนฯ สูงสุด 5 ลำดับแรก คือ จังหวัดลำปาง จังหวัดราชบุรี จังหวัดระยอง จังหวัดฉะเชิงเทรา และจังหวัดชลบุรี สำหรับโรงไฟฟ้าพลังน้ำของ กฟผ. ที่มีกำลังการผลิตติดตั้งตั้งแต่ 6 เมกะวัตต์ ขึ้นไป รวมทั้งสิ้น 3,421 เมกะวัตต์ พลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยต่อปี 7,936 ล้านหน่วยต่อปี จะจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ รวมประมาณ 160 ล้านบาทต่อปี ดังนั้น ประมาณการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ณ ปี 2549 รวมโครงการพลังน้ำของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้อง จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ รวมประมาณ 1,858 ล้านบาทต่อปี เป็นค่าไฟฟ้าที่นำเข้า Ft ประมาณ 1.26 สตางค์ต่อหน่วย
2.4 รูปแบบและการกำกับดูแลกองทุนฯ กำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนฯ ในลักษณะพหุภาคี เป็นผู้กำกับดูแลและบริหารจัดการเงินกองทุนฯ ซึ่งคณะกรรมการฯ ประกอบด้วยผู้แทนจากภาคประชาชนมากกว่าร้อยละ 50 ผู้ทรงคุณวุฒิ ผู้แทนภาครัฐ ผู้แทนโรงไฟฟ้า เป็นต้น โดยให้ผู้ว่าราชการจังหวัดที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ดำเนินการสรรหาคณะกรรมการฯ ตามระเบียบที่จะมีการยกร่างต่อไป โดยให้มุ่งเน้นการมีส่วนร่วมจากทุกกลุ่มในชุมชน แล้วนำร่างระเบียบดังกล่าวไปจัดทำการรับฟังความคิดเห็นจากชุมชนรอบโรงไฟฟ้า เพื่อให้ประชาชนได้รับทราบและร่วมแสดงความคิดเห็นเกี่ยวกับการแต่งตั้งคณะ กรรมการฯ ที่จะมาทำหน้าที่ในการดูแลผลประโยชน์และพัฒนาชุมชน เป็นการเปิดโอกาสให้ประชาชนได้มีส่วนร่วมในกระบวนการจัดตั้งกองทุนฯ ตั้งแต่แรกเริ่ม ทั้งนี้ เมื่อร่างระเบียบการสรรหาคณะกรรมการฯ ได้ผ่านการรับฟังความคิดเห็นแล้ว ผู้ว่าราชการจังหวัดจึงจะสามารถทำการสรรหาคณะกรรมการฯ ตามวิธีการที่ได้กำหนดไว้ในระเบียบดังกล่าว ซึ่งกรรมการที่ได้รับการแต่งตั้งจะต้องได้รับความเห็นชอบจากประชาชนในชุมชน รอบโรงไฟฟ้าเป็นส่วนใหญ่ด้วย
3. ร่างระเบียบการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า เพื่อให้การจัดตั้งกองทุนฯ ของโรงไฟฟ้าทั่วประเทศเป็นไปในทิศทางเดียวกัน จึงควรจัดทำร่างระเบียบการจัดตั้งกองทุนฯ เพื่อให้ผู้ว่าราชการจังหวัดที่มีโรงไฟฟ้าตั้งอยู่ใช้เป็นกรอบแนวทางในการ จัดตั้งกองทุนฯ ต่อไป โดยให้ผู้ว่าราชการจังหวัดสามารถปรับปรุงรายละเอียดปลีกย่อยได้ตามความเหมาะ สม เพื่อให้สอดคล้องกับสภาพความเป็นอยู่และความต้องการของชุมชนโดยส่วนรวมในแต่ ละพื้นที่ โดยสาระสำคัญของร่างระเบียบการจัดตั้งกองทุนฯ ให้ครอบคลุมประเด็นดังต่อไปนี้
3.1 เจตนารมณ์ของการจัดตั้งกองทุนฯ
3.2 คำนิยาม เพื่อให้เข้าใจตรงกัน เช่น ผู้ได้รับผลประโยชน์ ชุมชนรอบโรงไฟฟ้า
3.3 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้แก่ (1) องค์ประกอบของคณะกรรมการ จำนวนกรรมการ สัดส่วนของผู้แทนภาคประชาชน การเลือกสรรประธาน โดยมีผู้แทนสำนักงานพลังงานภูมิภาคที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่เป็นเลขานุการและผู้ แทนจากโรงไฟฟ้าเป็นผู้ช่วยเลขานุการ (2) คุณสมบัติของกรรมการ (3) วาระการดำรงตำแหน่ง และ (4) วิธีการปฏิบัติงาน
3.4 กรอบอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการฯ (1) กำหนดหลักเกณฑ์ผู้ได้รับผลประโยชน์จากกองทุนฯ (2) กำหนดหลักเกณฑ์ เงื่อนไข วิธีการปฏิบัติในการเก็บรักษาเงิน การเบิกจ่ายเงิน และการพัสดุ (3) พิจารณาอนุมัติแผนการพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าและงบประมาณ ให้สอดคล้องกับความต้องการของชุมชนที่แท้จริงและนำไปสู่การพัฒนาชุมชนอย่าง ยั่งยืน (4) พิจารณาประเมินผลการปฏิบัติงาน ตามแผนการพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า (5) จัดทำรายงานประจำปีเสนอกระทรวงพลังงานทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน และ (6) แต่งตั้งคณะอนุกรรมการเพื่อช่วยเหลือการปฏิบัติงานได้ตามความจำเป็น
3.5 กรอบการกำหนดผู้ได้รับผลประโยชน์จากกองทุน ให้กำหนดจากการแบ่งขอบเขตพื้นที่ โดยแบ่งออกเป็น 2 พื้นที่ ได้แก่ (1) พื้นที่ชั้นใน หมายถึงขอบเขตของพื้นที่ที่อยู่ในรัศมีขั้นต่ำ 5 กิโลเมตรจากขอบเขตของโรงไฟฟ้า หรือขอบเขตของนิคมอุตสาหกรรมที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ และ (2) พื้นที่ชั้นนอก หมายถึงขอบเขตของพื้นที่ที่อยู่นอกเหนือพื้นที่ชั้นใน โดยให้อยู่ในดุลพินิจของคณะกรรมการกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ทั้งนี้ ผู้ได้รับผลประโยชน์จากกองทุนให้หมายถึง ประชาชน หน่วยงานของภาครัฐ องค์กรบริหารส่วนท้องถิ่นหรือองค์กรบริหารส่วนเทศบาลที่อยู่ในพื้นที่ดัง กล่าว
3.6 กรอบการใช้จ่ายเงินกองทุน ต้องเป็นการใช้จ่ายเพื่อประโยชน์ของส่วนรวมเป็นหลัก และให้ความสำคัญกับพื้นที่ชั้นในเป็นลำดับแรก โดยอาจจัดสรรเป็นกองทุนไปใช้เพื่อวัตถุประสงค์ (1) ส่งเสริมและพัฒนาอาชีพและคุณภาพชีวิตของชุมชน (2) สนับสนุนการศึกษา ศาสนา วัฒนธรรม กีฬา และดนตรี (3) สนับสนุนการสาธารณสุขและสิ่งแวดล้อม ฯลฯ (4) สนับสนุนการพัฒนาพลังงานหมุนเวียน (5) เป็นหลักประกันเพื่อชดเชยความเสียหายทันทีจากผลกระทบที่มีสาเหตุจากโรงไฟฟ้า (6) ค่าตอบแทนและค่าใช้จ่ายในการปฏิบัติงานของคณะกรรมการ และ (7) อื่นๆ ตามที่คณะกรรมการฯ กำหนด เช่น ใช้เป็นส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับครอบครัวในชุมชนรอบโรงไฟฟ้า
3.7 การบัญชีของกองทุนฯ ให้จัดทำตามหลักสากล ตามแบบและหลักเกณฑ์ที่คณะกรรมการกำหนด รวมทั้งต้องจัดให้มีการตรวจสอบภายในเกี่ยวกับการเงินและการบัญชี และการพัสดุของกองทุน
3.8 การตรวจสอบการดำเนินงานของคณะกรรมการฯ โดยภาคประชาชน ควรจัดทำรายงานประจำปีเสนอกระทรวงพลังงานทุกสิ้นปีงบประมาณ และเปิดเผยต่อสาธารณชน โดยรายงานดังกล่าวให้แสดงถึงผลการดำเนินงานของคณะกรรมการในปีที่ผ่านมา รวมทั้งเหตุผลในการตัดสินใจในเรื่องต่างๆ งบดุล งบการเงิน และบัญชีทำการ พร้อมทั้งรายงานของผู้สอบบัญชี และแผนงานที่จะดำเนินการในภายหน้าของคณะกรรมการ
3.9 การพิจารณากรณีพิพาทระหว่างโรงไฟฟ้ากับชุมชน
3.10 การมีผลบังคับใช้ โดยให้มีผลตั้งแต่ วันที่ 1 มกราคม 2551 เป็นต้นไป โดยให้ผู้ว่าราชการจังหวัดเป็นผู้รักษาการตามระเบียบนี้
4. ขั้นตอนในการดำเนินการ
4.1 กระทรวงพลังงานดำเนินการยกร่างระเบียบการสรรหาคณะกรรมการกองทุนพัฒนาชุมชนใน พื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และระเบียบการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า เพื่อเป็นต้นแบบในการสรรหากรรมการ และการดำเนินงานของกองทุนฯ อยู่ในกรอบแนวทางเดียวกัน
4.2 กระทรวงมหาดไทยและกระทรวงพลังงานร่วมกันดำเนินการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนใน พื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ดำเนินการสรรหากรรมการ และดำเนินการอื่นๆ ที่จำเป็นสำหรับการจัดตั้งกองทุนฯ สำหรับโรงไฟฟ้าแต่ละแห่งให้แล้วเสร็จภายในปี 2550
4.3 ให้เริ่มเรียกเก็บเงินจากผู้ผลิตไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2550 โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้าแต่ละรายจ่ายเงินโดยตรงให้แก่กองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า แต่ในช่วงที่ยังไม่ได้มีการจัดตั้งกองทุนฯ (คือตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2550 จนถึงวันที่ 31 ธันวาคม 2553) ให้ กฟผ. เป็นผู้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ไปก่อน
5. สมาคมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ได้มีข้อกังวลเกี่ยวกับการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า ดังนี้
5.1 ในการสรรหากรรมการฯ ควรพิจารณาอย่างรอบคอบเพื่อไม่ให้เกิดปัญหาการเข้ามาใช้อำนาจในทางมิชอบของ นักการเมืองท้องถิ่น จึงควรกำหนดคุณสมบัติของกรรมการให้ชัดเจน
5.2 การดำเนินงานการจัดเก็บเงินภาษีสิ่งแวดล้อมของกระทรวงการคลัง และการจัดเก็บค่าการปล่อยมลพิษของกรมโรงงานอุตสาหกรรม ซึ่งอยู่ระหว่างการพิจารณา อาจทำให้โรงไฟฟ้าต้องรับภาระซ้ำซ้อน ซึ่งภาระดังกล่าวจะถูกผลักไปยังผู้ใช้ไฟฟ้าในที่สุด จึงเห็นควรให้ข้อสังเกตสำหรับหน่วยงานที่รับผิดชอบการดำเนินงานดังกล่าวใน การพิจารณาจัดเก็บภาษีหรือค่าธรรมเนียมให้คำนึงถึงความซ้ำซ้อนด้วย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางและขั้นตอนการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรง ไฟฟ้าตาม รายละเอียดในข้อ 2-4 โดยกำหนดให้มีการจัดตั้งกองทุนให้แล้วเสร็จภายในวันที่ 31 ธันวาคม 2550
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงมหาดไทย กระทรวงการคลัง กระทรวงอุตสาหกรรม และสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา พิจารณาดำเนินการยกร่างระเบียบการสรรหาคณะกรรมการกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่ รอบโรงไฟฟ้า และระเบียบการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าเพื่อใช้เป็นต้น แบบให้แล้วเสร็จโดยเร็ว
3.ให้แต่งตั้งคณะทำงานเพื่อพิจารณาการจัดตั้งกองทุนหรือจัดเก็บภาษีค่า ธรรมเนียมทางด้านสิ่งแวดล้อมต่างๆ มิให้มีความซ้ำซ้อนกัน โดยมีผู้แทนจากกระทรวงอุตสาหกรรม กระทรวงพลังงาน กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม สำนักงานเศรษฐกิจการคลัง และกรมบัญชีกลาง และให้ปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานคณะทำงาน
เรื่องที่ 4 การออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 9 ธันวาคม 2546 ได้มีมติเห็นชอบข้อเสนอการปรับโครงสร้างกิจการไฟฟ้า และแนวทางการกำกับดูแลตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ โดยในรายละเอียดกำหนดบทบาทของผู้ประกอบการเอกชนในการผลิตไฟฟ้าในอนาคตด้วย วิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยให้องค์กรกำกับดูแลที่จะจัดตั้งขึ้นเป็นผู้กำหนดกฎเกณฑ์และเงื่อนไขการ ประมูล ที่มีความชัดเจน โปร่งใสและเป็นธรรมต่อผู้ลงทุน นอกจากนี้ กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เห็นชอบนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ โดย ในแผนการจัดหาพลังงาน ได้กำหนดให้มีการส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนให้มีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้าเพิ่ม ขึ้น โดยเร่งรัดการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP และต่อมา กพช. มีมติเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 เห็นชอบในหลักการการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007) ซึ่งกำหนดให้มีการจัดหาไฟฟ้าจาก IPP ด้วย
2. กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รอบแรก เมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2537 จำนวน 3,800 เมกะวัตต์ และกำหนดยื่นข้อเสนอภายในวันที่ 30 มิถุนายน 2538 แบ่งการรับซื้อไฟฟ้าเป็น 2 ระยะ คือ ระยะที่ 1 จำนวน 1,000 เมกะวัตต์ กำหนดแล้วเสร็จปี 2539-2543 และระยะที่ 2 จำนวน 2,800 เมกะวัตต์ กำหนดแล้วเสร็จปี 2544 และ 2545 เมื่อถึงกำหนดวันยื่นข้อเสนอมีผู้ยื่นข้อเสนอ 32 ราย รวม 50 โครงการ ประกอบด้วยข้อเสนอ 88 ทางเลือก รวมกำลังการผลิตทั้งสิ้น 39,000 เมกะวัตต์ หรือประมาณ 9 เท่าของกำลังการผลิตที่ต้องการ โดยใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติ 37 ราย ถ่านหิน 12 ราย และออริมัลชั่น 1 ราย ซึ่งคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอฯ ได้พิจารณาคัดเลือกมีโครงการที่ผ่านการคัดเลือกรอบแรก 21โครงการ ซึ่งต่อมาคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกฯ ได้คัดเลือก IPP จำนวน 7 โครงการ จากโครงการที่ผ่านการคัดเลือกรอบแรกรวม 5,835 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ โครงการ IPP ที่ได้รับการคัดเลือกดังกล่าวได้มีการปรับปรุงแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและ กำลังการผลิตให้สอดคล้องกับสถานการณ์ที่เปลี่ยนแปลงไป ทำให้กำลังการผลิตของ IPP ปัจจุบันเป็น 6,677.5 เมกะวัตต์
3. การดำเนินงานออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รอบใหม่ สนพ. ได้จัดจ้างที่ปรึกษาเพื่อเตรียมการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 และได้จัดการสัมมนา เรื่อง "การออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน" เพื่อนำเสนอข้อมูลเกี่ยวกับวัตถุประสงค์การออกประกาศเชิญชวนฯ จำนวนกำลังการผลิต ขั้นตอนการประเมินคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอ และเงื่อนไขโครงการพัฒนาชุมชนรอบโรงไฟฟ้า จำนวน 2 ครั้ง คือ (1) วันที่ 15 ธันวาคม 2549 เพื่อรับฟังความเห็นและข้อเสนอแนะจากหน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ นักลงทุน ผู้ให้เงินกู้ สำนักงานกฎหมาย และหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้อง และ (2) วันที่ 28 ธันวาคม 2549 เพื่อรับฟังความเห็นและข้อเสนอแนะจากผู้ที่มีผลกระทบต่อการกำหนดนโยบายด้าน พลังงาน ซึ่งความเห็นและข้อเสนอแนะจากการสัมมนาดังกล่าว สนพ. ได้นำมาใช้ประกอบการพิจารณาการจัดทำเอกสารสำหรับการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อ ไฟฟ้าจาก IPP ด้วย และบริษัทที่ปรึกษาได้จัดทำร่างเอกสารการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้า (Request For Proposals Package: RFP Package) แล้วเสร็จ ประกอบด้วย ประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซ ธรรมชาติ/ถ่านหิน (Power Purchase Agreement: PPA) สัญญาซื้อขายก๊าซธรรมชาติหลัก (Master Gas Sale Agreement: MGSA) ข้อมูลระบบส่งไฟฟ้า ข้อมูลระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เป็นต้น
4. ข้อเสนอแนวทางการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รอบใหม่ สำหรับการ จัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 สรุปได้ดังนี้
4.1 การกำหนดแนวทางการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รอบใหม่ สำหรับการจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 ยังคงใช้แนวทางเดียวกับการออกประกาศเชิญชวนฯ เมื่อปี พ.ศ. 2537 โดยใช้วิธีเปิดประมูลแข่งขัน
4.2 การจัดสรรปริมาณกำลังการผลิตไฟฟ้า ใช้ประมาณการความต้องการกำลังการผลิตไฟฟ้าตามแผน PDP 2007 ซึ่งจัดสรรกำลังการผลิตในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 ให้ IPPs จำนวน 3,200 เมกะวัตต์ โดยมีจำนวนกำลังการผลิตในแต่ละปี ดังนี้ ปี 2555 และปี 2556 จำนวนปีละ 800 เมกะวัตต์ และปี 2557 จำนวนปีละ 1,600 เมกะวัตต์ รวม 3,200 เมกะวัตต์
4.3 กำหนดการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP รอบใหม่ ดังนี้ (1) ออกประกาศเชิญชวน เดือนมิถุนายน 2550 (2) กำหนดการ IPP ยื่นข้อเสนอ เดือนตุลาคม 2550 (3) ประเมินและคัดเลือกแล้วเสร็จ เดือนธันวาคม 2550 (4) ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วเสร็จ เดือนมิถุนายน 2551 (5) จัดหาเงินกู้แล้วเสร็จ (Financial Closed) เดือนมิถุนายน 2552 (6) เริ่มการก่อสร้างโรงไฟฟ้า เดือนมิถุนายน 2552 (7) วันเริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ (COD) เดือนมกราคม 2555 และ (8) วันเริ่มจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์สำหรับโรงไฟฟ้าถ่านหิน (COD) เดือนมกราคม 2556
4.4 เงื่อนไขและลักษณะโครงการ ประกอบด้วย (1) อายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 25 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date: COD) โดยจะต้องขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟผ. เท่านั้น (2) ลักษณะของโรงไฟฟ้า เป็นโรงไฟฟ้าประเภท Base Load และผลิตไฟฟ้าตามที่ กฟผ. สั่งการ (3) ขนาดกำลังการผลิตต่อหนึ่งชุดของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า (1 Unit) มีขนาดไม่เกิน 800 เมกะวัตต์ต่อ 1 Unit และขนาดโรงไฟฟ้าต่อ 1 ข้อเสนอต้องไม่เกิน 1,600 เมกะวัตต์ (4) ให้ผู้ยื่นข้อเสนอเป็นผู้เสนอประเภทเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า โดยใช้พลังงานที่สะอาดเป็นที่ยอมรับของประชาชน ราคาเชื้อเพลิงมีเสถียรภาพ และมีการจัดหาเชื้อเพลิงที่แน่นอน ซึ่งได้แก่ ก๊าซธรรมชาติจากแหล่งภายในประเทศหรือต่างประเทศ (รวม LNG) และถ่านหิน (5) ให้ผู้ยื่นข้อเสนอเป็นฝ่ายเสนอสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าจะต้องตั้งอยู่ในประเทศไทย และ (6) ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้องปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมของกรมโรงงาน อุตสาหกรรม กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมและหน่วยงานอื่นที่เกี่ยวข้อง
4.5 กำหนดคุณสมบัติของ IPPs จะต้องมีประสบการณ์ในด้านการผลิตไฟฟ้า มีฐานะ การเงินที่มั่นคง โดยสามารถจัดหาแหล่งเงินกู้ในการดำเนินการในเงื่อนไขที่ดีได้ ทั้งนี้ เพื่อให้ขั้นตอน การประมูลมีความโปร่งใสและเป็นธรรม ส่งเสริมให้การมีส่วนร่วมของภาคเอกชนเป็นไปอย่างยั่งยืนและราบรื่น จึงกำหนดเงื่อนไขสำหรับการเข้าร่วมการประมูลแข่งขันของรัฐวิสาหกิจ ดังนี้ (1) ไม่อนุญาตให้รัฐวิสาหกิจเข้าร่วมการยื่นข้อเสนอโดยตรงหรือร่วมกับบริษัทอื่น ที่ยื่นข้อเสนอ และ (2) บริษัทหรือกลุ่มบริษัทใดๆ ที่รัฐวิสาหกิจถือหุ้นโดยตรงหรือโดยอ้อมจะสามารถเข้าร่วมการประมูลได้เมื่อ สัดส่วนการถือหุ้นโดยรัฐวิสาหกิจในบริษัท/กลุ่มบริษัทนั้น ไม่เกินร้อยละ 50 และข้อจำกัดข้างต้นให้มีผลในทางปฏิบัติตั้งแต่วันยื่นประมูลจนหมดอายุสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า
4.6 อัตราค่าไฟฟ้า แบ่งเป็น 2 ส่วน คือ (1) ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP) เป็นค่าพลังไฟฟ้าที่ครอบคลุมต้นทุนการก่อสร้างโรงไฟฟ้า ค่าใช้จ่ายคงที่ในการผลิตและบำรุงรักษาและค่าอะไหล่ ค่าประกันภัย และผลตอบแทนสำหรับส่วนของผู้ถือหุ้น และ (2) ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) เป็นค่าใช้จ่ายเชื้อเพลิงจริงตามที่โรงไฟฟ้าใช้และครอบคลุมค่าใช้จ่ายผันแปร ในการผลิตและบำรุงรักษา
4.7 ผู้ยื่นข้อเสนอสามารถขอรับการส่งเสริมการลงทุนจากคณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนได้ตามเงื่อนไขที่คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนกำหนด
4.8 กำหนดเป็นเงื่อนไขในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้องจัดสรรเงินรายได้ตามหน่วยไฟฟ้าที่จำหน่ายให้ กฟผ. ตามอัตราและหลักเกณฑ์ที่ กพช. และกระทรวงพลังงาน จะกำหนดเพื่อจัดตั้งเป็นกองทุนสำหรับโครงการพัฒนาชุมชนรอบโรงไฟฟ้า
4.9 สนพ. จะเป็นผู้ดำเนินการออกประกาศเชิญชวนฯ ในช่วงเดือนมิถุนายน 2550 โดยจะจำหน่ายเอกสาร RFP Package ในราคาชุดละ 100,000 บาท เป็นเวลาประมาณ 1 เดือน ซึ่งผู้สนใจสามารถซื้อและยื่นข้อเสนอมายัง สนพ. ได้ภายในระยะเวลา 4 เดือนนับจากวันที่เริ่มขายเอกสารฯ และ สนพ. จะจัดการสัมมนาเพื่อตอบข้อซักถามเกี่ยวกับเงื่อนไขการประมูล (Pre-Bid Meeting) ประมาณ 1 เดือน หลังจากวันเริ่มจำหน่ายเอกสารฯ ทั้งนี้ หลังจากการออกประกาศเชิญชวนฯ กระทรวงพลังงานสงวนสิทธิ ที่จะปรับปรุงเอกสาร RFP Package ได้ตามความเหมาะสมภายในกรอบที่ กพช. อนุมัติ โดยจะแจ้งให้ผู้เข้าร่วมการประมูลรับทราบก่อนการยื่นข้อเสนอ
4.10 ผู้เข้าร่วมการประมูลแข่งขันจะต้องยื่นข้อเสนอแบ่งเป็น 2 ซองแยกออกจากกัน คือ ซองด้านเทคนิคและซองด้านราคา โดยผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องจ่ายค่าธรรมเนียมการประเมินและคัดเลือก (Evaluation Fee) จำนวน 2,000,000 บาท และหนังสือค้ำประกันการยื่นซองประมูลราคา (Bid Bond) จำนวน 500 บาทต่อกำลังการผลิต 1 กิโลวัตต์ (500,000 บาทต่อกำลังการผลิต 1 เมกะวัตต์) โดย ณ สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าเดียวกัน ผู้ยื่นข้อเสนอรายหนึ่งสามารถยื่นข้อเสนอได้สูงสุด 2 ข้อเสนอเท่านั้น คือ เครื่องกำเนิดไฟฟ้า 1 ชุดหรือ เครื่องกำเนิดไฟฟ้า 2 ชุด (ผู้ยื่นข้อเสนอไม่สามารถยื่นข้อเสนอได้มากกว่า 1 ข้อเสนอโดยมีขนาดกำลังการผลิตเท่ากัน ณ สถานที่ตั้งโรงฟ้าเดียวกัน)
4.11 การประเมินคัดเลือกข้อเสนอดำเนินการโดยคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือก ข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ซึ่งมีอำนาจหน้าที่ในการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอที่ได้รับจากการประกาศรับ ซื้อไฟฟ้า จากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน และดำเนินการเจรจาเพื่อจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับผู้ยื่นข้อเสนอและเสนอผลการเจรจาและคัดเลือกต่อรัฐมนตรีว่าการกระทรวง พลังงานให้ความเห็นชอบ เพื่อให้ กฟผ. ดำเนินการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ยื่นข้อเสนอต่อไป โดยการดำเนินงานของคณะอนุกรรมการฯ สามารถจัดจ้างที่ปรึกษาทางด้านเทคนิค กฎหมาย และการเงิน ตลอดจนจ้างบุคลากรเพื่อช่วยเหลือและสนับสนุนการดำเนินงานของคณะอนุกรรมการฯ ได้ โดยการประเมินผู้ยื่นข้อเสนอฯ ดำเนินการเป็น 2 ระยะ ดังนี้
(1) ระยะที่ 1 การประเมินข้อเสนอทางด้านเทคนิคและอื่นๆ ที่ไม่ใช่ด้านราคา (Compliance and Non-price Factor Review) คณะอนุกรรมการฯ จะพิจารณาจากปัจจัยต่างๆ ที่ไม่ใช่ด้านราคา อาทิ ประสบการณ์ด้านการผลิตไฟฟ้า โรงไฟฟ้าสามารถปฏิบัติตามเงื่อนไขทางเทคนิคในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เทคโนโลยีที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า สถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า การเชื่อมโยงระบบส่ง/ระบบเชื้อเพลิง ผลกระทบทางด้านสิ่งแวดล้อม เป็นต้น โดยผู้ยื่นข้อเสนอที่ได้คะแนนผ่านเกณฑ์ที่กำหนด จึงจะได้รับการประเมินข้อเสนอด้านราคาต่อไป
(2) ระยะที่ 2 การประเมินข้อเสนอทางด้านราคา (Price Evaluation) จะ พิจารณาจากราคาไฟฟ้าเฉลี่ยต่อหน่วยตลอดอายุโครงการ (Levelized Unit Cost) ซึ่งผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องใช้สมมติฐานในการคำนวณราคาค่าไฟฟ้าตามที่กำหนดใน RFP Package เช่น สมมติฐานราคาเชื้อเพลิง อัตราเงินเฟ้อ อัตราส่วนลด (Discount Rate) การสั่งการเดินเครื่อง ต้นทุนค่าระบบส่ง (New Transmission Facility: NTF) (บาท/กิโลเมตร) ต้นทุนการปรับปรุงระบบส่งของ กฟผ. (Transmission System Upgrade: TSU) เป็นต้น นอกจากนี้ เพื่อเป็นการปรับลดความเสี่ยงจากความผันผวนของอัตราแลกเปลี่ยนในการรับซื้อ ไฟฟ้าจาก IPP จึงกำหนดให้ผู้ยื่นข้อเสนอรับความเสี่ยงเรื่องอัตราแลกเปลี่ยนเพิ่มขึ้น โดยสามารถปรับค่าอัตราแลกเปลี่ยนในค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP) ก่อนการลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าได้
คณะอนุกรรมการฯ จะเสนอรายชื่อผู้ที่ได้รับการคัดเลือกโดยเรียงตามลำดับผู้ที่มีราคาไฟฟ้า เฉลี่ยต่อหน่วยตลอดอายุโครงการต่ำสุดเป็นลำดับที่ 1 เสนอต่อ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานพิจารณาอนุมัติ และจะประกาศรายชื่อผู้ได้รับการคัดเลือก (Short List) โดยผู้ได้รับการคัดเลือกจะต้องเสียค่าธรรมเนียมเพื่อการดำเนินการในขั้นตอน การจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Contract Finalization Fee) จำนวนรายละ 4,000,000 บาท (สี่ล้านบาทถ้วน)
4.12 การเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (PPA) กระทรวงพลังงานจะส่งร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและร่างสัญญาอื่นๆ ให้สำนักงานอัยการสูงสุดพิจารณาโดยเร็วที่สุด โดยจะแจ้งการเปลี่ยนแปลงให้ผู้สนใจลงทุนทราบก่อนการยื่นข้อเสนอโครงการ โดยคาดว่าการเจรจาจะใช้ระยะเวลาประมาณ 6 เดือน หากกระทรวงพลังงานไม่สามารถยุติการเจรจาต่อรองดังกล่าวกับผู้ได้รับคัดเลือก กระทรวงพลังงานขอสงวน สิทธิคืนเฉพาะ Bid Bond และเก็บค่าธรรมเนียม Contract Finalization Fee ไว้ หากกรณีที่เกิดข้อผิดพลาดใด อันเป็นสาเหตุเนื่องจากผู้ได้รับคัดเลือกใน Short List กระทรวงพลังงานขอสงวนสิทธิเก็บทั้งค่าธรรมเนียมและ Bid Bond ไว้ ทั้งนี้ สามารถเรียกผู้ที่ได้รับการคัดเลือกในลำดับถัดไปมาเจรจา PPA ต่อไป
ผู้ได้รับคัดเลือกที่ผ่านการเจรจา PPA แล้วเสร็จจะลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ได้ต่อเมื่อได้รับการอนุมัติรายงานการวิเคราะห์ผลกระทบสิ่งแวดล้อม (EIA) จากสำนักงานนโยบายและแผนทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม (สผ.) หรือกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมแล้ว
5. ฝ่ายเลขานุการฯ มีข้อเสนอเพื่อพิจารณา ดังนี้
5.1 เห็นชอบในหลักการแนวทางการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชนรายใหญ่ (IPP) สำหรับจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชน ดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ต่อไป
5.2 เห็นชอบให้ สนพ. สามารถนำรายได้จากการจำหน่ายเอกสารเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP (RFP Package) ค่าธรรมเนียมการประเมินและคัดเลือก (Evaluation Fee) และค่าธรรมเนียมการ จัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Contract Finalization Fee) เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการจัดจ้างที่ปรึกษาตลอดจน การดำเนินการประเมินคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอจนลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว เสร็จ และหากมีรายได้คงเหลือให้นำส่งเป็นรายได้ของรัฐ
5.3 เห็นควรอนุมัติให้ สนพ. ดำเนินการว่าจ้างที่ปรึกษาต่างประเทศ เพื่อช่วยดำเนินการประเมินคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอโครงการจนลงนามในสัญญาซื้อ ขายไฟฟ้าแล้วเสร็จได้ตามความเหมาะสม
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการแนวทางการออกประกาศเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) สำหรับจัดหาไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2555-2557 และมอบหมายให้กระทรวงพลังงานโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) และคณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้า เอกชน ดำเนินการออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ต่อไป
2.เห็นชอบให้ สนพ. สามารถนำรายได้จากการจำหน่ายเอกสารเชิญชวนรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP (RFP Package) ค่าธรรมเนียมการประเมินและคัดเลือก (Evaluation Fee) และค่าธรรมเนียมการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Contract Finalization Fee) เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการจัดจ้างที่ปรึกษาตลอดจนค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ ประเมินคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอจนลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้วเสร็จ และหากมี รายได้คงเหลือให้นำส่งเป็นรายได้ของแผ่นดิน
เรื่องที่ 5 การจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการ กฟผ. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการ ให้จัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ขึ้น และให้นำแผนการจัดตั้งบริษัทฯ ขออนุมัติจากกระทรวงพลังงานและคณะรัฐมนตรีต่อไป
2. แผนการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 การจัดตั้งบริษัทฯ เพื่อส่งเสริมนโยบายของรัฐในการกระจายแหล่งเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ช่วยให้ต้นทุนในการผลิตไฟฟ้าในประเทศมีเสถียรภาพไม่ผันผวนตามราคาน้ำมันที่ เพิ่มสูงขึ้น รวมทั้งเป็นการส่งเสริมนโยบายและความร่วมมือในการพัฒนาระบบพลังงานไฟฟ้า เศรษฐกิจ และสังคมอย่างยั่งยืนของภูมิภาคอาเซียนต่อไป
2.2 หลักการในการจัดตั้งบริษัทฯ โดยเหตุผลและความจำเป็นในการจัดตั้งบริษัท (1) เพื่อจำกัดความรับผิด และลดความเสี่ยงของ กฟผ. ในการลงทุนในต่างประเทศ (2) เพื่อให้สามารถประเมินผลการดำเนินงานได้อย่างชัดเจน และส่งเสริมให้เกิดประสิทธิภาพในการดำเนินธุรกิจ และไม่กระทบต่อ การพิจารณากำหนดอัตราค่าไฟฟ้า (3) เพื่อให้เกิดความคล่องตัวในการลงทุน และการดำเนินธุรกิจในอนาคต หากบริษัทฯ ได้รับการยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรีที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไป และมีวัตถุประสงค์ในการจัดตั้งบริษัทฯ (1) เป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุน โครงการต่างๆ ทั้งในธุรกิจผลิตไฟฟ้าและธุรกิจต่อเนื่อง (2) เป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุนโครงการต่างๆ ในต่างประเทศที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อ เนื่องกับกิจการของ กฟผ. ที่สร้าง มูลค่าเพิ่มให้กับ กฟผ. และเป็นประโยชน์ต่อธุรกิจของ กฟผ. และประเทศโดยรวม
2.3 ปัจจัยความเสี่ยงและแนวทางในการจัดการความเสี่ยง ประกอบด้วย ความเสี่ยงที่ เกี่ยวข้องกับบริษัทฯ (1) ความเสี่ยงในการจัดตั้งบริษัทฯ ได้แก่ ความเสี่ยงจากผลประกอบการที่อาจขาดทุนในช่วงแรก ความเสี่ยงจากการพึ่งพาเงินปันผลจากบริษัทที่ลงทุน (Project Company) และความเสี่ยง จากภาระการค้ำประกันเงินกู้ให้แก่บริษัทที่ลงทุน (2) ความเสี่ยงจากการตัดสินใจลงทุนในโครงการแต่ละโครงการ ได้แก่ ความเสี่ยงของประเทศที่จะเข้าไปลงทุน และความเสี่ยงของการลงทุนในแต่ละโครงการ จากการจัดหาแหล่งเงินทุน และแนวทางในการจัดการความเสี่ยง สำหรับความเสี่ยงจากผลการดำเนินงาน ในการลงทุนควรพิจารณาผลตอบแทนการลงทุนโครงการและลงทุนในโครงการลงทุนที่มีผล ประกอบการเชิงพาณิชย์แล้ว เพื่อเป็นการเพิ่มรายได้ให้แก่บริษัทฯ ในส่วนของความเสี่ยงจากการตัดสินใจลงทุนใน โครงการ สามารถกำหนดแนวทางการบริหารจัดการความเสี่ยงในภาพรวมได้โดย (1) ดำเนินการเจรจา เพื่อให้ได้มาซึ่งสิทธิประโยชน์ หรือสิทธิพิเศษก่อนเริ่มดำเนินโครงการ (2) การซื้อประกันภัยความเสี่ยง ทางการเมือง (3) การซื้อประกันภัยแบบป้องกันความเสี่ยงทางด้านกายภาพแก่ทรัพย์สิน เป็นต้น
2.4 แผนการดำเนินธุรกิจ ประกอบด้วย
2.4.1 หลักการในการดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ มีดังนี้ (1) บริษัทฯ จะเป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุนในโครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการ ของ กฟผ. ในต่างประเทศ ไม่ว่าจะเป็นโครงการที่เริ่มก่อสร้างใหม่หรือโครงการที่มีผลประกอบการแล้ว โดย กฟผ. จะเป็นผู้พิจารณาแผนการลงทุนและกำหนดนโยบายให้บริษัทฯ นำไปปฏิบัติ (2) บริษัทฯ อาจพิจารณาลงทุนโดยตรงหรือจัดตั้งบริษัทในเครือเพื่อการลงทุน โดยจะพิจารณาสัดส่วนการถือหุ้นในบริษัทดังกล่าวตามนโยบายการลงทุนที่ได้รับ จาก กฟผ. (3) กฟผ. จะให้การสนับสนุนการขยายธุรกิจในอนาคตของบริษัทฯ โดยการลงทุนเพิ่มเติมด้วยตนเองหรือให้บริษัทฯ หรือบริษัทในเครือของบริษัทฯ ร่วมลงทุนกับพันธมิตร และ/หรือ บริษัทลูกของ กฟผ. หรือนำบริษัทฯ เข้าจดทะเบียนในตลาดหลักทรัพย์แห่งประเทศไทย
2.4.2 การดำเนินธุรกิจของบริษัทฯ มีเป้าหมายเพื่อมีฐานะทางการเงินที่แข่งแกร่ง สามารถลงทุนในโครงการอย่างต่อเนื่องโดยไม่ต้องพึ่งพิงภาครัฐและ กฟผ. เพื่อเพิ่มมูลค่าเพิ่มให้แก่องค์กรและเป็นองค์กรที่โปร่งใสตรวจสอบได้ เพิ่มความเชื่อมั่นแก่ผู้ถือหุ้นและผู้ที่เกี่ยวข้อง
2.4.3 บริษัทฯ จะลงทุนในโครงการตามนโยบายการลงทุนของ กฟผ. โดยทำหน้าที่ ในการบริหารเงินลงทุนโครงการให้เป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ และเป็นไปตามวัตถุประสงค์ของ กฟผ. และบริหารการเงินของบริษัทฯ เพื่อสร้างมูลค่าเพิ่มสูงสุด
2.4.4 ในระยะแรก กฟผ. ถือหุ้นร้อยละ 100 ในบริษัทฯ ซึ่งเป็นบริษัทจดทะเบียนในประเทศไทย โดยบริษัทฯ จะมีสถานะเป็นบริษัทลงทุน กล่าวคือ บริษัทฯ จะจัดตั้งบริษัทในเครือเพื่อลงทุนในโครงการต่างๆ (Project Company) ร่วมกับผู้ร่วมลงทุนทั้งในและต่างประเทศ
2.4.5 โครงสร้างการบริหารงานของบริษัทฯ ในระยะเริ่มแรกประกอบด้วย 3 หน่วยงาน คือ (1) ฝ่ายบัญชีและการเงิน (2) ฝ่ายพัฒนาธุรกิจ และ (3) ฝ่ายบริหารงานทั่วไป โดยจะมีผู้บริหารและพนักงานประมาณ 9-10 คน สำหรับโครงสร้างการบริหารในระยะต่อไป ภายหลังจากที่บริษัทฯ มีการลงทุนในโครงการเพิ่มมากขึ้น บริษัทฯ จะพิจารณาเพิ่มหน่วยงานฝ่ายจัดการธุรกิจ และแยกฝ่ายการเงินและ ฝ่ายบัญชีออกจากกัน ซึ่งเป็นการแบ่งแยกขอบเขตงานให้มีความชัดเจนมากยิ่งขึ้น
2.4.6 การกำกับดูแลบริษัทฯ กฟผ. จะมีนโยบายในการกำกับดูแลบริษัทฯ โดยการแต่งตั้งผู้แทน กฟผ. เป็นกรรมการและผู้บริหารของบริษัท และแต่งตั้งผู้แทน กฟผ. เพื่อใช้สิทธิในฐานะผู้ถือหุ้น
2.5 แผนการลงทุน ได้แก่ (1) กฟผ. มีโครงการตามแผนการลงทุนที่จะพิจารณาให้บริษัทฯ เป็นผู้ลงทุนแทน คือ โครงการโรงไฟฟ้าพลังน้ำเขื่อนน้ำเงี๊ยบ 1 ขนาดกำลังการผลิต 276 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็น โครงการที่ กฟผ. จะลงทุนร่วมกับ Kansai Electric Power Co., Inc. (ประเทศญี่ปุ่น) บริษัทสวนอุตสาหกรรมโรจนะ จำกัด (มหาชน) (ประเทศไทย) และรัฐบาล สปป.ลาว โดย กฟผ. จะถือหุ้นร้อยละ 25 เงินลงทุน โครงการ 19,000 ล้านบาท มีสัดส่วนหนี้สินต่อทุน 70:30 คิดเป็นเงินลงทุนในส่วนของ กฟผ. ประมาณ 1,400 ล้านบาท โครงการฯ มีกำหนดการก่อสร้างในปี 2551 และแล้วเสร็จในปี 2556 และ (2) การบริหารโครงการลงทุน ประกอบด้วย 2 องค์ประกอบหลัก คือ การระดมเงินลงทุนของโครงการ ได้แก่ การจัดหา เงินกู้และการระดมทุน และ (2) การจัดทำสัญญาเชิงพาณิชย์ของโครงการ ได้แก่ สัญญาระหว่างผู้ถือหุ้น สัญญาการร่วมพัฒนา สัญญาสัมปทานโครงการ สัญญาก่อสร้าง สัญญาซื้อขายไฟฟ้า สัญญาค่าผ่านสาย สัญญาปฏิบัติการและบำรุงรักษา สัญญาเงินกู้ สัญญาหลักประกัน เป็นต้น
2.6 แผนการเงิน บริษัทฯ มีทุนจดทะเบียนในเบื้องต้น 50 ล้านบาท โดยแบ่งเป็นหุ้นสามัญ 5 ล้านหุ้น มูลค่าที่ตราไว้ (Par Value) หุ้นละ 10 บาท โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นเงินทุนรองรับค่าใช้จ่าย การดำเนินงานต่างๆ ของบริษัทฯ ในระยะแรก สำหรับในอนาคตบริษัทฯ มีแผนที่จะเพิ่มทุนจดทะเบียน โดยพิจารณาจากความต้องการใช้เงินเป็นหลัก ทั้งนี้ จากสมมติฐานแผนการลงทุนโครงการน้ำเงี๊ยบ และ การประมาณการค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน บริษัทฯ ต้องการเงินลงทุนในช่วงปี 2550-2558 รวมประมาณ 1,707 ล้านบาท
2.7 ประมาณการทางการเงิน ซึ่งได้แก่ ประมาณการอัตราผลตอบแทนทางการเงินในระยะแรกที่เป็นช่วงดำเนินการก่อสร้าง โครงการ บริษัทฯ จะยังไม่มีรายได้จากส่วนแบ่งกำไรจากโครงการ มีเพียง รายได้จากดอกเบี้ยรับ และค่าใช้จ่ายในการบริหาร ดังนั้นบริษัทฯ จะขาดทุนสุทธิประมาณ 27-33 ล้านบาทในช่วงปี 2550-2556 โดยบริษัทฯ จะเริ่มมีผลกำไรสุทธิตั้งแต่ปี 2557 เป็นต้นไป หลังจากโครงการน้ำเงี๊ยบเริ่มการดำเนินการเป็นเงินประมาณ 247 ล้านบาท ทำให้บริษัทฯ มีอัตราผลตอบแทนของผู้ถือหุ้น (Return on Equity: ROE) และอัตราผลตอบแทนจากสินทรัพย์ (Return on Asset: ROA) เฉลี่ยในช่วงปี 2557-2561 ประมาณร้อยละ 13.1 และ 12.8 ต่อปีตามลำดับ นอกจากนี้ บริษัทฯ จะเริ่มได้รับผลตอบแทนในรูปของเงินปันผลจากโครงการน้ำเงี๊ยบในปี 2559 โดยมีอัตราผลตอบแทนจากเงินปันผลเฉลี่ยในช่วงปี 2559-2561 ประมาณร้อยละ 11.7 ต่อปี และผลกระทบทางการเงินต่อ กฟผ. ดังนี้ (1) กฟผ. ต้องลงทุนซื้อหุ้นเพิ่มเติม ในบริษัทฯ เพื่อรองรับการลงทุนเพิ่มเติมในโครงการลงทุนต่างๆ (2) กฟผ. ในฐานะผู้ถือหุ้นจะได้รับผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปของเงินปันผล จากการประมาณการทางการเงินเบื้องต้นตลอดระยะเวลาดำเนิน โครงการน้ำเงี๊ยบ กฟผ. จะได้รับเงินปันผลรวมประมาณ 4,730 ล้านบาท หรือประมาณร้อยละ 10.3 ต่อปี
2.8 กฟผ. จะดำเนินการจดทะเบียนตั้งบริษัทฯ ภายในเดือนมิถุนายน 2550
3. กฟผ. มีข้อเสนอขอให้พิจารณาในประเด็นต่างๆ ดังนี้
3.1 ขออนุมัติจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด (EGAT International Company Limited) โดยจดทะเบียนเป็นบริษัทจำกัด และมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นตัวแทน กฟผ. ในการลงทุนใน โครงการต่างๆ ที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าและธุรกิจอื่นที่เกี่ยวกับหรือต่อเนื่องกับกิจการ ของ กฟผ. ใน ต่างประเทศ โดยมีทุนจดทะเบียนเบื้องต้นจำนวน 50 ล้านบาท
3.2 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถลงทุน และร่วมทุนใน ต่างประเทศ รวมทั้งพิจารณาจัดตั้งบริษัทในเครือเพื่อการลงทุนได้ตามความเหมาะสม
3.3 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถดำเนินการเพิ่มทุนจดทะเบียนในอนาคตได้ตามความเหมาะสม
3.4 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือได้รับยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง กฎ ระเบียบ ข้อบังคับ และมติคณะรัฐมนตรี ที่ใช้บังคับกับรัฐวิสาหกิจทั่วไปที่มี อยู่แล้วในปัจจุบันและในอนาคต เพื่อให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือสามารถบริหารงานในรูปแบบของบริษัทเอกชนทั่วไปได้ และมีระเบียบข้อบังคับที่ใช้ปฏิบัติงานเป็นของตนเอง
3.5 ขออนุมัติให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือได้รับยกเว้น ไม่ต้องนำกฎ ระเบียบ และมติคณะรัฐมนตรีต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับเงินเดือน ค่าจ้าง ค่าตอบแทนและสวัสดิการต่างๆ มากำหนดขอบเขตสภาพการจ้างเกี่ยวกับการเงินตามมาตรา 13 (2) แห่ง พรบ. แรงงงานรัฐวิสาหกิจสัมพันธ์ พ.ศ. 2543 โดยให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือสามารถดำเนินการปรับปรุงสภาพการจ้างที่เกี่ยวกับการเงินใน การกำหนดอัตราค่าจ้าง ค่าตอบแทน หรือสวัสดิการต่างๆ ของพนักงานได้เองเมื่อคณะกรรมการบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด หรือคณะกรรมการของบริษัทในเครือเห็นชอบ
3.6 ขอให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาให้การส่งเสริมการลงทุนแก่บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และบริษัทในเครือ โดยได้รับสิทธิประโยชน์เช่นเดียวกับที่ผู้ประกอบการเอกชน ได้รับ โดยให้คณะกรรมการส่งเสริมการลงทุนพิจารณาตามความเหมาะสม
4. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้วมีความเห็น ดังนี้
4.1 ศักยภาพในการลงทุนในโครงการที่เกี่ยวกับพลังงานไฟฟ้าในประเทศที่กำลังพัฒนายังมีมาก ทั้ง ในประเทศเพื่อนบ้านของไทยและประเทศอื่นๆ ในเอเซีย ตะวันออกกลางและแอฟริกา จึงเป็นโอกาสดีที่ กฟผ.จะไปแสวงหาลู่ทางในการลงทุนและขยายกิจการ อย่างไรก็ตาม ในกรณีที่เป็นการลงทุนในโครงการในประเทศเพื่อนบ้านซึ่งจะมีการซื้อขายไฟฟ้า ให้แก่ กฟผ. นั้นอาจทำให้การพิจารณารับซื้อไฟฟ้าไม่มีความโปร่งใส ก่อให้เกิดปัญหาการกีดกันภาคเอกชนในการลงทุนโครงการหรือการเลือกปฏิบัติ ซึ่งจะไม่เป็นธรรมต่อการพิจารณาคัดเลือกโครงการที่มีผู้ร่วมทุนรายอื่น จึงจำเป็นต้องกำหนดมาตรการป้องกันที่เหมาะสม
4.2 การลงทุนและการเพิ่มทุนจดทะเบียนของบริษัทฯ อาจมีผลกระทบต่อฐานะการเงินของทั้ง กฟผ. และบริษัทฯ รวมทั้งภาระหนี้สินของภาครัฐเพราะบริษัทฯ ยังคงมีฐานะเป็นรัฐวิสาหกิจ และอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. จำหน่ายให้แก่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย นอกจากนั้น ในบางกรณีการลงทุนในบางประเทศอาจมีประเด็นที่เกี่ยวข้องกับความสัมพันธ์ ระหว่างประเทศ หรือปัญหาด้านสิทธิมนุษยชน หรือผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมซึ่งส่งผลกระทบต่อเนื่องมาถึงรัฐบาลไทย การลงทุนในต่างประเทศของบริษัทฯ จึงจำเป็นต้องขอความเห็นชอบจากรัฐบาลก่อน
4.3 การยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง ระเบียบ ข้อบังคับ รัฐวิสาหกิจ: จากการหารือเบื้องต้นกับกระทรวงการคลัง พบว่ากระทรวงการคลังเห็นควรให้ บริษัทฯ ได้รับการยกเว้นในประเด็นการดำเนินการตามเงื่อนไขการประเมินผลรัฐวิสาหกิจ และการกำหนดอัตรากำลังคนเท่านั้น
4.4 การใช้ทุนจดทะเบียน : เนื่องจาก การจัดตั้ง บริษัทฯ ใช้เงินลงทุนจากเงินรายได้จากการขายไฟฟ้าของ กฟผ. ดังนั้น ควรนำเงินปันผล ที่ได้จากบริษัทฯ มาใช้คำนวณเป็นรายได้ของ กฟผ. ด้วย เนื่องจากเป็นสินทรัพย์ที่ได้มาจากเงินทุนของกิจการไฟฟ้าในอดีต
5. เพื่อป้องกันและแก้ไขประเด็นข้อวิตกในข้อ 4.1-4.2 ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรให้ความเห็นชอบข้อเสนอของ กฟผ. ในการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด ตามข้อ 3.1-3.6 โดยกำหนดกลไกในการกำกับดูแลและเงื่อนไขดังนี้
5.1 กำหนดกลไกในการกำกับดูแลเพื่อป้องกันปัญหาการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าไม่มีความ โปร่งใสในกรณีที่มีการซื้อไฟฟ้าโดย กฟผ. จากโครงการของบริษัทฯ ในประเทศเพื่อนบ้าน ปัญหาการกีดกัน ภาคเอกชนหรือการเลือกปฏิบัติต่อผู้ลงทุนอื่น ในช่วงที่ยังไม่มีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานตาม พรบ. การประกอบกิจการพลังงาน ให้กระทรวงพลังงานแต่งตั้งคณะผู้ชำนาญการอิสระที่เป็นกลางเป็นผู้พิจารณา กลั่นกรองสัญญาซื้อขายไฟฟ้าหรือข้อผูกพันอื่นระหว่าง กฟผ. กับบริษัทฯ หรือกับโครงการที่บริษัทฯ เข้าร่วมทุนด้วย ประกอบการพิจาณาของ กพช. (ยกเว้นโครงการที่ กพช. เห็นชอบไปแล้ว)
5.2 การขอให้บริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด สามารถลงทุน และร่วมทุนใน ต่างประเทศ : เห็นควรให้ขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงานก่อนเป็นรายโครงการ โดยโครงการที่มีประเด็นโยบายเป็นพิเศษให้นำเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ
5.3 การเพิ่มทุนจดทะเบียนในอนาคต : เห็นควรให้ขอความเห็นชอบจากกระทรวงพลังงาน และเมื่อมีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงานตาม พรบ. การประกอบกิจการพลังงานแล้ว ให้นำเสนอคณะกรรมการฯพิจารณาผลกระทบต่ออัตราค่าไฟฟ้าขายส่งด้วย
5.4 การยกเว้นไม่ต้องปฏิบัติตามคำสั่ง ระเบียบ ข้อบังคับ รัฐวิสาหกิจ: ให้เป็นไปตามที่กระทรวงการคลังจะเห็นสมควร
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการการจัดตั้งบริษัท กฟผ. อินเตอร์เนชั่นแนล จำกัด และมอบหมายให้กระทรวงการคลังพิจารณาความเหมาะสมในการจัดตั้งบริษัทลูกของรัฐ วิสาหกิจในภาพรวมต่อไป
เรื่องที่ 6 แผนงานการสนับสนุนโครงการพลังงานใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติกำหนดให้พื้นที่จังหวัดปัตตานี ยะลา นราธิวาส สตูล และ 4 อำเภอในจังหวัดสงขลา (จะนะ นาทวี สะบ้าย้อย และเทพา) เป็น "เขตพัฒนาพิเศษเฉพาะกิจ" โดยให้มีการพัฒนาด้านเศรษฐกิจ สังคม และต่างประเทศ และให้จัดทำแผนพัฒนาระยะเร่งด่วน ระยะปานกลาง และระยะยาวเป็นกรอบในการพัฒนา ต่อมาเมื่อวันที่ 8 พฤษภาคม 2550 คณะรัฐมนตรี ได้มีมติเห็นชอบแนวทางกระตุ้นเศรษฐกิจ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ (ปัตตานี ยะลา นราธิวาส) เพื่อให้กระทรวง/กรมที่เกี่ยวข้องให้ความสำคัญเป็นกรณีพิเศษในการแก้ไขปัญหา เศรษฐกิจจังหวัดชายแดนภาคใต้
2. เมื่อวันที่ 13 พฤษภาคม 2550 นายกรัฐมนตรี (พลเอก สุรยุทธ์ จุลานนท์) ได้เดินทางไปตรวจราชการในพื้นที่จังหวัดชายแดนภาคใต้และมีบัญชาให้กระทรวง ต่างๆ ร่วมกับสำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ (สศช.) และศูนย์อำนวยการบริหารจังหวัดชายแดนภาคใต้ (ศอ.บต.) พิจารณาแผนงานและโครงการด้านการพัฒนาพื้นที่โดยเฉพาะในเขต 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ คือ ปัตตานี ยะลา และนราธิวาส ต่อมาเมื่อวันที่ 16 พฤษภาคม 2550 รองนายกรัฐมนตรี(นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์) ได้มอบหมายให้กระทรวงพลังงานพิจารณาโครงการด้านพลังงานที่สามารถกระตุ้น เศรษฐกิจใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และหากโครงการใดที่สามารถดำเนินการได้ทันทีขอให้ปรับแผนปฏิบัติการเพื่อ ดำเนินการโดยพลัน โดยเฉพาะโครงการที่อยู่ในความรับผิดชอบของกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์ พลังงาน (พพ.) การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และ บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน)
3. ในปัจจุบันมีการสนับสนุนการลงทุนด้านพลังงาน ดังนี้
3.1 การกำหนดส่วนเพิ่มค่าไฟฟ้าสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ VSPP โดย กพช. เมื่อเดือนธันวาคม 2549 และเดือนกุมภาพันธ์ 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าตามปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอ ขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟภ. และ กฟน.) ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าสำหรับ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ตามประเภทเชื้อเพลิงเป็นเวลา 7 ปี
3.2 การกำหนดส่วนเพิ่มค่าไฟฟ้าสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ SPP โดยการเปิดประมูล เมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 กพช. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการกำหนดส่วนเพิ่มราคา รับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็ก (SPP) ดังนี้ 1) กำหนดปริมาณพลังไฟฟ้า รับซื้อและกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่เป็นเวลา 7 ปี ได้แก่ ขยะ (2.50 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) พลังงานลม (2.50 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) และพลังงานแสงอาทิตย์ (8.00 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) ซึ่งมีปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อเท่ากับ 100, 115 และ 15 เมกะวัตต์ ตามลำดับ 2) กำหนดอัตราสูงสุดของส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ที่จะเปิดประมูลแข่งขันในอัตรา 0.30 บาท/ กิโลวัตต์-ชั่วโมง และกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 300 เมกะวัตต์
3.3 การให้ความช่วยเหลือทางการเงินแก่ผู้ประกอบการด้านการอนุรักษ์พลังงานและ พลังงานทดแทน พพ. ได้ส่งเสริมภาคเอกชนลงทุนด้านอนุรักษ์พลังงาน มีโครงการเงินทุนหมุนเวียนเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน โดยสนับสนุนผ่านสถาบันการเงิน ให้เงินกู้ดอกเบี้ยต่ำไม่เกินร้อยละ 4 ต่อปี สำหรับโครงการ พลังงานขนาดเล็กที่ต้องการวงเงินกู้ไม่เกิน 50 ล้านบาท โดยค่าใช้จ่ายที่สามารถรวมในเงินกู้ได้ประกอบด้วย 1) ค่าเครื่องจักรอุปกรณ์ และค่าติดตั้ง 2) ค่าที่ปรึกษาในการออกแบบและควบคุม 3) ค่าขนส่ง ค่ารื้อถอน ภาษีนำเข้า และภาษีมูลค่าเพิ่มของค่าใช้จ่ายข้างต้น
4. การประเมินศักยภาพพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ สรุปตามประเภทเชื้อเพลิงได้ดังนี้ 1) พลังงานชีวมวล มีปริมาณเหลือจากการใช้ประโยชน์ 0.29 ล้านตัน/ปี ใช้ผลิตพลังไฟฟ้าได้ประมาณ 28 เมกะวัตต์ 2) พลังงานก๊าซชีวภาพจากน้ำเสียและฟาร์มปศุสัตว์ ผลิตก๊าซชีวภาพได้ประมาณ 16.68 ล้าน ลบ.ม./ปี ใช้ผลิตพลังไฟฟ้าได้ประมาณ 2,858 กิโลวัตต์ 3) พลังงานแสงอาทิตย์เฉลี่ย 18 - 20 เมกะจูล/ตร.ม.-วัน ซึ่งมีศักยภาพเพียงพอในการใช้ผลิตน้ำร้อน 4) พลังงานลม บริเวณชายฝั่งทะเลจังหวัดปัตตานีมีศักยภาพพลังงานลมสูง เช่น แหลมตาชี สามารถที่จะส่งเสริมเป็นโครงการต้นแบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลม 5) ไบโอดีเซล น้ำมันปาล์มดิบผลผลิตประมาณ 6.44 ล้านลิตร/ปี ผลิตไบโอดีเซลได้ประมาณ 5.8 ล้านลิตร/ปี น้ำมันพืชใช้แล้วประมาณ 1.47 ล้านลิตร/ปี ผลิตไบโอดีเซลได้ประมาณ 1.33 ล้านลิตร/ปี 6) พลังงานน้ำ ได้แก่ โครงการไฟฟ้าพลังน้ำคลองอัยบูเต๊ะ จ.นราธิวาส สามารถติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าได้ 3,822 กิโลวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้เฉลี่ย 19.21 ล้านหน่วย/ปี และโครงการไฟฟ้าพลังน้ำคลองละเอ๊ะ จ. ยะลา สามารถติดตั้งเครื่องกำเนิดไฟฟ้าได้ 484 กิโลวัตต์ ผลิตไฟฟ้าได้เฉลี่ย 2.85 ล้านหน่วย/ปี แต่ทั้งนี้โครงการทั้งสองต้องศึกษาความเหมาะสม ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและออกแบบรายละเอียด
5. การสนับสนุนการลงทุนและพัฒนาด้านพลังงานหมุนเวียนใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้สำหรับภาคเอกชน พบว่ามีศักยภาพในการผลิตไฟฟ้า ความร้อน และน้ำมันได้ แต่ยังอยู่ในระดับต่ำ เมื่อเทียบกับพื้นที่อื่น ประกอบกับเป็นพื้นที่เสี่ยงภัย ทำให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงาน หมุนเวียนในปัจจุบันไม่จูงใจให้เกิดการลงทุนจากภาคเอกชน กระทรวงพลังงานจึงกำหนดมาตรการสนับสนุน ดังนี้
(1) กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของ VSPP และ SPP ในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เพิ่มจากเดิม โดยกำหนดส่วนเพิ่มสำหรับโครงการที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานลมและ พลังงานแสงอาทิตย์เพิ่มขึ้นอีก 1.50 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง และพลังงานหมุนเวียนอื่นเพิ่มขึ้น 1.00 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง
(2) เห็นควรให้ พพ. จัดลำดับความสำคัญในการพิจารณาอนุมัติการสนับสนุนเงินกู้ดอกเบี้ยต่ำภายใต้ โครงการเงินหมุนเวียนเพื่อการอนุรักษ์พลังงานสำหรับโครงการพลังงานขนาดเล็ก ที่ต้องการ วงเงินกู้ไม่เกิน 50 ล้านบาท ในเขต 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เป็นลำดับแรก เพื่อส่งเสริมและผลักดันให้ภาคเอกชนให้ความสนใจลงทุน
(3) โครงการลงทุนด้านพลังงานที่ไม่เข้าหลักเกณฑ์ขอรับการสนับสนุนเงินจากโครงการ เงินหมุนเวียนเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน หรือต้องการเงินกู้เพื่อการลงทุนเกิน 50 ล้านบาท เห็นควรมอบหมายให้กระทรวงการคลังผลักดันผ่านธนาคารแห่งประเทศไทยในการ พิจารณาจัดลำดับความสำคัญการสนับสนุนเงินกู้ดอกเบี้ยต่ำแก่ผู้ประกอบการ โครงการดังกล่าวในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เป็นกรณีพิเศษ
6. กระทรวงพลังงานได้พิจารณาศักยภาพของทรัพยากรในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ที่สามารถพัฒนาเป็นโครงการด้านพลังงาน พร้อมทั้งได้นำโครงการที่มีความเป็นไปได้พิจารณาร่วมกับ หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ ศอ.บต. และ สศช. เมื่อวันที่ 21 พฤษภาคม 2550 ได้ข้อสรุปแผนงานโครงการ พลังงานใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ แบ่งเป็น แผนงานระยะสั้น คือโครงการที่ดำเนินการได้ทันทีประกอบด้วย 8 โครงการย่อย และแผนงานระยะยาว จำนวน 1 โครงการ มีรายละเอียดดังต่อไปนี้
6.1 โครงการสาธิตพัฒนาพลังงานลมเพื่อผลิตไฟฟ้า จังหวัดปัตตานี หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. เป็นโครงการต้นแบบที่ติดตั้งและสาธิตระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานลมในบริเวณแหลมตา ชี อ.ยะหริ่ง จ.ปัตตานี ขนาดกำลังการผลิต 250 กิโลวัตต์ มีเสาวัดระดับความเร็วลมที่ความสูง 100 เมตร งบประมาณดำเนินการ 25,500,000 บาท
6.2 โครงการศึกษาความเหมาะสม ผลกระทบสิ่งแวดล้อม และออกแบบรายละเอียดโครงการไฟฟ้าพลังน้ำ คลองอัยบูเต๊ะ (อัยบือเต๊ะ) จ.นราธิวาส หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. หน่วยงานสนับสนุนคือ ศอ.บต. กรมป่าไม้ และสำนักงานตำรวจแห่งชาติ เป็นการศึกษาความเหมาะสม ผลกระทบสิ่งแวดล้อม และออกแบบรายละเอียดโครงการไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็ก ซึ่งมีกำลังการผลิตติดตั้ง 3,822 กิโลวัตต์ สามารถผลิตพลังงานเฉลี่ย 19.21 ล้านหน่วยต่อปี งบประมาณโครงการ 18,000,000 บาท (สำหรับการศึกษาฯ) และ 32,000,000 บาท (สำหรับเริ่มต้นก่อสร้างในปี 2551)
6.3 โครงการผลิตไบโอดีเซลจากปาล์มครบวงจร จ.นราธิวาส หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. โดยปี 2549 รัฐบาลได้สนับสนุนงบประมาณแก่กรมส่งเสริมสหกรณ์ 270 ล้านบาท เพื่อตั้งโรงงานสกัด น้ำมันปาล์มดิบในสหกรณ์นิคมบาเจาะ อ.บาเจาะ จ.นราธิวาส ซึ่งคาดว่าจะแล้วเสร็จปลายปีนี้ เพื่อนำ น้ำมันปาล์มดิบมาผลิตไบโอดีเซลจำหน่ายและใช้ในพื้นที่ พร้อมมีระบบบำบัดน้ำเสียขนาด 50,000 ลิตร/วัน เพื่อรองรับผลผลิตน้ำมันปาล์ม ทั้งนี้กรมส่งเสริมสหกรณ์ได้ก่อสร้างโรงไฟฟ้าจากกากปาล์มแล้ว งบประมาณ 50,000,000 บาท
6.4 โครงการผลิตก๊าซชีวภาพจากน้ำเสีย โรงสกัดน้ำมันปาล์ม จ.นราธิวาส หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. โดยตั้งโรงงานผลิตก๊าซชีวภาพจากน้ำเสียของโรงสกัดน้ำมันปาล์มในสหกรณ์นิคมบา เจาะ อ.บาเจาะ จ.นราธิวาส ขนาดกำลังการผลิต 9,400 ลบ.ม. (ก๊าซ/วัน) โดยใช้ระบบ Cover-Lagoon งบประมาณ 50,000,000 บาท
6.5 โครงการสกัดน้ำมันปาล์มดิบ ผลิตไบโอดีเซลและไฟฟ้าแบบครบวงจรสำหรับชุมชนขนาดกลาง จ.ยะลา หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. โดยติดตั้งระบบสกัดน้ำมันปาล์ม ระบบผลิตไบโอดีเซลและระบบผลิตไฟฟ้าจากก๊าซเชื้อเพลิง (Gasifier) ในพื้นที่ปลูกปาล์มจังหวัดยะลา จำนวน 900 ไร่ คิดเป็นผลปาล์มดิบ 1,730 ตัน ห่างจาก อ.บาเจาะ จ.นราธิวาส งบประมาณ 15,000,000 บาท
6.6 โครงการไบโอดีเซลชุมชน 20 แห่ง จังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. โดยนำน้ำมันพืชใช้แล้วมาผลิตไบโอดีเซลในชุมชน ดำเนินการในชุมชนจังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส รวม 20 ชุมชนงบประมาณ 14,000,000 บาท (20 ชุมชนๆ ละ 700,000 บาท)
6.7 โครงการจัดตั้งระบบทำน้ำร้อนพลังงานแสงอาทิตย์สำหรับสถานีอนามัย 60 แห่ง หน่วยงานรับผิดชอบคือ พพ. โดยจัดซื้อและติดตั้งระบบทำน้ำร้อนพลังงานแสงอาทิตย์เพื่อยกระดับการให้ บริการของอนามัยในชนบทที่ต้องการใช้ น้ำร้อนเพื่อการพยาบาล ดำเนินการในชุมชนจังหวัดยะลา ปัตตานี และนราธิวาส งบประมาณ 3,840,000 บาท
6.8 ศูนย์บริการข้อมูลพลังงาน เพื่อส่งเสริมการลงทุนในเขตภาคใต้ หน่วยงานรับผิดชอบ คือสำนักงานพลังงานภูมิภาคที่ 11 และ 12 (สพภ.11-12) เป็นการรวบรวมข้อมูลการใช้พลังงานและศักยภาพพลังงานทดแทนในเขตพื้นที่ สพภ.11 และ สพภ.12 พร้อมปรับกระบวนการการให้บริการของ สพภ.11 และ 12 ให้สามารถเผยแพร่ข้อมูลเพื่อส่งเสริมการลงทุนในโครงการพลังงานโดยเอกชน ทั้งรูปแบบการผลิตไฟฟ้าจาก VSPP หรือการผลิตไบโอดีเซล เป็นต้น งบประมาณ 14,000,000 บาท (สพภ.ละ 7,000,000 บาท)
6.9 โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลมขนาดใหญ่ จังหวัดปัตตานี เป็นแผนงานระยะยาว มีหน่วยงานรับผิดชอบคือ ปตท. และ/หรือ กฟผ. หน่วยงานสนับสนุนคือ พพ. โดยจัดตั้งโรงไฟฟ้าพลังงานลมขนาดใหญ่ (Wind Farm) ขนาด 30-35 เมกะวัตต์ โดยนำข้อมูลการวัดลมที่ระดับความสูง 100 เมตร ของโครงการที่ 1 มาประกอบการตัดสินใจ ทั้งนี้ต้องมีการศึกษาความเหมาะสม ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและดำเนินการออกแบบรายละเอียดโครงการ ดำเนินการภายในปี 2551 งบประมาณ 1,800,000,000 บาท
7. สรุปแผนงบประมาณและแผนการดำเนินโครงการฯ โดยแผนงานระยะสั้น จำนวน 8 โครงการ เริ่มดำเนินการได้ทันที ตั้งแต่มิถุนายน 2550 ถึงปี 2551 ยกเว้นโครงการศึกษาความเหมาะสม ผลกระทบสิ่งแวดล้อมและออกแบบรายละเอียดโครงการไฟฟ้าพลังน้ำ คลองอัยบูเต๊ะ จ.นราธิวาส (เป็นการสร้างเขื่อนผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กต่อเนื่องจนถึงปี 2553) งบประมาณทั้ง 8 โครงการ รวม 222.34 ล้านบาท แยกเป็นงบกลางปี 2550 และปี 2551 จำนวนเงิน 154.5 ล้านบาท และ 32 ล้านบาท ตามลำดับ งบสนับสนุนจากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน ปี 2550 จำนวน 32 ล้านบาท และเป็นการโอนเปลี่ยนแปลงจากงบประมาณเหลือจ่ายของปี 2550 อีกจำนวน 3.84 ล้านบาท สำหรับแผนงานระยะยาว 1 โครงการ ดำเนินการในช่วงปี 2551 - 2553 คือ โครงการโรงไฟฟ้าพลังงานลมขนาดใหญ่ จ.ปัตตานี โดยเป็นการร่วมลงทุนของ ปตท./กฟผ.หรือภาคเอกชน วงเงิน 1,800 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบอัตราส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโครงการใน 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ ตามข้อ 5 (1) โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย (กฟภ.และ กฟน.) รับไปออกประกาศกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียนในเขต 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการของแผนงานและวงเงินงบประมาณของโครงการด้านพลังงานของ ภาครัฐเพื่อเสริมสร้างและพัฒนาศักยภาพด้านการลงทุนของชุมชน ตามข้อ 6 โดยให้นำเสนอคณะรัฐมนตรีและคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงาน เพื่อขออนุมัติงบประมาณในส่วนของงบกลางและงบกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์ พลังงานต่อไป โดยให้รับข้อสังเกตของสำนักงบประมาณ
3.มอบหมายให้กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน กระทรวงการคลังและธนาคารแห่งประเทศไทย พิจารณาจัดลำดับความสำคัญในการสนับสนุนเงินกู้ดอกเบี้ยต่ำให้แก่ภาคเอกชนใน โครงการด้านพลังงานในพื้นที่ 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้เป็นกรณีพิเศษ ตามข้อ 5 (2) และ 5 (3)
เรื่องที่ 7 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (1 เมษายน - 28 พฤษภาคม 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนเมษายน 2550 อยู่ที่ระดับ 63.97 และ 67.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.17 และ 5.26 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากตลาดมีความกังวลเกี่ยวกับความไม่แน่นอนของอุปทานน้ำมันดิบในแถบ ประเทศอเมริกาใต้ และข้อพิพาทระหว่างอิหร่านกับชาติตะวันตกกรณีการทดลองพลังงานนิวเคลียร์ของ อิหร่าน และต่อมาในช่วงวันที่ 1 - 28 พฤษภาคม ราคาน้ำมันดิบดูไบได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 64.54 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล และราคาน้ำมันดิบเบรนท์ได้ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 67.56 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยเดือนเมษายน 2550 อยู่ที่ระดับ 83.49 , 82.69 และ 80.24 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 6.88 , 7.17 และ 6.78 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและความต้องการเพิ่มขึ้นในภูมิภาคอย่างต่อเนื่อง ขณะที่อุปทานในภูมิภาคค่อนข้างตึงตัวจากจีนและเกาหลีใต้ลดปริมาณการส่งออกลง และ ในช่วงเดือนพฤษภาคม ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 89.03, 88.21 และ 81.70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. เดือนเมษายนและพฤษภาคม 2550 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 6 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 แก๊สโซฮอล์ 95 , 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 28 พฤษภาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 30.39 , 29.59 , 27.09 , 26.79 , 25.34 และ 24.64 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนมิถุนายน 2550 คาดว่าราคาน้ำมันยังคงมีความผันผวนและปรับตัวเพิ่มขึ้น ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 60 - 70 และ 65 - 75 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ ส่วนราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 85 - 95 และ 80 - 85 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากความต้องการใช้ น้ำมันเบนซินที่เพิ่มมากขึ้น ในช่วงฤดูท่องเที่ยว (Driving season) ในยุโรปและสหรัฐอเมริกา
5. สำหรับสถานการณ์ LPG เดือนเมษายนและพฤษภาคม 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้น 60 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน อยู่ที่ระดับ 566 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบและน้ำมันเบนซิน และความต้องการซื้อในภูมิภาคที่เพิ่มขึ้นเพื่อใช้ในธุรกิจปิโตรเคมี ส่วนราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 11.2632 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ที่ระดับ 1.1933 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 360.09 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 4.2565 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 66.44 ล้านบาท/เดือน สำหรับการคาดการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนมิถุนายน คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 557 - 567 เหรียญสหรัฐ/ตัน
6. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล์ เดือนพฤษภาคม 2550 การผลิตและการจำหน่ายเอทานอลมีปริมาณรวม 0.51 และ 0.33 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ จากผู้ประกอบการจำนวน 7 ราย โดยราคาเอทานอล ในไตรมาสที่ 1 และ 2 ปี 2550 อยู่ที่ลิตรละ 19.33 และ 18.62 บาท ตามลำดับ ขณะที่ปริมาณเอทานอลสำรองของผู้ค้าน้ำมัน 28.42 ล้านลิตร ณ วันที่ 31 มีนาคม 2550 ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำมัน แก๊สโซฮอล์ 95 เดือนเมษายนและพฤษภาคม (1-19 พฤษภาคม) มีปริมาณการจำหน่ายรวม 3.53 และ 3.55 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ จากบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่าย จำนวน 10 บริษัท และสถานีบริการ 3,504 แห่ง ขณะเดียวกัน ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ในช่วงเวลาเดียวกัน มีปริมาณการจำหน่าย 0.42 และ 0.46 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ จากบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่าย จำนวน 3 บริษัท และสถานีบริการรวม 490 แห่ง
7. สำหรับน้ำมันไบโอดีเซล เดือนพฤษภาคม 2550 มีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศ ของกรมธุรกิจพลังงานจำนวน 6 ราย กำลังการผลิตรวม 1,040,000 ลิตร/วัน และราคาไบโอดีเซลเฉลี่ยเดือนเมษายนและพฤษภาคมอยู่ที่ 25.45 และ 28.39 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนปริมาณการจำหน่าย น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนเมษายนและพฤษภาคม (1-19 พฤษภาคม) จำนวน 1.07 และ 1.16 ล้านลิตร/วัน หรือใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 53,400 และ 58,100 ลิตร/วัน ตามลำดับ โดยมีบริษัทน้ำมันที่จำหน่าย น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 2 ราย คือ ปตท. และบางจาก สถานีบริการรวม 568 แห่ง นอกจากนี้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ผสมไบโอดีเซลไม่เกินร้อยละ 2 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 เมษายน 2550 ซึ่งมอบให้ กรมธุรกิจพลังงานออกประกาศกำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้สามารถผสมไบโอ ดีเซลได้ในระดับไม่เกินร้อยละ 2 โดยปริมาตร ได้ลงพิมพ์ในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่23 พฤษภาคม 2550 และมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 7 มิถุนายน 2550
8. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 28 พฤษภาคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 10,049 ล้านบาท หนี้สิน ค้างชำระ 33,538 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 4,844 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,064 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,008 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 22 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 23,489 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 ปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก Tenaga Nasional Berhad (TNB)
สรุปสาระสำคัญ
1. กฟผ. กับ การไฟฟ้ามาเลเซีย (TNB) มีข้อตกลงแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้า ตั้งแต่ปี 2521 เพื่อเสริมความมั่นคงของระบบไฟฟ้าของทั้งสองประเทศรวม 3 ฉบับ ดังนี้
ฉบับที่ 1 : System Interconnection Agreement (SIA 1978) เมื่อวันที่ 27 กรกฎาคม 2521 เป็นระบบไฟฟ้ากระแสสลับแรงดันสูง (HVAC) ระดับแรงดันไฟฟ้า 132/115 เควี มีปริมาณพลังไฟฟ้าสูงสุด 80 เมกะวัตต์ การซื้อขายไฟฟ้าเป็นแบบแลกเปลี่ยนพลังงานไฟฟ้า กำหนดราคาอ้างอิงจากต้นทุนโรงไฟฟ้า Prai ของมาเลเซีย
ฉบับที่ 2 : SIA 2000 เมื่อวันที่ 5 มีนาคม 2543 เป็นสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์มากขึ้น แต่ละฝ่ายเสนอราคาไฟฟ้าเป็นรายชั่วโมง ราคาขายไฟฟ้าในแต่ละชั่วโมงจะแตกต่างกันตามต้นทุนของแต่ละฝ่าย กำหนดราคาซื้อขายไฟฟ้าคราวละ 3 เดือน
ต่อมา กฟผ. ได้นำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่าง กฟผ. กับ TNB เสนอ กพช. เมื่อวันที่ 26 พฤศจิกายน 2544 ซึ่ง กพช. มีมติ
(1) เห็นชอบร่างสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (HVDC SIA 2001) ระหว่าง กฟผ. และ TNB โดยให้ กฟผ. นำร่างสัญญาฯ ดังกล่าว เสนอสำนักอัยการสูงสุดตรวจร่างสัญญาก่อน ในกรณีที่สัญญาดังกล่าวมีสาระแตกต่างจากสัญญาฯ ที่สำนักอัยการสูงสุดเคยตรวจร่างแล้ว
(2) มอบหมายให้ กฟผ. นำร่างสัญญาฯ ตามข้อ (1) ไปลงนามกับ TNB ทั้งนี้ หากมีการเปลี่ยนแปลงหรือแก้ไขในส่วนที่ไม่ใช่สาระสำคัญของสัญญาให้ กฟผ. ดำเนินการดังกล่าว โดยไม่ต้องนำร่างสัญญาฯ ที่เปลี่ยนแปลงหรือแก้ไขมาเสนอขอความเห็นชอบจาก กพช. อีก
ฉบับที่ 3 : HVDC SIA 2002 เมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 ปรับปรุงจากสัญญา SIA 2000 อายุสัญญา 25 ปี เป็นระบบไฟฟ้ากระแสตรงแรงดันสูง (HVDC) ระดับแรงดันไฟฟ้า 300 เควี ปริมาณพลังงานไฟฟ้ารับซื้อสูงสุดระยะแรก 300 เมกะวัตต์ สัญญานี้ให้ใช้ร่วมกับ HVAC ด้วย (HVDC 300 เมกะวัตต์ และ HVAC 80 เมกะวัตต์ รวม 380 เมกะวัตต์) แต่ละฝ่ายเสนอราคาไฟฟ้าเป็นรายชั่วโมง คราวละ 1 เดือน กำหนดราคาเป็น 3 ระดับราคา คือ Price A (ราคาต่ำสุด) Price B (ราคาปานกลาง) และ Price C (ราคาสูงสุด) ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่ฝ่ายเสนอขายมีความพร้อมจ่ายไฟฟ้า ส่วนใหญ่ กฟผ. จะเป็นผู้รับซื้อไฟฟ้าจาก TNB
2. กฟผ. และ TNB ได้ลงนามในสัญญาเพิ่มเติม (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) ฉบับลงวันที่ 6 พฤษภาคม 2547 อายุสัญญา 3 ปี (มิถุนายน 2547 - พฤษภาคม 2550) กฟผ. ตกลงรับซื้อไฟฟ้าจาก TNB ในลักษณะ Bulk Energy ปริมาณพลังไฟฟ้า 330 เมกะวัตต์ (HVDC 300 เมกะวัตต์ และ HVAC 30 เมกะวัตต์) อัตรารับซื้อไฟฟ้าคิดเป็น Tier ปริมาณ Tier ละ 25 ล้านหน่วย โดยมีราคาลดหลั่นลงตามลำดับ ทำให้การรับซื้อไฟฟ้าปริมาณมากมีราคาเฉลี่ยถูกลง
ทั้งนี้ ในเงื่อนไขสัญญาเพิ่มเติมดังกล่าวกำหนดให้ผู้ขายสามารถเสนอปรับราคาเพิ่ม ขึ้นได้ถ้าราคาเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้น โดยทั้งสองฝ่ายต้องเจรจาตกลงราคากันใหม่ ไว้ในสัญญาฯ ในข้อ 5. PRICE CHANGE DUE TO INCREASE IN FUEL PRICE ซึ่งที่ผ่านมา TNB ได้ขอปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy ไปแล้ว 1 ครั้ง ตามราคาเชื้อเพลิงที่ปรับขึ้นร้อยละ 14 โดยอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ตกลงกันได้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนกันยายน 2548 เป็นต้นมา
3. ต่อมา เมื่อวันที่ 6 ตุลาคม 2549 TNB ขอปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy เฉลี่ยร้อยละ 27 จากอัตราเดิม เนื่องจากราคาเชื้อเพลิงที่ปรับสูงขึ้น ซึ่ง กฟผ. และ TNB เจรจาต่อรองราคาหลายครั้ง จนได้ข้อยุติให้มีการปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy เพิ่มขึ้นร้อยละ 15 จากอัตราเดิม และให้มีผลย้อนหลังตั้งแต่เดือนมกราคม-พฤษภาคม 2550 ซึ่งครบอายุสัญญาเพิ่มเติมดังกล่าว โดยมีเงื่อนไขว่าจะต้องผ่านความเห็นชอบจากคณะกรรมการ กฟผ. ซึ่งคณะกรรมการ กฟผ. ได้มีมติเมื่อวันที่ 20 กุมภาพันธ์ 2550 เห็นชอบให้ปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB เพิ่มขึ้นร้อยละ 15 จากโครงสร้างอัตราเดิม โดยให้มีผลย้อนหลังตั้งแต่เดือน มกราคม-พฤษภาคม 2550 และให้นำเสนอกระทรวงพลังงานเพื่อให้ความเห็นชอบ
4. วันที่ 6 มีนาคม 2550 กฟผ. มีหนังสือถึงกระทรวงพลังงาน (พน.) ขอความเห็นชอบอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ซึ่งปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 โดยให้มีผลย้อนหลังตั้งแต่เดือนมกราคม-พฤษภาคม 2550 กระทรวงพลังงานพิจารณาแล้วเห็นควรนำเรื่องดังกล่าวเสนอต่อคณะอนุกรรมการ ประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อนบ้านพิจารณาต่อ ไป
5. การปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB กฟผ. ได้นำเสนอการปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้า TNB เพื่อพิจารณาใน 3 ประเด็นหลัก ดังนี้
5.1 การปรับอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ในช่วงเดือนมกราคม-พฤษภาคม 2550
5.1.1 อัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 โดยให้มีผลย้อนหลังตั้งแต่เดือนมกราคม - พฤษภาคม 2550 ดังนี้
Tier | ล้านหน่วยต่อเดือน | อัตราเดิม(ก.ย. 48 - ธ.ค. 49) | อัตราใหม่ เพิ่มขึ้นร้อยละ 15 (ม.ค. 50 - พ.ค. 50) | เพิ่มขึ้นบาท/หน่วย | |||||
ต่อ Tier | สะสม | RM sen/kWh | บาท/หน่วย | เฉลี่ยสะสมบาท/หน่วย | RM Sen/kWh | บาท/หน่วย | เฉลี่ยสะสมบาท/หน่วย | ||
1 | 25 | 25 | 20.80 | 2.15 | 2.15 | 23.92 | 2.47 | 2.47 | 0.32 |
2 | 25 | 50 | 18.70 | 1.93 | 2.04 | 21.51 | 2.22 | 2.34 | 0.31 |
3 | 25 | 75 | 16.60 | 1.71 | 1.93 | 19.09 | 1.97 | 2.22 | 0.29 |
4 | 25 | 100 | 14.50 | 1.50 | 1.82 | 16.68 | 1.72 | 2.09 | 0.27 |
5 | 145.2 | 245.2 | 12.40 | 1.28 | 1.50 | 14.26 | 1.47 | 1.73 | 0.23 |
หมายเหตุ: อัตราแลกเปลี่ยน 10.32 บาท/ริงกิตมาเลเซีย (RM)
5.1.2 ช่วงเดือนกันยายน 2548 ถึงธันวาคม 2549 เป็นช่วงที่ใช้โครงสร้างอัตรารับซื้อเดิม ราคาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยและพม่า (ราคาเนื้อก๊าซ Pool) มีการปรับเพิ่มขึ้นจากระดับ 153.8 บาทต่อล้านบีทียู เป็น 178.2 บาทต่อล้านบีทียู หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 15.9 ใกล้เคียงกับอัตรารับซื้อไฟฟ้าที่ TNB ขอปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 15
5.1.3 ช่วงปี 2546-2549 กฟผ. มีการซื้อไฟฟ้าจาก TNB ปีละประมาณ 957 - 2,660 ล้านหน่วยต่อปี ราคารับซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยประมาณ 1.6173-2.3615 บาท/หน่วย และช่วงเดือนมกราคม-พฤษภาคม 2550 กฟผ. มีการซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ประมาณ 1,000 ล้านหน่วย (ประมาณ 200 ล้านหน่วยต่อเดือน) มีราคารับซื้อเฉลี่ยตามอัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy ใหม่ 1.78 บาทต่อหน่วย เพิ่มขึ้นจาก 1.6155 บาท/หน่วย เป็น 1.8054 บาท/หน่วย คิดเป็นอัตราค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้น 0.1899 บาท/หน่วย หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 11.8
5.1.4 อย่างไรก็ตาม อัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy ซึ่งปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 ยังคงต่ำกว่าราคาตามสัญญา HVDC SIA 2002 ประกอบกับ การรับซื้อไฟฟ้าจาก TNB ดังกล่าว จะทำให้สามารถลดการผลิตไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าพลังความร้อนกระบี่ และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนบางปะกง (ผ่านสายส่งเชื่อมโยงภาคกลาง-ภาคใต้) ซึ่งใช้น้ำมันเตาเป็นเชื้อเพลิง และมีต้นทุนการผลิตประมาณ 3.40 บาทต่อหน่วย ลงได้คิดเป็นเงินประมาณ 1,600 ล้านบาท
5.2 การขยายสัญญาอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB สัญญาซื้อขายไฟฟ้า Bulk Energy ฉบับปัจจุบัน (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) จะสิ้นสุดลงในวันที่ 31 พฤษภาคม 2550 ประกอบกับการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ต้องใช้เวลาในการดำเนินการ ประมาณ 3-6 เดือน ดังนั้น เพื่อให้การซื้อขายไฟฟ้าดำเนินไปอย่างต่อเนื่อง กฟผ. และ TNB เห็นควรขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Bulk Energy ฉบับปัจจุบัน ออกไปจนกว่าจะมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิม ร้อยละ 15 ตามข้อ 6.1.1 ซึ่งจะจัดทำเป็นหนังสือขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (Extension of Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) และทั้งสองฝ่ายลงนามในหนังสือขยายอายุสัญญาฯ ดังกล่าว
5.3 หลักการในการเจรจาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ กฟผ. และ TNB ได้ร่วมกันหารือหลักการซื้อขายไฟฟ้าใหม่ ได้ข้อสรุปเบื้องต้นคือ สัญญาฉบับใหม่จะยังคงเป็นการซื้อขายพลังงานไฟฟ้าในลักษณะ Bulk Energy เช่นเดิม โดยมีอายุสัญญา 3 ปี นับตั้งแต่วันที่มีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่
6. คณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่างไทยกับประเทศเพื่อน บ้าน ในการประชุมเมื่อวันที่ 25 พฤษภาคม 2550 ได้พิจารณาเรื่องการปรับเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก TNB แล้วมีมติ ดังนี้
6.1 รับทราบ (1) อัตรารับซื้อไฟฟ้า Bulk Energy จาก TNB ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002 ซึ่งปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 โดยให้มีผลย้อนหลัง ตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2550 ถึงสิ้นสุดสัญญาวันที่ 31 พฤษภาคม 2550
(2) การขยายอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า Bulk Energy ฉบับปัจจุบัน (Supplemental Agreement to HVDC SIA 2002) ตั้งแต่วันที่ 1 มิถุนายน 2550 ออกไปจนกว่าจะมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่ ซึ่งใช้อัตราค่าไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มขึ้นจากโครงสร้างอัตราเดิมร้อยละ 15 ตามข้อ (1)
โดยคณะอนุกรรมการฯ ได้มีข้อสังเกต คือ (1) การเสนอขอปรับราคากรณีที่ราคาเชื้อเพลิง เพิ่มขึ้นของ TNB ควรนำเสนอรายละเอียดต้นทุนค่าเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้นเพื่อประกอบการพิจารณา เปรียบเทียบกับต้นทุนที่หลีกเลี่ยงได้ (Avoided Cost) ของประเทศไทย และ (2) การพิจารณาความเหมาะสมของการปรับอัตราค่าไฟฟ้าเพิ่มขึ้นร้อยละ 15 ของ กฟผ. ซึ่งเปรียบเทียบจากราคาก๊าซธรรมชาติที่เพิ่มขึ้นระดับที่ใกล้เคียงกันคือ ร้อยละ 15.9 อาจเป็นแนวทางที่ไม่เหมาะสม เนื่องจากราคาเชื้อเพลิงที่เพิ่มขึ้นจะส่งผลต่อระดับค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นใน อัตราที่น้อยกว่า โดยเมื่อเปรียบเทียบการเพิ่มขึ้นของราคาก๊าซธรรมชาติและราคาไฟฟ้าในช่วง เดือนกันยายน 2548 และธันวาคม 2549 ของประเทศไทย พบว่า ราคาก๊าซธรรมชาติ เพิ่มขึ้นร้อยละ 15.9 ขณะที่ราคาไฟฟ้ามีการปรับเพิ่มขึ้นร้อยละ 10.8
8. การเปลี่ยนราคาและการขยายอายุสัญญารับซื้อไฟฟ้าจาก TNB เป็นการเปลี่ยนแปลงหรือ แก้ไขในส่วนที่เป็นสาระสำคัญของสัญญา และมีผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นของประชาชนผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับ อัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) คณะอนุกรรมการฯ จึงเห็นควรให้ กฟผ. นำผลการเจรจาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าฉบับใหม่เสนอต่อ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนดำเนินการลงนามในสัญญาต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานได้ออกประกาศเชิญชวนการยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียม สำหรับแปลงสำรวจบนบก ในทะเลอ่าวไทยและในทะเลอันดามัน ครั้งล่าสุด (ครั้งที่ 19) จำนวน 82 แปลง ระหว่างวันที่ 1 กรกฎาคม 2548 - 30 มิถุนายน 2549 โดยมีผู้ยื่นคำขอ 19 ราย ใน 25 แปลงสำรวจ (13 แปลงบนบก 9 แปลงในอ่าวไทย และ 3 แปลงในอันดามัน) ซึ่งต่อมาได้ออกสัมปทานปิโตรเลียมแก่ผู้ยื่นขอสัมปทาน จำนวน 16 สัมปทาน ใน 21 แปลงสำรวจ (9 แปลงบนบก 9 แปลงในอ่าวไทย และ 3 แปลงในอันดามัน)
2. จากสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกเพิ่มสูงขึ้นอย่างต่อเนื่อง ส่งผลให้บริษัทน้ำมันหลายรายสนใจที่จะดำเนินการสำรวจและพัฒนาปิโตรเลียม เพิ่มขึ้น ประกอบกับข้อมูลในปัจจุบันมีแนวโน้มในการพบแหล่งปิโตรเลียมที่มีสมรรถนะเชิง พาณิชย์สูง กระทรวงพลังงานจึงได้ออกประกาศเชิญชวนบริษัทน้ำมันให้ยื่นขอสัมปทาน เพื่อสิทธิในการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมสำหรับแปลงสำรวจบนบกและในทะเลอ่าวไทย ครั้งที่ 20 เมื่อวันที่ 23 พฤษภาคม 2550 จำนวน 65 แปลง คิดเป็นพื้นที่รวม 235,606 ตารางกิโลเมตร เป็นแปลงสำรวจบนบกจำนวน 56 แปลง พื้นที่ 211,687 ตารางกิโลเมตร และในทะเลอ่าวไทย จำนวน 9 แปลง พื้นที่ 23,919 ตารางกิโลเมตร โดยหลักเกณฑ์ วิธีการและเงื่อนไขที่ใช้ในการประกาศเชิญชวนได้ใช้แนวทางเดียวกับที่เคยใช้ ในการประกาศเชิญชวนครั้งที่ 18 - 19 ดังนี้
2.1 ผู้ยื่นขอสัมปทานต้องมีคุณสมบัติตามที่กำหนดในมาตรา 24 แห่งพระราชบัญญัติปิโตรเลียม พ.ศ. 2514 คือ เป็นบริษัท มีทุน เครื่องจักร เครื่องมือ อุปกรณ์ และผู้เชี่ยวชาญเพียงพอที่จะสำรวจ ผลิต ขายและจำหน่ายปิโตรเลียม
2.2 ในการยื่นขอสัมปทานฯ ได้กำหนดระยะเวลาการยื่นขอสัมปทานปิโตรเลียมโดยให้มีอายุ 1 ปี นับแต่วันออกประกาศ หรือจนกว่าจะมีประกาศเปลี่ยนแปลง โดยหลังจากนั้นกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติจะรวบรวมคำขอสัมปทานฯ ภายในวันที่ 15 ของทุกเดือน เพื่อนำมาพิจารณา โดยกำหนดจะรวบรวมคำขอครั้งแรกในวันที่ 15 กรกฎาคม 2550 สำหรับแปลงสำรวจที่มีผู้ยื่นขอสัมปทานแล้วและอยู่ในระหว่าง การพิจารณากรมเชื้อเพลิงธรรมชาติจะไม่รับคำขอเพิ่มเติมอีกจนกว่าการพิจารณา จะแล้วเสร็จ และจะแจ้งให้ผู้สนใจทราบว่าแปลงสำรวจใดที่มีผู้ยื่นขอแล้วและอยู่ในระหว่าง การพิจารณา สำหรับผลประโยชน์พิเศษ ที่กำหนดเป็นเงื่อนไขให้ผู้ยื่นคำขอสัมปทานต้องเสนอ ประกอบด้วย การให้สิทธินิติบุคคลไทยเข้าร่วม ในสัมปทาน และการใช้บริการภายในประเทศ นอกจากนี้ผู้ขอสัมปทานอาจเสนอให้ผลประโยชน์พิเศษอื่นเพิ่มเติมได้ เช่น ทุนการศึกษา การฝึกหัดงาน หรือเงินอุดหนุนเพื่อการพัฒนาปิโตรเลียมในประเทศไทย เป็นต้น
2.3 หลักเกณฑ์การพิจารณาคัดเลือกผู้รับสัมปทาน ประกอบด้วย 2 ขั้นตอน คือ 1) พิจารณาคุณสมบัติและความน่าเชื่อถือของผู้ขอสัมปทานว่าเป็นบริษัทที่มี คุณสมบัติครบถ้วนตามที่กฎหมายกำหนด มีประวัติและชื่อเสียงดี มีความมั่นคงทางการเงิน มีความสามารถและประสบการณ์ในด้านการสำรวจและผลิตปิโตรเลียม และ 2) พิจารณาแผนงานโครงการสำรวจที่จะกระทำในแปลงสำรวจที่ยื่นขอ โดยมีปริมาณงาน และปริมาณเงินเหมาะสมกับพื้นที่แปลงสำรวจ รวมทั้งผลประโยชน์พิเศษที่ผู้ขอสัมปทาน เสนอให้แก่รัฐ โดยกำหนดคะแนนในส่วนของโครงการสำรวจและข้อผูกพันด้านปริมาณงานปริมาณเงิน 80 คะแนน และผลประโยชน์พิเศษที่เสนอให้แก่รัฐ 20 คะแนน ตามลำดับ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
กพช. ครั้งที่ 112 - วันจันทร์ที่ 9 เมษายน 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 3/2550 (ครั้งที่ 112)
วันจันทร์ที่ 9 เมษายน พ.ศ. 2550 เวลา 13.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน
2.ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี๊ยบ
3.แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าและแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ
4.การปรับปรุงมาตรการเพื่อส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล
5.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มีนาคม 2550)
6.แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
นายโฆสิต ปั้นเปี่ยมรัษฎ์ รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายชวลิต พิชาลัย รองผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน แทนผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิต ไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพและได้มีมติ ดังนี้ 1) เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ 2) ให้ใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี และมอบให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ดำเนินการในรายละเอียด แล้วนำเสนอ กพช. ต่อไป และ 3) เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยมอบให้ สนพ. ศึกษาในรายละเอียดความเหมาะสมในการเปิดให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration
2. ต่อมาเมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ตามปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 และต่อมา เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 กพช. ได้เห็นชอบให้สนับสนุนผู้ผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิงด้วย
3. กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ VSPP แล้ว เมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2550 และวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 และประกาศเพิ่มเติมเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 และวันที่ 23 มีนาคม 2550 ตามลำดับ โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ตามประเภทเชื้อเพลิง ดังนี้ (1) ชีวมวลและก๊าซชีวภาพ 0.30 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง (2) พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) 0.40 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง (3) พลังน้ำขนาดเล็ก (<50 กิโลวัตต์) 0.80 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง (4) ขยะและพลังลม 2.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง และ (5) พลังงานแสงอาทิตย์ 8 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
4. นอกจากนี้ เมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อ ไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ และมอบให้ สนพ. ดำเนินการปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration และให้นำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เพื่อขอความเห็นชอบก่อนประกาศใช้ต่อไป
5. ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 2 เมษายน 2550 ได้มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน ดังนี้
5.1 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Non-Firm
5.2 มอบให้ สนพ. และ กฟผ. จัดทำคู่มือการตรวจวัดประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้า และคู่มือการตรวจวัดคุณสมบัติการเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน พร้อมทั้งมอบให้ กฟผ. จัดทำต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่สอดคล้องกับระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ตามข้อ 5.1 และส่งให้ สนพ. พิจารณา ก่อนนำไปใช้ปฏิบัติต่อไปแล้วจึงออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าราย เล็ก
5.3 การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียน เห็นชอบแนวทางการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ SPP โดย 1) กำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ และกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ในอัตราคงที่ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานแสงอาทิตย์ 8 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง ขยะ และพลังงานลม 2.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง เป็นระยะเวลา 7 ปี 2) SPP พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ส่วนเพิ่มราคารับซื้อ ไฟฟ้าให้ใช้ระบบกลไกการแข่งขัน โดยกำหนดอัตราสูงสุดของส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 0.30 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง และกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 300 เมกะวัตต์ และ 3) เห็นชอบแนวทางการ ออกประกาศเชิญชวนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเพื่อยื่นข้อ เสนอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า
6. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอแนวทางการออกประกาศเชิญชวน SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเพื่อยื่นข้อเสนอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โดยระบบกลไกการแข่งขัน ดังนี้
6.1 กำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ โดยกำหนดอัตราสูงสุดของส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับพลังงานหมุนเวียน อื่นๆ 0.30 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยกำหนดระยะเวลาดำเนินการทุกขั้นตอนประมาณ 4 เดือน
6.2 คุณสมบัติของผู้ที่จะยื่นข้อเสนอเพื่อขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ได้กำหนดไว้ในประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก ดังนี้ 1) ผู้ยื่นข้อเสนอที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ก่อนวันที่ออกประกาศ สามารถยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าได้ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่ เสนอ ขายเข้าระบบของการไฟฟ้า 2) ผู้ยื่นข้อเสนอที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ก่อนวันที่ออกประกาศ แต่สัญญานั้นสิ้นสุดภายในวันที่ปิดรับซองข้อเสนอ สามารถยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าได้ ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเข้าระบบของการไฟฟ้า และ 3) ผู้ยื่นข้อเสนอที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ก่อนวันที่ออกประกาศ และสัญญานั้นสิ้นสุดหลังวันที่ปิดรับซองข้อเสนอ สามารถยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ได้เฉพาะปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเข้าระบบของการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้น ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 25 ของปริมาณที่ขายตามสัญญาฉบับเดิม โดยปริมาณพลังไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวต้องไม่เป็นผลมาจากการใช้เชื้อเพลิง เชิงพาณิชย์เพิ่มขึ้นหรือใช้ไฟฟ้าจากระบบของการไฟฟ้าเพิ่มขึ้น ไม่ว่า โดยตรงหรือโดยอ้อม ทั้งนี้ ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องเสนอกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าให้ กฟผ. อย่างช้า ภายในเดือนธันวาคม 2555
6.3 ผู้ยื่นข้อเสนอต้องเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นอัตราต่อหน่วยพลังงาน ไฟฟ้าที่เสนอขายให้ กฟผ. โดยส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าที่ขอต้องไม่สูงกว่าอัตราสูงสุดที่กำหนด และเสนอวงเงินรวมตามจำนวนพลังงานไฟฟ้าที่ได้เสนอขายให้ กฟผ. ในระยะเวลา 7 ปี โดยเงินส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าและวงเงินรวมดังกล่าว กำหนดให้มีผลใช้บังคับจนถึงวันที่ 31 ตุลาคม 2550 ซึ่งเป็นวันที่คาดว่า สนพ. จะดำเนินการคัดเลือกข้อเสนอแล้วเสร็จ โดยภายในกำหนดเวลาดังกล่าวผู้ยื่นข้อเสนอต้องรับผิดชอบจำนวนเงินส่วนเพิ่ม ราคารับซื้อไฟฟ้า และวงเงินรวมที่ได้เสนอไว้ และจะถอนข้อเสนอไม่ได้ นอกจากนี้ ผู้ยื่นข้อเสนอต้องมีหลักค้ำประกันในการยื่นข้อเสนอ หรือ หลักประกันซอง โดยยื่นต่อ สนพ. ในอัตรา 100 บาทต่อกิโลวัตต์ และมีจำนวนเงินค้ำประกันตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายให้กับ กฟผ. ในเวลา 7 ปี แต่ ไม่เกิน 2,000,000 บาท (สองล้านบาทถ้วน) ทั้งนี้ หลักประกันซอง ต้องมีระยะเวลาในการค้ำประกันจนถึงวันที่ 30 กันยายน 2550 เป็นอย่างน้อย
6.4 คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็กจะดำเนินการพิจารณาข้อเสนอของผู้ยื่นโครงการ ประเมินและคัดเลือกโครงการ และเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบ โดยกำหนดแนวทางและหลักเกณฑ์ในการพิจารณา แบ่งเป็นข้อเสนอทางเทคนิค อาทิ แผนการดำเนินงาน แผนการบริหารและจัดการ เป็นต้น และข้อเสนอทางการเงินโดยจะพิจารณา ความเหมาะสมจากปัจจัยต่างๆ
7. เนื่องจากการกำหนดเงื่อนไขคุณสมบัติของผู้ไม่มีสิทธิ์รับส่วนเพิ่มราคารับ ซื้อไฟฟ้าตามประกาศการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย เรื่อง การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตาม ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP มีความไม่ชัดเจน ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเห็นควรปรับปรุงแก้ไขประกาศของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายข้อ 3.2.1 ผู้ไม่มีสิทธิ์รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าหมายถึง "ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบเงินสบทบการลงทุนผลิตไฟฟ้า (Investment Subsidy) จากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน"
มติของที่ประชุม
1.รับทราบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Non-Firm ทั้งนี้ มอบหมายให้ กฟผ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการการออกประกาศเชิญชวนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงาน หมุนเวียน เพื่อยื่นข้อเสนอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ตามรายละเอียดในข้อ 6 และมอบหมายให้ กบง. ดำเนินการใน รายละเอียดออกประกาศเชิญชวนและดำเนินการคัดเลือกผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้ พลังงานหมุนเวียนต่อไป
3.เห็นชอบในหลักการร่างประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ ผลิตไฟฟ้า รายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน ตามรายละเอียดในข้อ 5 และมอบหมายให้ กฟผ. ออกประกาศต่อไป
4.เห็นชอบให้ปรับปรุงแก้ไขประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ข้อ 3.2.1 ผู้ไม่มีสิทธิ์รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าหมายถึง "ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนในรูปแบบเงินสบทบการลงทุนผลิตไฟฟ้า (Investment Subsidy) จากกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน" โดยมอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายรับไปดำเนินการ
เรื่องที่ 2 ร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี๊ยบ
สรุปสาระสำคัญ
1. รัฐบาลไทยและรัฐบาลสาธารณรัฐประชาธิปไตยประชาชนลาว (สปป. ลาว) ได้มีการลงนามในบันทึกความเข้าใจ (Memorandum of Understanding : MOU) เมื่อวันที่ 19 มิถุนายน 2539 เพื่อ ส่งเสริมและให้ความร่วมมือในการพัฒนาไฟฟ้าใน สปป. ลาว สำหรับจำหน่ายให้แก่ประเทศไทยจำนวนประมาณ 3,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2549 ต่อมาคณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เรื่องการขยายการรับซื้อไฟฟ้าจาก สปป. ลาว จาก 3,000 เมกะวัตต์ เป็น 5,000 เมกะวัตต์ ภายในปี 2558 โดยปัจจุบันมี 2 โครงการภายใต้ MOU ดังกล่าวที่จ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์เข้าระบบของ กฟผ. แล้ว ได้แก่ โครงการเทิน-หินบุน และห้วยเฮาะ และอีก 2 โครงการที่ได้ลงนามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแล้ว ได้แก่ โครงการน้ำเทิน 2 และโครงการน้ำงึม 2 โดยมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบเชิงพาณิชย์ในเดือนธันวาคม 2552 และมีนาคม 2554 ตามลำดับ
2. กฟผ. ได้ดำเนินการเจรจากับกลุ่มผู้พัฒนาโครงการน้ำเงี๊ยบภายใต้นโยบายและหลักการ ที่ได้รับมอบหมายจากคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าระหว่าง ไทยกับประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการฯ จนได้ข้อยุติเรื่องอัตราค่าไฟฟ้าและ เงื่อนไขสำคัญ และได้จัดเตรียมร่างบันทึกความเข้าใจ (MOU) ของโครงการน้ำเงี๊ยบ โดยใช้ MOU ของ โครงการน้ำงึม 2 เป็นต้นแบบ ต่อมาคณะอนุกรรมการประสานความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้าฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 13 มีนาคม 2550 ได้เห็นชอบร่าง MOU ของโครงการน้ำเงี๊ยบแล้ว
3. ลักษณะโครงการน้ำเงี๊ยบ มีกำลังผลิตติดตั้ง 261 เมกะวัตต์ จ่ายพลังงานไฟฟ้าเฉลี่ยปีละ 1,393 ล้านหน่วย ระบบส่ง ฝั่งไทยขนาด 500 กิโลโวลท์ จุดเชื่อมโยงระบบส่ง สฟ.อุดรธานี 3 ฝั่ง สปป. ลาวขนาด 230 กิโลโวลท์ จากโครงการมาบ้านนาบอง และระบบส่งขนาด 500 กิโลโวลท์ จากบ้านนาบองมาจุดส่งมอบชายแดนไทย-ลาว กำหนดจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบประมาณปี 2557 กลุ่มผู้พัฒนาโครงการ ประกอบด้วย บริษัท Kansai Electric Power, ผู้ร่วมลงทุนรายอื่น และ รัฐบาล สปป. ลาว
4. สาระสำคัญของร่าง MOU โครงการน้ำเงี๊ยบ ประกอบด้วย
4.1 ข้อตกลงนี้ทำขึ้นระหว่าง กฟผ. กับบริษัท Kansai Electric Power นอกจากนี้ Kansai และผู้ร่วมลงทุนรายอื่น (รวมเรียกว่า NNP Sponsor) จะจัดตั้งบริษัทใน สปป. ลาว เพื่อพัฒนาโครงการ
4.2 โครงการมีกำลังผลิต 261 เมกะวัตต์ มีเป้าหมายผลิตไฟฟ้าเฉลี่ยรายปีของ Primary Energy (PE) เท่ากับ 1,199 ล้านหน่วย และ Secondary Energy (SE) เท่ากับ 175 ล้านหน่วย และจะมี Excess Energy (EE) อีกจำนวนหนึ่ง โดย กฟผ. จะรับประกันการรับซื้อเฉพาะ PE และ SE
4.3 อัตราค่าไฟฟ้า ณ ชายแดน มีค่าคงที่ตลอดอายุสัญญาซื้อขายไฟฟ้า โดยที่ 1) PE Tariff ส่วนที่ 1และ ส่วนที่ 2 มีค่าเท่ากับ 2.7852 Cents/หน่วย และ 1.0027 บาท/หน่วย ตามลำดับ 2) SE Tariff มีค่าเท่ากับ 1.2032 บาท/หน่วย 3) EE Tariff มีค่าเท่ากับ 1.1029 บาท/หน่วย และ 4) Pre COD มีค่า เท่ากับ 1.5040 บาท/หน่วย ซึ่งค่าไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดอายุสัญญา (Levelized Price) 27 ปี เท่ากับ 2.13 บาท/หน่วย (ณ อัตราแลกเปลี่ยน 36 บาท/USD)
4.4 สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะมีอายุ 27 ปี นับจากวันจ่ายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date) โดยอาจมีอายุสัญญาได้ยาวกว่านี้ หาก สปป. ลาว อนุมัติ และทั้งสองฝ่ายตกลง
4.5 หากโครงการได้รับผลประโยชน์จาก CDM จะต้องเจรจาแบ่งผลประโยชน์กับ กฟผ. ทั้งนี้จะขึ้นกับการตกลงของรัฐบาล สปป. ลาว โดยทั้งสองฝ่ายจะใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าของโครงการน้ำงึม 2 เป็นพื้นฐานในการจัดทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
4.6 MOU จะสิ้นสุดเมื่อมีเหตุการณ์ใดดังต่อไปนี้เกิดขึ้นก่อน (1) เมื่อมีการลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า (2) MOU มีอายุครบ 18 เดือนนับจากวันลงนามหรือวันที่ช้ากว่าหากมีการตกลงต่ออายุ MOU ออกไป (3) ทั้งสองฝ่ายตกลงกันเป็นลายลักษณ์อักษรเพื่อเลิกก่อนได้ โดยที่แต่ละฝ่ายจะรับผิดชอบค่าใช้จ่ายที่จะเกิดขึ้นในส่วนของตน และไม่สามารถเรียกร้องความเสียหายต่อเนื่องจาก MOU หรือจากการยกเลิก MOU
4.7 กำหนดวันแล้วเสร็จของงานต่างๆ จะเป็นดังนี้ 1) Scheduled Financial Close Date (SFCD) เท่ากับ 6 เดือนนับจากลงนาม PPA สำหรับ Scheduled Energizing Date (SED) (กำหนดวันที่ระบบส่งของทั้งสองฝ่ายพร้อมรับและส่งพลังงานไฟฟ้า) เท่ากับ 63 เดือนนับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD และ Scheduled Commercial Operation Date (SCOD) คือวันที่ช้ากว่าระหว่าง วันที่ 31 มกราคม 2557 และ 66 เดือน นับจากวันที่ช้ากว่าระหว่างวัน Financial Close Date และวัน SFCD และ 2) หากฝ่ายใดทำให้วัน COD ล่าช้ากว่าวัน SCOD จะต้องจ่ายค่าปรับในอัตรา ที่เท่ากัน
4.8 จำนวนหลักทรัพย์ค้ำประกัน ประกอบด้วย 1) วันลงนามสัญญาฯ จำนวน 5.4Million USD 2) วัน Financial Close Date จำนวน 13.5 Million USD 3) วัน COD จำนวน 12.1 Million USD และ 4) วันครบรอบ COD 14 ปี จำนวน 4.1 Million USD
4.9 Tariff MOU และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าจะถูกบังคับและตีความตามกฎหมายไทย
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบร่างบันทึกความเข้าใจการรับซื้อไฟฟ้าโครงการน้ำเงี๊ยบ รายละเอียดตามเอกสารแนบ 3.2.1
2.เห็นชอบให้ กฟผ. นำร่างบันทึกความเข้าใจฯ ที่ได้รับความเห็นชอบแล้ว ไปลงนามร่วมกับผู้ลงทุนโครงการน้ำเงี๊ยบต่อไป
เรื่องที่ 3 แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าและแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ
สรุปสาระสำคัญ
1. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย (Power Development Plan: PDP) เป็นแผนระยะยาวที่จัดทำขึ้นเพื่อใช้เป็นกรอบในการลงทุนในการขยายกำลังการ ผลิตไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้า ในอนาคต โดยแผน PDP ที่ใช้อยู่ในปัจจุบัน คือแผน PDP 2004 เป็นแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ ในช่วงปี 2547-2558
2. เมื่อเดือนมีนาคม w2550 คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าได้ปรับค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ใหม่ ให้สอดคล้องกับสถานการณ์การใช้ไฟฟ้าที่ลดลงและสภาพเศรษฐกิจ ที่เปลี่ยนแปลงไป โดยจัดทำเป็น 3 กรณี คือ กรณีฐาน กรณีต่ำและกรณีสูง โดย กฟผ. จะได้นำค่าพยากรณ์ดังกล่าวไปใช้ในการจัดทำแผน PDP ทั้งนี้ กระทรวงพลังงานจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นต่อค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า และแผน PDP จำนวน 3 ครั้ง ได้แก่ 1) การประชุมเตรียมการเพื่อรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง เรื่องแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP 2006) เมื่อเดือนพฤศจิกายน 2549 2) การสัมมนา เรื่องทางเลือกการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เมื่อเดือนกุมภาพันธ์ 2550 และ 3) การสัมมนารับฟังความคิดเห็น เรื่องการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP) เมื่อเดือนเมษายน 2550
3. ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (ค่า Peak) ส่วนใหญ่จะเกิดขึ้นในช่วงฤดูร้อน ปี 2550 ค่า Peak เกิดขึ้นในวันที่ 29 มีนาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 22,161 เมกะวัตต์ ซึ่งสูงกว่าปีที่ผ่านมาร้อยละ 5 แต่ยังคง ต่ำกว่าค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ฉบับมีนาคม 2550 กรณีฐานที่ประมาณการไว้ที่ 22,513 เมกะวัตต์อยู่ 352 เมกะวัตต์ ซึ่งค่า Peak จะมีความสัมพันธ์กับอุณหภูมิ โดยถ้าอุณหภูมิสูงขึ้น 1 องศาเซลเซียส จะส่งผลให้ค่า Peak สูงขึ้นประมาณ 300 เมกะวัตต์
4. การจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับมีนาคม 2550 ได้กำหนดสมมติฐานที่สำคัญ คือ 1) ค่า GDP กรณีฐานให้อัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจในช่วงแผนฯ 10, 11 และ 12 เฉลี่ยร้อยละ 5.0, 5.6 และ 5.6 ต่อปี ตามลำดับ ส่วนกรณีต่ำและกรณีสูงได้กำหนดให้ต่ำและสูงกว่ากรณีฐานร้อยละ 0.5 ตามลำดับ 2) ค่าพลังงานไฟฟ้าที่สูญเสีย (ค่า Loss) ในระบบส่งของ กฟผ. และ กฟน. กำหนดเท่ากับร้อยละ 2.50 และ 3.64 ตลอดช่วงการพยากรณ์ ตามลำดับ ส่วน กฟภ. กำหนดให้เท่ากับร้อยละ 5.10 และ 5.00 ในช่วงปี 2550 - 2555 และช่วงปี 2556 - 2564 ตามลำดับ 3) มาตรการประหยัดพลังงาน/ การจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (DSM) ได้คำนึงถึงมาตรการต่างๆ ได้แก่ การกำหนดประสิทธิภาพของเครื่องใช้ไฟฟ้าตามโครงการ DSM การจัดตั้งบริษัทจัดการด้านพลังงาน (ESCO) โครงการประหยัดพลังงาน ในอาคารและโรงงาน รวมทั้งโครงการเปลี่ยนหลอดไส้ และ 4) การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยตรงของ กฟน. และ กฟภ. ซึ่งจะทำให้ซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ลดลง 970 เมกะวัตต์ ในปี 2564
5. ผลการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า จัดทำเป็น 3 กรณี ได้แก่ 1) กรณีฐาน ความต้องการ ไฟฟ้าเพิ่มขึ้นในช่วงปี 2550-2564 เฉลี่ย 1,859.60 เมกะวัตต์ต่อปี และอัตราเจริญเติบโตร้อยละ 5.78 ต่อปี 2) กรณีต่ำ ความต้องการไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเฉลี่ย 1,597.80 เมกะวัตต์ต่อปี มีอัตราเจริญเติบโตร้อยละ 5.20 ต่อปี และ 3) กรณีสูง ความต้องการไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเฉลี่ย 2,117.27 เมกะวัตต์ต่อปี อัตราเจริญเติบโตร้อยละ 6.32 ต่อปี ทั้งนี้ความต้องการไฟฟ้ากรณีต่ำและกรณีสูงแตกต่างจากกรณีฐาน ประมาณ 3,900 เมกะวัตต์ ในปี 2564
6. กฟผ. ได้นำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับมีนาคม 2550 ไปใช้ในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า พ.ศ. 2550-2564 (PDP 2007) ซึ่งเป็นแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าชนิดต่างๆ และระบบส่งไฟฟ้าในระยะยาว 10-15 ปี โดยแบ่งออกเป็น 2 ช่วง ช่วงปี 2550-2553 ซึ่งเป็นช่วงที่โรงไฟฟ้าอยู่ในระหว่างก่อสร้างจะเป็นโครงการของ IPP เช่น บริษัท BLCP เพาเวอร์ จำกัด และโครงการของ กฟผ. เป็นต้น และ ช่วงปี 2554-2564 ซึ่งเป็นช่วงที่ต้องมีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ โดย กฟผ. ได้จัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าเป็น 3 กรณีตามค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า คือ กรณีฐาน (B) กรณีต่ำ (L) และกรณีสูง (H) และในแต่ละกรณีจัดทำเป็น 3 แผนทางเลือก คือ 1) กรณีค่าใช้จ่ายต่ำสุด (Least-cost plan) 2) กรณีโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีความเป็นไปได้ และ 3) กรณีการจัดหา LNG จำนวน 10 ล้านตันต่อปี และรับซื้อไฟฟ้า ต่างประเทศเพิ่มขึ้น โดยที่การจัดทำแผนในช่วงปี 2554-2564 จะคำนึงถึงราคาเชื้อเพลิงที่ใช้ในการจัดทำแผน PDP 2007 ได้แก่ ราคาก๊าซธรรมชาติ (252-261 บาท/ล้านบีทียู) น้ำมันเตา (335 บาท/ล้านบีทียู) น้ำมันดีเซล (632 บาท/ล้านบีทียู) ลิกไนต์ (53-78 บาท/ล้านบีทียู) ถ่านหินนำเข้า (91-96 บาท/ล้านบีทียู) และนิวเคลียร์ (25.3 บาท/ล้านบีทียู) นอกจากนี้ได้ประมาณการต้นทุนค่าไฟฟ้าต่ำสุด ได้แก่ โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ (2.08 บาท/หน่วย) โรงไฟฟ้าถ่านหิน และโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม-ก๊าซธรรมชาติ (2.12 และ 2.29 บาทต่อหน่วย ตามลำดับ) ส่วนโรงไฟฟ้าพลังความร้อน-น้ำมัน และโรงไฟฟ้ากังหันแก๊สมีต้นทุนค่อนข้างสูง ประมาณ 4.12 และ 7.93 บาท/หน่วย ตามลำดับ สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานทดแทน พลังแสงอาทิตย์มีต้นทุนสูงที่สุด คือ 20.20 บาท/หน่วย รองลงมาคือ กังหันลมและขยะ มีต้นทุนประมาณ 5.98 และ 4.63 บาท/หน่วย ตามลำดับ และการผลิตไฟฟ้าจากชีวมวลมีต้นทุนต่ำสุด คือ 2.63 บาท/หน่วย ซึ่งต้นทุนค่าไฟฟ้าเหล่านี้จะถูกนำไปพิจารณาในแผนทางเลือกที่มีค่าใช้จ่าย ต่ำสุด
7. การจัดทำแผนทางเลือก ประกอบด้วย
(1) แผน B1: ใช้ความต้องการไฟฟ้าฐาน เป็นกรณีที่มีค่าใช้จ่ายต่ำสุด โดยโรงไฟฟ้านิวเคลียร์จะสามารถเข้ามาในระบบไฟฟ้าได้ในปี 2563 และ 2564 จำนวน 4,000 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าที่มีต้นทุนค่าไฟฟ้าต่ำรองลงมาคือโรงไฟฟ้าถ่านหินและโรงไฟฟ้าก๊าซ ธรรมชาติ ซึ่งจะเข้ามาในระบบไฟฟ้ารวมจำนวน 18,200 และ 2,800 เมกะวัตต์ ตามลำดับ และซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศและผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) รวมจำนวน 5,090 และ 1,700 เมกะวัตต์ ตามลำดับ
(2) แผน B2: ใช้ความต้องการไฟฟ้าฐาน โดยพิจารณาการสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ที่มีความเป็นไปได้ ซึ่งจะก่อสร้างประมาณ 2,800 เมกะวัตต์ ทำให้กำลังผลิตไฟฟ้าส่วนที่เหลือจะใช้ก๊าซ ธรรมชาติ เป็นจำนวน 18,200 เมกะวัตต์ คิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 57 ของกำลังผลิตไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นทั้งหมด สำหรับกำลังการผลิตไฟฟ้าจากนิวเคลียร์ ซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศและ SPP ยังคงจำนวนเท่าเดิม คือ 4,000 5,090 และ 1,700 เมกะวัตต์ ตามลำดับ ทั้งนี้หากพิจารณาสัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งหมดในปี 2564 พบว่าการผลิตไฟฟ้าจาก LNG และจากต่างประเทศมีสัดส่วนร้อยละ 31 และ 11 ตามลำดับ ทั้งนี้ ในแผน B2 จะมีการลงทุนในแหล่งผลิตและระบบส่งรวมในช่วงแผนฯ 10 (ปี 2550-2554) และแผนฯ 11 (ปี 2555-2559) จำนวน 289,737 และ 697,063 ล้านบาท ตามลำดับ รวมเป็นเงินลงทุนทั้งสิ้น 986,796 ล้านบาท
(3) แผน B3: กรณีความต้องการไฟฟ้าฐาน พิจารณาการจัดหา LNG จำนวน 10 ล้านตันต่อปี และรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้น จะทำให้ระบบไฟฟ้ามีกำลังผลิตไฟฟ้าจากก๊าซธรรมชาติ จำนวน 9,800 เมกะวัตต์ จากการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้น รวม 13,490 เมกะวัตต์ ซึ่งจะทำให้สัดส่วนกำลังการผลิตไฟฟ้าทั้งหมดในปี 2564 จาก LNG และจากการรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ คิดเป็นร้อยละ 17 และ 26 ตามลำดับ
(4) สำหรับกรณีความต้องการไฟฟ้าต่ำ (L) และกรณีความต้องการไฟฟ้าสูง (H) มีการจัดทำเป็น 3 แผนทางเลือกเช่นเดียวกับแผนทางเลือกในกรณีความต้องการไฟฟ้าฐาน
8. บริษัท ปตท. จำกัด (มหาชน) (ปตท.) ได้จัดทำแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติโดยออกเป็น 2 ช่วง คือ 1) ช่วงปี 2550-2553 จะมีแผนจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากอ่าวไทยโดยผ่านระบบท่อส่งก๊าซฯ เส้นที่ 3 และส่วนที่เหลืออีกจะเป็นการนำเข้าจากสหภาพพม่า โดยคิดเป็นสัดส่วนร้อยละ 80 และ 20 ตามลำดับ 2) ตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป ปตท. มีแผนนำเข้าก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในภูมิภาคที่มีศักยภาพ เช่น สหภาพพม่าและอินโดนีเซีย รวมทั้งจัดหาก๊าซธรรมชาติจากอ่าวไทยเพิ่มเติมจากแหล่งที่คาดว่าจะมีปริมาณ สำรองเพิ่มขึ้น เช่น แหล่งไพลิน
9. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้มีความคิดเห็นว่าการจัดทำแผน PDP 2007 ควรใช้ค่าพยากรณ์ ความต้องการไฟฟ้า ฉบับเดือนมีนาคม 2550 กรณีฐาน เป็นค่าพยากรณ์ในการจัดทำแผน PDP โดยพิจารณาแผนทางเลือกของการผลิตไฟฟ้าจะเห็นว่าแผน B1 จะต้องมีการสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินจำนวนมาก ซึ่งมีความเป็นไปได้น้อยในการดำเนินการ ส่วนแผน B2 จะมีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติจำนวนมาก ซึ่งเป็นแผนที่มีความเป็นไปได้ในการดำเนินการระยะสั้นในช่วงปี 2554-2558 และแผน B3 จะมีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหินและโรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติที่มีความเป็นไปได้ ในปัจจุบัน และการรับซื้อไฟฟ้า จากต่างประเทศเพิ่มขึ้น ซึ่งเป็นแผนที่มีความเป็นไปได้ในการจัดหาไฟฟ้าให้เพียงพอต่อความต้องการใน ระยะยาว ดังนั้น จึงเห็นควรให้นำแผน B2 เป็นแผนหลักในการจัดทำแผน PDP 2007 และแผน B3 เป็นแผนทางเลือก
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบในหลักการการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007) โดยใช้ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าเดือนมีนาคม 2550 กรณีฐาน และให้ใช้แผน B2 (กรณีการก่อสร้างโรงไฟฟ้าถ่านหิน ที่มีความเป็นไปได้) เป็นแผนหลักในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้า (PDP 2007) และใช้แผน B3 (กรณีการนำเข้า LNG ในปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี และรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้น) เป็นแผนทางเลือก และมอบหมายให้ กฟผ. ดำเนินการจัดทำรายละเอียดแผนการจัดหาเชื้อเพลิง แผนการลงทุนในระบบส่ง ไฟฟ้า และประมาณการฐานะการเงิน เสนอ กพช. พิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
2.เห็นชอบในหลักการแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ ซึ่งแบ่งเป็น 2 ระยะ คือ ช่วงปี 2550-2553 เป็นการจัดหาก๊าซธรรมชาติเพิ่มเติมจากอ่าวไทย โดยจะขนส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ เส้นที่ 3 และในช่วงปี 2554 เป็นต้นไป เป็นแผนนำเข้า LNG และก๊าซธรรมชาติจากแหล่งในภูมิภาคที่มีศักยภาพ และจัดหาเพิ่มเติมจากแหล่งอ่าวไทยที่คาดว่าจะมีปริมาณสำรองเพิ่มขึ้น ทั้งนี้ มอบหมายให้ ปตท. จัดทำรายละเอียดแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ เพื่อเสนอ กพช. พิจารณาต่อไป
3.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานประสานงานกับ สศช., กฟผ., ปตท. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อพิจารณากำหนดพื้นที่การก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ และจุดรับก๊าซธรรมชาติ เพื่อรองรับแผน PDP 2007 ให้สามารถดำเนินการได้ และเพื่อเป็นการเตรียมพร้อมในการทำความเข้าใจกับประชาชนในพื้นที่ที่จะมีการ ก่อสร้างโรงไฟฟ้าต่อไป
เรื่องที่ 4 การปรับปรุงมาตรการเพื่อส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล
สรุปสาระสำคัญ
1. เพื่อลดการพึ่งพาน้ำมันจากต่างประเทศ ภาครัฐได้มีนโยบายสนับสนุนการใช้พลังงานทดแทนไบโอดีเซล โดยกำหนดมาตรการยกเว้นการจัดเก็บภาษีและเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับไบโอดีเซล (B100) และกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้ออกประกาศกำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 และกำหนดให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร และให้ค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 มากกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.20 บาท/ลิตร
2. ปัจจุบันราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วอยู่ที่ระดับ 18.0556 บาท/ลิตร ส่วนราคาไบโอดีเซล (B100) อยู่ที่ระดับ 24.55 บาท/ลิตร โดยมีโรงงานผลิตไบโอดีเซล (B100) จำนวน 5 ราย กำลังการผลิต ติดตั้ง 840,000 ลิตร/วัน แต่ผลิตได้จริง 24,000 ลิตร/วัน นอกจากนี้ยังมีโรงงานผลิตไบโอดีเซลที่อยู่ระหว่างพัฒนาคุณภาพตามประกาศ ธพ. จำนวน 5 ราย กำลังผลิตประมาณ 1,070,000 ลิตร/วัน ปัจจุบันปริมาณการใช้ไบโอดีเซล (B100) เพื่อผลิตเป็นดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ระดับ 42,000 ลิตร/วัน ส่วนการจำหน่าย น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนมีนาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 840,000 ลิตร/วัน คิดเป็นร้อยละ 1.52 ของปริมาณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วทั้งหมด 55 ล้านลิตร/วัน อย่างไรก็ตาม เมื่อวันที่ 7 มีนาคม 2550 ภาครัฐได้ปรับเพิ่มส่วนต่างราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมัน ดีเซลหมุนเร็วบี 5 แล้ว แต่ปริมาณการใช้ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ได้ปรับเพิ่มขึ้นเพียงเล็กน้อย
3. ปัญหาและอุปสรรคที่ทำให้การส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 มีปริมาณไม่เพิ่ม มากขึ้น คือ ปริมาณการผลิตและคุณภาพของไบโอดีเซล (B100) ที่ยังไม่แน่นอน และการขาดความมั่นใจและไม่ยอมรับของกลุ่มยานยนต์ และผู้ใช้รถยนต์ในเรื่องคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 โดยผู้ประกอบการรถยนต์ยังไม่ออกมารับรองรถยนต์ของตนเองสามารถใช้น้ำมันดีเซล หมุนเร็วบี 5 ได้ รวมทั้งสถานีบริการ น้ำมันเชื้อเพลิง มีข้อจำกัดเรื่องหัวจ่ายและถังเก็บน้ำมันใต้ดิน
4. เมื่อวันที่ 2 เมษายน 2550 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง การปรับปรุงมาตรการด้านคุณภาพและ กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลเชิงพาณิชย์ และได้มีมติดังนี้
4.1 เห็นชอบให้ปรับปรุงคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โดยให้สามารถผสมไบโอดีเซล (B100) ได้ในระดับไม่เกินร้อยละ 2 โดยปริมาตร ให้เริ่มมีผลบังคับใช้โดยเร็วที่สุด พร้อมทั้งกำหนดมาตรการบังคับให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติต้องผสมไบโอดีเซล (B100) ในระดับร้อยละ 2 โดยปริมาตร ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2551 เป็นต้นไป โดยมอบหมายให้ ธพ. รับไปดำเนินการออกประกาศต่อไป
4.2 ในการกำกับดูแลคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซล น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 2 และบี 5 มอบหมายให้ ธพ. รับไปดำเนินการดังนี้ 1) เร่งดำเนินการตรวจสอบคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ให้เป็น ที่ยอมรับเพื่อให้กลุ่มผู้ประกอบการรถยนต์รับรองการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 5 และ 2) ดำเนินการ ตรวจสอบการผลิตของโรงงานผลิตไบโอดีเซล (B100) และพิจารณากำหนดให้ผู้ผลิตไบโอดีเซล (B100) ต้องจดทะเบียนหรือขอความเห็นชอบจาก ธพ. ก่อน จึงจะสามารถจำหน่ายไบโอดีเซลได้
4.3 เนื่องจากผู้ค้าน้ำมันมีข้อจำกัดในเรื่อง อุปกรณ์การผสมไบโอดีเซล และเพื่อเร่งให้มีการนำไบโอดีเซลมาผสมเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บี 2 ก่อนวันบังคับใช้ ที่ประชุมจึงเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุน น้ำมันฯ จ่ายชดเชยราคาไบโอดีเซล (B100) โดยให้กำหนดอัตราเงินชดเชยเท่ากับส่วนต่างระหว่างราคา ไบโอดีเซล (B100) กับราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บวกค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ 5 บาท/ลิตร และยังคงกำหนดให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร โดยมอบหมายให้หน่วยงานที่เกี่ยวข้อง คือ กรมสรรพสามิตรับผิดชอบการตรวจสอบปริมาณการจำหน่ายน้ำมันไบโอดีเซลและสถาบัน บริหารกองทุนพลังงานรับผิดชอบการจ่ายเงินชดเชยหรือรับเงินคืนกองทุนฯ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มีนาคม 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนมีนาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 58.80 และ 62.43 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 3.05 และ 4.48 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากตลาดมีความกังวลในสถานการณ์ความขัดแย้งระหว่างอิหร่านและประเทศ ตะวันตก และการประท้วงต่อเนื่องในฝรั่งเศสส่งผลให้การขนส่งน้ำมันล่าช้า นอกจากนี้ EIA ได้รายงานปริมาณสำรองน้ำมันดิบสหรัฐฯ ลดลง 0.9 ล้านบาร์เรล อยู่ที่ระดับ 328.4 ล้านบาร์เรล
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยเดือนมีนาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 76.62, 75.52 และ 73.46 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 9.82, 9.79 และ 2.86 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามราคาน้ำมันดิบ และเนื่องจากประเทศต่างๆ เริ่มสั่งซื้อน้ำมัน เพื่อเตรียมไว้สำหรับฤดูกาลท่องเที่ยว ประกอบกับรายงานปริมาณสำรองน้ำมันของสิงคโปร์ลดลงอยู่ที่ระดับ 7.88 ล้านบาร์เรล และโรงกลั่นในญี่ปุ่นมีแผนปิดซ่อมบำรุงในเดือนเมษายน จำนวน 5 แห่ง ทำให้ต้องลดการส่งออกลง ประมาณร้อยละ 75
3. เดือนมีนาคม 2550 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้นจำนวน 5 ครั้ง รวมเป็น 2.00 บาท/ลิตร ปรับราคาขายปลีกแก๊สโซฮอล์ 95 จำนวน 6 ครั้ง รวมเป็น 1.30 บาท/ลิตร และปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว จำนวน 3 ครั้ง รวมเป็น 1.20 บาท/ลิตร ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 31 มีนาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 27.99, 27.19, 25.49, 25.19, 24.14 และ 23.44 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนเมษายน 2550 คาดว่าราคาน้ำมันมีแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 60 - 70 และ 65 - 75 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากกรณีความตึงเครียดระหว่างสหรัฐอเมริกากับอิหร่านกรณีโครงการนิวเคลียร์ ซึ่งอาจจะส่งผลให้ผู้ค้า น้ำมันเกิดความกลัวจะมีการใช้กำลังทหารเพื่อเข้าแก้ไขปัญหาและจะส่งผลให้การ ส่งออกน้ำมันดิบของ อิหร่านซึ่งเป็นผู้ส่งออกน้ำมันดิบรายใหญ่อันดับ 4 ของโลกมีปัญหา และคาดว่าน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 75 - 85 และ 70 - 80 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากความต้องการใช้ที่เพิ่มมากขึ้นในช่วงฤดูร้อนของประเทศต่างๆ ในยุโรปและสหรัฐอเมริกา ส่งผลให้ราคาน้ำมันในตลาดยุโรปและสหรัฐอเมริกาสูงกว่าตลาดเอเซีย ประกอบกับโรงกลั่นต่างๆ ในเอเซียปิดเพื่อซ่อมบำรุงประจำปีในช่วงต้นเดือนมีนาคมเป็นต้นมา
5. สำหรับสถานการณ์ LPG เดือนมีนาคม 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลก ปรับตัวเพิ่มขึ้น 30 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน อยู่ที่ระดับ 536 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ตามราคาน้ำมันดิบและน้ำมันเบนซิน ประกอบกับความต้องการซื้อในภูมิภาคเพิ่มขึ้นเพื่อใช้ในธุรกิจปิโตรเคมี และ Arbitrage จากตะวันออกกลางไป ตะวันตกเปิด ขณะที่อุปทาน LPG จากตะวันออกกลางที่จะส่งขายในภูมิภาคลดลง ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 11.3856 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 1.3157 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 332.15 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 3.7206 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 81.55 ล้านบาท/เดือน สำหรับการคาดการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนพฤษภาคม 2550 คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 525 - 540 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ประมาณราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 11.3696 - 11.3914 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ที่ระดับ 1.2997 - 1.3215 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 327.86 - 333.70 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 3.5354 - 3.7879 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 77.49 - 83.02 ล้านบาท/เดือน ณ อัตรา แลกเปลี่ยน 35.1244 บาท/เหรียญสหรัฐฯ
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 24 เมษายน 2550 มีเงินสดสุทธิ 5,858 ล้านบาท หนี้สินค้างชำระ 33,963 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 4,844 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,064 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,433 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 22 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 28,105 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. จากร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ได้กำหนดให้มีการจัดตั้งกองทุนพัฒนาไฟฟ้าขึ้น โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อเป็นการพัฒนาท้องถิ่นที่ได้รับผลกระทบจากการก่อสร้าง โรงไฟฟ้า นอกจากนี้ในการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ตามแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าอาจจะมีปัญหา การคัดค้านของประชาชนในการก่อสร้างโรงไฟฟ้า กระทรวงพลังงานจึงเห็นควรให้มีการศึกษาแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนใน พื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ในระหว่างที่ร่างพระราชบัญญัติการประกอบฯ ยังไม่มีผลบังคับใช้ประกอบกับกรมโรงงานอุตสาหกรรมได้นำการศึกษาโครงการ ประยุกต์ใช้เครื่องมือทางเศรษฐศาสตร์ สำหรับการจัดการมลพิษทางอากาศจากภาคอุตสาหกรรม และได้มีการแต่งตั้งคณะทำงานศึกษาการ จัดเก็บค่าการปล่อยมลพิษขึ้น เพื่อพิจารณากำหนดค่าการปล่อยมลพิษ อย่างไรก็ตาม สนพ. ได้จัดทำร่างแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาฯ เสนอ กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 2 เมษายน 2550 และได้นำร่าง แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาฯ ไปรับฟังความเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง เมื่อวันที่ 3 เมษายน 2550
2. แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า โดยมีวัตถุประสงค์ เพื่อจัดหา เงินทุนในการพัฒนาสิ่งแวดล้อมและคุณภาพชีวิตของประชาชนในชุมชนพื้นที่รอบโรง ไฟฟ้าที่ได้รับผลกระทบจากการก่อสร้างโรงไฟฟ้า โดยเก็บเงินจากโรงไฟฟ้าที่ตั้งอยู่ในพื้นที่ดังกล่าว และมีอัตราการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ที่กำหนดให้โรงไฟฟ้าทุกแห่งต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาฯ โดยในช่วงระหว่างการก่อสร้างให้จ่ายตามกำลังการผลิตติดตั้งของโรงไฟฟ้า (บาท/เมกะวัตต์/ปี) และเมื่อมีการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามสัญญาแล้ว ให้จ่ายตามหน่วยพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ (สตางค์/หน่วย) ในอัตราที่แตกต่างกัน ตามการปล่อยมลภาวะจากการเผาไหม้ของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าซึ่งคำนวณ ตามสมการเรียกเก็บค่าปล่อยมลพิษเบื้องต้นของคณะทำงานศึกษาการจัดเก็บค่าการ ปล่อยมลพิษ กรมโรงงานอุตสาหกรรม ซึ่งกรณีปล่อยมลพิษมีค่าอยู่ระหว่างค่าที่มาตรฐานกำหนดถึงร้อยละ 50 ของค่าที่มาตรฐานกำหนด โดยดัดแปลงสูตรให้โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ โดยเฉลี่ยจ่ายเงินในอัตรา 1 สตางค์/หน่วย ทั้งนี้ โรงไฟฟ้าใหม่จากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชน (IPP) ให้กำหนดอัตราการจ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาฯ ไว้ในประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าจาก IPP ส่วนโรงไฟฟ้าปัจจุบันและโรงไฟฟ้าที่อยู่ระหว่างดำเนินการให้จ่ายเงินเข้ากอง ทุนพัฒนาฯ ตามหน่วยพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ (สตางค์/หน่วย) โดยที่ค่าใช้จ่ายที่เพิ่มขึ้นให้ส่งผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ดังนี้
Charge = (0.0003Q + 0.226P + 0.1*aNHP + 0.1*bHP)/0.07
โดยที่ Q = ปริมาณอากาศเสีย (air quantity)
P = ปริมาณฝุ่นละออง
NHP = ปริมาณมลพิษประเภทสารไม่อันตราย (non-hazardous pollutants)
HP = ปริมาณมลพิษประเภทสารอันตราย (hazardous pollutants)
a = ค่าสัมประสิทธิ์ปริมาณมลพิษประเภทสารไม่อันตราย
b = ค่าสัมประสิทธิ์ปริมาณมลพิษประเภทสารอันตราย
จากสมการดังกล่าวทำให้โรงไฟฟ้าปัจจุบันจะจ่ายค่าปล่อยมลพิษดังนี้
อัตราการจ่ายเงินเข้ากองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
โรงไฟฟ้า | เชื้อเพลิง | ค่าปล่อยมลพิษ (สตางค์/หน่วย) | เงินส่งกองทุนพัฒนาฯ (ล้านบาท/ปี)1/ |
กฟผ. | น้ำมันเตา | 0.86 - 1.43 | 45 - 74 |
ก๊าซธรรมชาติ | 0.71 - 1.29 | 37 - 72 | |
ลิกไนต์ | 1.43 | 74 | |
เอกชน | ถ่านหิน | 1.92 | 100 |
หมายเหตุ : 1/ คำนวณจากโรงไฟฟ้าขนาด 700 เมกะวัตต์ ที่ Plant factor 85%
3. รูปแบบและการกำกับดูแลการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาฯ ได้กำหนดให้มีการดำเนินการภายใต้คณะกรรมการกำกับดูแลการพัฒนาพื้นที่รอบโรง ไฟฟ้าโดยให้ผู้ว่าราชการจังหวัดที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ดำเนินการสรรหากรรมการ จากการสรรหาหรือการเลือกตั้งหรือการเสนอชื่อหรือวิธีการอื่นใดของชุมชนรอบ โรงไฟฟ้า ทั้งนี้ ให้มุ่งเน้นการมีส่วนร่วมของเยาวชน และสตรีในพื้นที่ พร้อมทั้งให้มีผู้แทนสำนักงานพลังงานภูมิภาค ที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่เป็นเลขานุการและผู้แทนจากโรงไฟฟ้าเป็นผู้ช่วยเลขานุการ สำหรับจำนวนกรรมการ วิธีการจัดหากรรมการและวาระการปฏิบัติหน้าที่ของกรรมการ ให้ขึ้นอยู่กับความเหมาะสมของแต่ละพื้นที่ โดยที่ได้กำหนดให้คณะกรรมการมีอำนาจหน้าที่หลักในการกำหนดหลักเกณฑ์ผู้ได้ รับผลประโยชน์ โดยที่หลักเกณฑ์ เงื่อนไข วิธีการปฏิบัติด้านบริหารการเงิน และการพัสดุ พิจารณาอนุมัติแผนการพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าและงบประมาณ ให้สอดคล้องกับความต้องการของชุมชนที่แท้จริงและนำไปสู่การพัฒนาชุมชนอย่าง ยั่งยืน
4. การกำหนดผู้ได้รับผลประโยชน์จากกองทุนพัฒนาฯ ให้กำหนดจากการแบ่งขอบเขตพื้นที่ โดยแบ่งเป็น 2 พื้นที่ คือ พื้นที่ชั้นใน (พื้นที่ที่อยู่ในรัศมีขั้นต่ำ 5 กิโลเมตรจากขอบเขตของโรงไฟฟ้า หรือขอบเขตของนิคมอุตสาหกรรมที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่) และพื้นที่ชั้นนอก (พื้นที่ที่อยู่นอกเหนือพื้นที่ชั้นใน โดยให้อยู่ในดุลพินิจของคณะกรรมการกำกับดูแลฯ) ผู้ได้รับผลประโยชน์จากกองทุนพัฒนาฯ ได้แก่ ประชาชน หน่วยงานของภาครัฐ องค์กรบริหารส่วนท้องถิ่นหรือเทศบาลที่อยู่ในพื้นที่ดังกล่าว พร้อมทั้งกรอบการใช้จ่ายเงินกองทุนพัฒนาฯ ให้เป็นการใช้จ่ายเงินเพื่อประโยชน์ของส่วนรวมเป็นหลัก และให้ความสำคัญกับพื้นที่ชั้นในเป็นลำดับแรก
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาชุมชนในพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า และมอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการในรายละเอียด และนำเสนอ กพช. เพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม
1. ปลัดกระทรวงพลังงาน ประธาน
2. ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการ
3. ผู้แทนกรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ กรรมการ
4. ผู้แทนกรมธุรกิจพลังงาน กรรมการ
5. ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน  กรรมการ
6. ผู้แทนกรมบัญชีกลาง กรรมการ
7. ผู้แทนสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
วัตถุประสงค์ของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม
1. เพื่อเป็นเงินอุดหนุนหรือช่วยเหลือแก่โครงการทางด้านการอนุรักษ์พลังงานและพลังงานทดแทน การป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการพัฒนาและการใช้พลังงาน และ/หรือการเสริมสร้างความปลอดภัยจากการพัฒนาและการใช้พลังงาน
2. เพื่อการค้นคว้า วิจัย การทดลองตรวจสอบ การศึกษาเกี่ยวกับการพลังงานและปิโตรเลียม การป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการพัฒนาและการใช้พลังงาน การเสริมสร้างความปลอดภัยจากการพัฒนาและการใช้พลังงาน และ/หรือเกี่ยวกับการกำหนดนโยบายและวางแผนพลังงาน
3. เพื่อเป็นเงินอุดหนุนหรือช่วยเหลือแก่ส่วนราชการและรัฐวิสาหกิจ ในการจัดทำโครงการสาธิต หรือโครงการริเริ่มที่เกี่ยวกับการพลังงานและปิโตรเลียม การป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการพัฒนาและการใช้พลังงาน
4. เพื่อการศึกษา และ/หรือการฝึกอบรม ตามโครงการในสาขาวิชาที่มีความจำเป็น และเร่งด่วนหรือขาดแคลน เพื่อเป็นการสร้างสมรรถนะทางวิชาการของหน่วยราชการ และ/หรือสถาบันการศึกษาที่เกี่ยวข้องกับการพลังงานและปิโตรเลียม
5. เพื่อการโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูล การประชาสัมพันธ์เกี่ยวกับการพลังงานและปิโตรเลียม การป้องกันและแก้ไขปัญหาสิ่งแวดล้อมจากการพัฒนาและการใช้พลังงาน และ/หรือการเสริมสร้างความปลอดภัยจากการพัฒนาและการใช้พลังงาน
6. เพื่อการพิจารณาศึกษาในภาครัฐบาล หรือการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม สัมมนา หรือปรึกษาหารือทั้งในประเทศหรือต่างประเทศของข้าราชการและ/หรือลูกจ้างของหน่วยราชการที่เกี่ยวกับการพลังงานและปิโตรเลียม และ/หรือการจัดการประชุมเกี่ยวกับการพลังงานและปิโตรเลียม
7. เพื่อจัดหาเครื่องมือ อุปกรณ์ต่าง ๆ เพื่อใช้ในการปฏิบัติงานของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับการพลังงาน และปิโตรเลียม
8. เพื่อจัดสร้างห้องปฏิบัติงาน และ/หรือสำนักงานแห่งใหม่เพิ่มเติมในส่วนที่ไม่สามารถใช้เงิน งบประมาณได้ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องกับการพลังงานและปิโตรเลียม
9. เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการบริหารงานเพื่อให้เป็นไปตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม
ระเบียบหลักเกณฑ์
☛ ระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม
☛ หลักเกณฑ์คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม
เอกสารที่เกี่ยวข้อง
☛ แบบฟอร์มสัญญาค้ำประกัน ในประเทศ
☛ แบบฟอร์มสัญญาค้ำประกัน ต่างประเทศ
☛ แบบฟอร์มสัญญาอนุญาตให้ข้าราชการไปฝึกอบรมภาษาอังกฤษ ณ ต่างประเทศ
☛ แบบฟอร์มสัญญาอนุญาตให้ข้าราชการไปศึกษา หรือฝึกอบรมหรือปฏิบัติการวิจัย
☛ แบบฟอร์มการสมัครขอรับเงินช่วยเหลือโครงการฝึกอบรมภาษาอังกฤษสำหรับข้าราชการ
☛ แบบฟอร์มการสมัครขอรับการสนับสนุนทุนการเดินทางเพื่อศึกษาดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา
☛ แบบฟอร์มการสมัครขอรับการสนับสนุนทุนการศึกษา
☛ แบบฟอร์มรายงานผลการฝึกอบรมภาษาอังกฤษ และภาษาต่างประเทศ
☛ แบบฟอร์มรายงานผลการศึกษาดูงาน ประชุม อบรม หรือสัมมนา
☛ แบบฟอร์มรายงานผลการสำเร็จการศึกษา
☛ ตัวอย่างหนังสือถึง ปธ กทป แจ้งผลการขยายระยะเวลา
☛ ตัวอย่างหนังสือถึง ปธ กทป ขยายระยะเวลา ครั้งที่ 3 ขึ้นไป
☛ ตัวอย่างหนังสือถึง ปธ กทป คำขอรับทุน
☛ ตัวอย่างหนังสือถึง ปธ กทป ยืนยันคำขอรับทุน
☛ ตัวอย่างหนังสือถึง ปธ กทป รายงานผล
☛ ตัวอย่างหนังสือถึง ปธ กทป ส่งสัญญาและขอหนังสือรับรอง
คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (กนช.)
เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
- แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่ 1/2557
- แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่ 11/2550
- แต่งตั้งคณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ที่ 2/2548
กพช. ครั้งที่ 111 - วันศุกร์ที่ 2 มีนาคม 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 2/2550 (ครั้งที่ 111)
วันศุกร์ที่ 2 มีนาคม พ.ศ. 2550 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
2.ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
3.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (กุมภาพันธ์ 2550)
5.การจัดตั้งคณะกรรมการเพื่อศึกษาการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานนิวเคลียร์
นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์ รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ทำหน้าที่ประธานที่ประชุม
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เลขานุการฯ ได้ชี้แจงให้ที่ประชุมทราบว่า ประธานกรรมการฯ (ม.ร.ว. ปรีดิยาธร เทวกุล) ได้ลาออกจากคณะรัฐมนตรีแล้ว จึงเสนอให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานทำหน้าที่ประธานที่ประชุมของคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในครั้งนี้ ซึ่งที่ประชุมเห็นชอบตามที่เสนอ
เรื่องที่ 1 ร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 เมษายน 2535 เพื่อจะส่งเสริมในการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานและอาคารเป็นสำคัญ และได้ใช้บังคับเป็นเวลานาน จึงควรมีการปรับปรุงกฎหมายให้มีความเหมาะสม ครอบคลุมกิจกรรมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ในทุกภาคส่วน และสามารถนำไปประกาศใช้ได้อย่างรวดเร็วและสามารถปฏิบัติได้ทันเวลา และเมื่อเดือนมกราคม 2550 คณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงาน ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และต่อมาเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 ในการประชุมคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ครั้งที่ 1/2550 (ครั้งที่ 110) ได้พิจารณา ร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... และที่ประชุมได้มีมติมอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการแก้ไขพระราช บัญญัติฯ ตามข้อสังเกตของคณะกรรมการฯ แล้วให้นำเสนอในการประชุมครั้งต่อไป
2. กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการแก้ไขปรับปรุงร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการ อนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... โดยมีแนวทางการแก้ไขปรับปรุงใน 7 ประเด็น ได้แก่ 1) คำนิยาม "น้ำมันเชื้อเพลิง" ได้ใช้นิยามเดิม และ "ยานพาหนะ" ได้ตัดคำนิยามคำว่า "ยานพาหนะ" ออกจากร่าง พ.ร.บ. ฉบับแก้ไข 2) ในส่วนอำนาจรัฐมนตรีในการออกกฎกระทรวง กำหนดกิจกรรม กำกับดูแลและส่งเสริม การกำหนดค่า ธรรมเนียม ได้ตัดอำนาจในส่วนของกำหนดกิจกรรมและค่าธรรมเนียมออกเหลือไว้เฉพาะอำนาจใน การออกประกาศกฎกระทรวง 3) ในส่วนมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม ได้ตัดหลักการที่มีความซ้ำซ้อนใน พ.ร.บ. ฉบับแก้ไขออก 4) ในส่วนที่มาและหลักเกณฑ์ของจำนวนร้อยละการเรียกเงินเพิ่มกรณีส่งเข้ากองทุน ล่าช้า ซึ่งเป็นการกำหนดโดยเปรียบเทียบตามคำสั่งนายกรัฐมนตรี 4/2547 ตามพระราชกำหนดแก้ไขและป้องกันภาวะขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2516 5) ในส่วนอำนาจหน้าที่เข้าไปตรวจผู้จำหน่ายยานพาหนะ ได้ใช้บทบัญญัติเดิม 6) บทเฉพาะกาลของกฎหมายเพิ่มเติมหลายส่วนที่ไม่มีความจำเป็นนั้นก็ได้ตัดบท เฉพาะกาลออกทั้งหมดและปรับปรุงมาตรา 2 ให้ขยายเวลาบังคับใช้กฎหมายออกไปเป็น 120 วันนับถัดจากวันประกาศในราชกิจจานุเบกษา และ 7) การที่กฎหมายมีการแก้ไขเป็นจำนวนมากและยกเลิกหลายมาตรา ได้ทำการปรับลดบทบัญญัติแก้ไขและยกเลิกลงเหลือกฎหมายใหม่ 21 มาตรา เป็นการแก้ไข 13 มาตรา ปรับเลขมาตรา 5 มาตรา และยกเลิกกฎหมาย 3 มาตรา
3. สรุปสาระสำคัญของการแก้ไขปรับปรุงพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ประกอบด้วย
3.1 ขยายเวลาบังคับใช้พระราชบัญญัติฯ ออกไป 120 วัน เพื่อเตรียมการออกกฎหมายลำดับรอง
3.2 เพิ่มเติมบทนิยามคำว่า "เครื่องจักร และอุปกรณ์" ในมาตรา 3
3.3 มาตรา 4 (3) เป็นการตัดเลขที่มาตราที่ยกเลิกออก
3.4 มาตรา 6 วรรคสองและวรรคสาม กำหนดให้รัฐมนตรีกระทรวงพลังงานมีอำนาจเพิ่มเติมในการออกประกาศกระทรวง
3.5 มาตรา 9 - เปลี่ยนวิธีการตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานของโรงงานเป็นการจัดการพลังงาน
- ยกเลิกหลักเกณฑ์ วิธีการแต่งตั้ง และหน้าที่ของผู้รับผิดชอบด้านพลังงานของโรงงานในกฎหมายหลักมากำหนดเป็นกฎกระทรวง
- รายละเอียดของกฎกระทรวงที่เป็นเรื่องเทคนิค วิชาการ หรือที่ต้อง เปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว นำมาออกเป็นประกาศกระทรวง
3.6 มาตรา 19 กำหนดให้อาคารที่จะก่อสร้างใหม่ที่มีปริมาณพื้นที่จำนวนมากต้องออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน
3.7 มาตรา 21 เปลี่ยนวิธีการตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานของอาคารเป็นการจัดการพลังงาน
3.8 มาตรา 23 - กำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้งาน
- กำหนดให้ผู้ผลิต จำหน่าย แสดงค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงาน
- กำหนดแนวทางในการนำข้อมูลมาตรฐานที่กำหนดไว้ในกฎกระทรวง เพื่อให้คณะกรรมการ สมอ. พิจารณาและดำเนินการออกประกาศ หรือพระราชกฤษฎีกาตามกฎหมายของ สมอ.
3.9 มาตรา 24 วรรคสอง กำหนดให้กระทรวงพลังงานเป็นผู้เก็บรักษาเงินแทนกระทรวงการคลัง
3.10 มาตรา 27 วรรคหนึ่ง เพิ่มให้รัฐมนตรีกระทรวงพลังงาน เป็นกรรมการในคณะกรรมการกองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
3.11 มาตรา 34 กำหนดแนวทางในการมอบอำนาจหน้าที่ให้คณะอนุกรรมการฯ ปฏิบัติงาน
3.12 มาตรา 38 ปรับเปลี่ยนขั้นตอนในการดำเนินการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ในกรณีล่าช้าและ ส่งเงินไม่ครบ โดยกำหนดมาตรการปรับเงินเพิ่มก่อนการส่งดำเนินคดี
3.13 มาตรา 42 วรรคหนึ่ง, มาตรา 46 วรรคหนึ่งและวรรคสอง ปรับแก้มาตราให้สอดคล้องกัน (เปลี่ยนจากมาตรา 19 เป็นมาตรา 21)
3.14 มาตรา 47 เพิ่มข้อ (3) เพื่อมอบหมายหน้าที่ให้พนักงานเจ้าหน้าที่ตรวจสอบรับรองการ จัดการพลังงาน
3.15 มาตรา 48 วรรคสองและวรรคสาม
- มอบหมายให้บุคคล/นิติบุคคลเป็นผู้ตรวจสอบพลังงานตามมาตรา 47 (3)
- กำหนดคุณสมบัติและเงื่อนไขการปฏิบัติงานของบุคคล/นิติบุคคลในการตรวจสอบพลังงาน
3.16 มาตรา 55 ปรับเปลี่ยนบทกำหนดโทษในการกำกับติดตามโรงงานควบคุมและอาคาร ควบคุม
3.17 มาตรา 11 มาตรา 12, มาตรา 14 ถึงมาตรา 16 และมาตรา 22 เนื่องจากได้มีการกำหนดให้ใช้วิธีการจัดการพลังงาน ซึ่งครอบคลุมกิจกรรมตามมาตราดังกล่าวแล้ว
3.18 มาตรา 56 ถึง 57 ได้มีการรวมลักษณะการกระทำความผิดไว้ในมาตรา 55 แล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่..) พ.ศ. ....
เรื่องที่ 2 ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบ เรื่องแนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ โดยเห็นควรให้มีการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... โดยให้มีการกำกับดูแลที่ครอบคลุมถึงกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานมีประสิทธิผลสูงสุดในระยะยาวต่อไป
2. ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์) ได้มีคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 4/2549 ลงวันที่ 15 พฤศจิกายน 2549 เรื่องการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน ตลอดจนกำหนดกระบวนการและดำเนินการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และประชาชน
3. กพช. ในการประชุมครั้งที่ 1/2550 (ครั้งที่ 110) เมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 ได้รับทราบความคืบหน้าการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... และมีข้อสังเกตเกี่ยวกับองค์ประกอบของคณะกรรมการสรรหาและการเวนคืนอสังหาริม ทรัพย์โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ในฐานะฝ่ายเลขานุการของคณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการ พลังงานนำข้อสังเกตดังกล่าวไปพิจารณาปรับปรุงแก้ไขร่างพระราชบัญญัติฯ ให้มีความสมบูรณ์ต่อไป
4. คณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน ได้ดำเนินการยกร่าง พระราชบัญญัติดังกล่าวแล้วเสร็จ และได้ดำเนินการเผยแพร่ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ในเว็บไซต์ตั้งแต่วันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 และจัดการสัมมนารับฟังความคิดเห็นทั้งในส่วนกลางและส่วนภูมิภาครวม 4 ครั้ง ณ จังหวัดสุราษฎร์ธานี กรุงเทพมหานคร จังหวัดขอนแก่น และจังหวัดเชียงใหม่ โดยมีผู้เข้าร่วมสัมมนา จำนวนทั้งสิ้น 1,001 คน ทั้งนี้ได้เปิดโอกาสให้ผู้สนใจแสดงความคิดเห็นส่งความคิดเห็นผ่านเว็บไซต์ หรือทางจดหมายจนถึงวันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2550
5. สรุปหลักการและองค์ประกอบของร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... สรุปได้ดังนี้
5.1 ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... มีหลักการ ดังนี้ (1) เพื่อให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานครอบคลุมกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ (2)แยกบทบาทหน้าที่การกำหนดนโยบาย การกำกับดูแล และการประกอบกิจการพลังงาน ออกจากกัน (3)ปรับปรุงขั้นตอนการขออนุญาตซึ่งต้องขออนุญาตตามกฎหมายอื่น ให้เป็นอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เพื่อความรวดเร็วและขจัดปัญหาความยุ่งยากแก่ผู้ประกอบกิจการพลังงาน (4) กำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการออกใบอนุญาตให้ครอบคลุมเรื่องการแข่งขันและ ป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดในทางมิชอบ ตลอดจนกำหนดมาตรฐานในการประกอบกิจการพลังงานและมาตรฐานคุณภาพบริการ (5) ให้การคุ้มครองผู้ใช้พลังงาน และผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการพลังงาน (6) ให้มี "กองทุนพัฒนาไฟฟ้า" เพื่อใช้อุดหนุนค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่อยู่ห่างไกล และเพื่อกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค (7) ให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการผู้ใช้พลังงานประจำเขตเพื่อประโยชน์ในการคุ้ม ครองผู้ใช้พลังงาน และผู้ที่ได้รับผลกระทบจากการประกอบกิจการพลังงาน
5.2 ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ประกอบด้วย 9 หมวด และบทเฉพาะกาล ดังนี้ หมวด 1 บททั่วไป หมวด 2 องค์กรกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน หมวด 3 การกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน หมวด 4 การคุ้มครองผู้ใช้พลังงาน หมวด 5 การใช้อสังหาริมทรัพย์ หมวด 6 การพิจารณาข้อพิพาทและการอุทธรณ์ หมวด 7 พนักงานเจ้าหน้าที่ หมวด 8 การบังคับทางปกครอง หมวด 9 บทกำหนดโทษ และบทเฉพาะกาล
6. หลังจากการสัมมนารับฟังความคิดเห็นฯ คณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานได้นำข้อสังเกตของ กพช. และข้อคิดเห็นที่ได้จากการสัมมนารับฟังความคิดเห็นฯ และที่ผ่านเว็บไซต์ รวมทั้งจดหมาย มาพิจารณาปรับปรุงแก้ไขร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการ พลังงาน พ.ศ. .... ให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น โดยมีประเด็นสำคัญที่มีการพิจารณาปรับปรุงแก้ไข ได้แก่ หลักการและเหตุผล อำนาจหน้าที่ของรัฐมนตรี องค์ประกอบของคณะกรรมการสรรหา การถอดถอนคณะกรรมการ การรับค่าธรรมเนียมใบอนุญาต การตราพระราชกฤษฎีกากำหนดประเภท ขนาด และลักษณะของกิจการพลังงาน กองทุนพัฒนาไฟฟ้า และการใช้อสังหาริมทรัพย์
ทั้งนี้ ได้จัดทำบันทึกวิเคราะห์สรุปกฎหมายเพื่อประกอบการพิจารณาตามรูปแบบการนำเสนอ ร่างกฎหมายใหม่ ประกอบด้วย (1) เหตุผลและความจำเป็นในการเสนอขอให้มีกฎหมายใหม่ (2) ความเกี่ยวข้องกับการใช้กฎหมายของส่วนราชการต่างๆ ที่เป็นผู้รักษาการตามกฎหมายอื่น (3)ข้อมูลและความเห็นของส่วนราชการหรือบุคคลอื่นที่เกี่ยวข้อง (4) การพิจารณาถึงการเพิ่มขึ้นหรือลดลงของขั้นตอนในการปฏิบัติตามร่างกฎหมายที่ เสนอ (5) ประเด็นความเห็นที่แตกต่างกันของส่วนราชการที่เกี่ยวข้อง และ (6) เอกสารประกอบการพิจารณาร่างกฎหมาย ได้แก่ ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... และสรุปสาระสำคัญของร่างกฎหมาย
7. อย่างไรก็ตาม ได้มีความเห็นเพิ่มเติมต่อร่างกฎหมายดังกล่าว โดยประธานสหภาพแรงงาน รัฐวิสาหกิจการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (นายศิริชัย ไม้งาม) ได้มีหนังสือถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์) เพื่อขอให้ยกเลิกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... และกระทรวงพลังงานได้พิจารณาเหตุผลและข้อเสนอของสหภาพแรงงานรัฐวิสาหกิจการ ไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยซึ่งขอยกเลิกร่างพระราชบัญญัติดังกล่าวแล้ว มีความเห็นว่าการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ได้คำนึงถึงข้อกังวลของสหภาพแรงงานรัฐวิสาหกิจการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศ ไทยและผลประโยชน์ของประชาชนและประเทศชาติอย่างรอบคอบแล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในหลักการร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... โดยให้นำข้อสังเกตดังต่อไปนี้ เสนอสำนักงานคณะกรรมการกฤษฎีกา ประกอบการพิจารณาตรวจร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ต่อไป
1.การประกอบกิจการพลังงานในปัจจุบันยังไม่มีการกำกับดูแลที่ชัดเจนเหมาะสม โดยที่กิจการพลังงานบางประเภทเป็นกิจการผูกขาด มีผู้ประกอบการทำหน้าที่เป็นผู้กำกับดูแลด้วย อีกทั้งยังมีผู้ประกอบการเอกชนหลายราย จึงจำเป็นต้องมีการแยกการกำกับดูแล การกำหนดนโยบาย และการประกอบกิจการพลังงานออกจากกัน เพื่อให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานมีความชัดเจน โปร่งใส ดังนั้น การดำเนินการเพื่อให้ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... มีผลบังคับใช้ได้ โดยเร็ว จึงเป็นสิ่งจำเป็นที่ต้องดำเนินการ โดยไม่ต้องรอรัฐธรรมนูญฉบับใหม่
2.เพื่อให้มีความชัดเจนในการจัดสรรการใช้เงิน "กองทุนพัฒนาไฟฟ้า" เห็นควรเพิ่มเติมข้อความในมาตรา 8 (10) ให้รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเสนอนโยบายในการจัดสรรเงินกองทุนต่อคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ด้วย
3.การรอนสิทธิ์เกี่ยวข้องกับสิทธิขั้นพื้นฐานในทรัพย์สินของชาวไทย โดยในการประกอบกิจการของภาคเอกชนจะต้องดำเนินการจัดการทรัพย์สิน โดยทำความตกลงซื้อหรือเช่า เพื่อประกอบกิจการเอง หากไม่มีความจำเป็นรัฐไม่ควรเข้าไปยุ่งเกี่ยวกับการลงทุน หากมีความจำเป็นต้องให้การช่วยเหลือให้ดำเนินการเท่าที่จำเป็น
เรื่องที่ 3 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (กุมภาพันธ์ 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ในเดือนมกราคม 2550 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 55.33และ 57.51 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มจากเดือนมกราคม 3.50 และ 3.42 เหรียญสหรัฐต่อ บาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวโรงกลั่น Mckee บริษัท Valero ใน Texas ต้องหยุดดำเนินการหลังเกิด
เหตุเพลิงไหม้เมื่อสุดสัปดาห์ที่ผ่านมา และข่าวอิหร่านออกมาปฏิเสธข้อตกลงในการระงับการทดลองเสริมสมรรถนะแร่ ยูเรเนียม และจะยังคงดำเนินการทดลองต่อไป ตลอดจนจากข่าว The Huston Ship Channel ยังคงปิดดำเนินการตั้งแต่วันที่ 22 กุมภาพันธ์ 2550 เนื่องจากหมอกลงจัด ซึ่งส่งผลให้เรือขนส่งน้ำมันจำนวน 35 ลำ ไม่สามารถสูบถ่ายน้ำมันได้
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ในเดือนกุมภาพันธ์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 65.67 และ 64.64 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 4.07 และ 4.32 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ ประกอบกับจากข่าวมีการนำน้ำมันเบนซิน ปริมาณ 400,000 ตัน จากญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ไปขายในแถบตะวันตก และข่าว Taiwan's Formosa จะลดการส่งออกน้ำมันเบนซินเดือนมีนาคม 2550 ลงมาอยู่ที่ระดับ 60,000 ตัน เนื่องจากโรงกลั่นจะปิดซ่อมบำรุง ส่วนราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 70.33 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนมกราคม 4.26 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามราคาน้ำมันดิบ และจากข่าวศรีลังกาออกประมูลซื้อน้ำมันดีเซล ส่งมอบเดือนมีนาคม 2550 ปริมาณ 400,000 ตัน และตลาดคาดว่า Arbitrage ไปยังตะวันตกอาจเปิดหลังเกิดเหตุท่อขนส่งน้ำมันสำเร็จรูปบริษัท TEPPCO รั่ว
3. ราคาขายปลีก ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 2 ครั้ง และปรับราคา น้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 1 ครั้ง และลดลง 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 26 กุมภาพันธ์ 2550 อยู่ที่ระดับ 25.99, 25.19 และ 22.94 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนมีนาคม 2550
จากการคาดการณ์ราคาน้ำมันในช่วงเดือนมีนาคม 2550 ซึ่งคาดว่าราคาน้ำมันมีแนวโน้ม ปรับตัวเพิ่มขึ้นโดยราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะปรับตัวเพิ่มขึ้นมาอยู่ใน ระดับ 55 - 60 และ 58 - 63 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และคาดว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 68 - 75 และ 65 - 70 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากความตึงเครียดระหว่างสหรัฐอเมริกากับอิหร่านกรณีโครงการนิวเคลียร์ และปัญหาการก่อการร้ายในสามเหลี่ยมไนเจอร์ของไนจีเรียที่อาจส่งผลกระทบต่อ การส่งออกของไนจีเรีย รวมทั้งประเทศต่างๆ จะเริ่มสั่งซื้อน้ำมัน เพื่อสำรองเพื่อเตรียมไว้ใช้สำหรับฤดูกาลท่องเที่ยว (Driving season) นอกจากนี้จากราคา Naphtha ที่ปรับตัวสูงขึ้นทำให้โรงกลั่นต่างๆ ในเอเซียหันไปผลิต Naphtha มากขึ้น ประกอบกับโรงกลั่นต่างๆ จะเริ่มปิดเพื่อซ่อมบำรุงประจำปีในช่วงต้นเดือนมีนาคม
5. สถานการณ์ก๊าซ LPG ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนกุมภาพันธ์ 2550 ปรับตัวลดลง 21 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 526 เหรียญสหรัฐ/ตัน เนื่องจากอุปทานในภูมิภาคมีจำนวนมากด้วยความต้องการซื้อจากแถบตะวันตกลดลง ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 11.6865 บาท/กิโลกรัม และอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 1.6166 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 412.68 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของก๊าซ LPG ส่งออกอยู่ที่ระดับ 3.6029 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 90.54 ล้านบาท/เดือน สำหรับแนวโน้มราคาก๊าซ LPG คาดว่าในช่วงเดือนมีนาคม 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกจะเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 495 - 525 เหรียญสหรัฐ/ตัน จากฤดูหนาว ใกล้สิ้นสุดลง ประมาณราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 11.6317 - 11.6847 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 1.5618 - 1.6148 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 398.01 - 412.20 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 3.0736 - 3.5858 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 77.24 - 90.11 ล้านบาท/เดือน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 35.9169 บาท/เหรียญสหรัฐดอลลาร์
6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 23 กุมภาพันธ์ 2550 มีเงินสดสุทธิ 6,526 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 40,728 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 11,333 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,065 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,679 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 34,202 ล้านบาท โดยประมาณการรายได้สุทธิของกองทุนน้ำมันฯ เดือนมกราคม 2550 อยู่ที่ระดับ 3,923 ล้านบาท ซึ่งคาดว่ากองทุนฯ จะมีเงินสะสมเพียงพอที่จะชำระหนี้ ได้หมดประมาณเดือนมกราคม 2551 แต่ทั้งนี้หนี้ของพันธบัตรงวดที่ 2 จำนวน 8,800 ล้านบาท จะต้องไถ่ถอนในเดือนตุลาคม 2551
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 การจัดเก็บค่าการปล่อยมลพิษ
รัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงอุตสาหกรรม (นายปิยะบุตร ชลวิจารณ์) ได้สรุปสาระสำคัญให้ที่ประชุมพิจารณาดังนี้
1. เนื่องจากปัญหาการขยายตัวของกิจกรรมโครงการต่างๆ ทั้งในด้านอุตสาหกรรมและพลังงานในการนิคมอุตสาหกรรมมาบตาพุด จังหวัดระยอง ได้ก่อให้เกิดมลพิษทางอากาศ อันได้แก่ NO2 , SO2, และ VOC ซึ่งส่งผลกระทบต่อคุณภาพชีวิตและความเป็นอยู่ของประชาชนในพื้นที่ อย่างไรก็ตาม ในช่วงที่ผ่านมารัฐได้ดำเนินการเพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าวมาอย่างต่อเนื่อง โดยได้มีการจัดทำแผนลดการปล่อย มลพิษสำหรับโรงงานต่างๆ ประมาณ 200 โรงงาน และได้ดูแลชุมชนต่างๆ ภายในนิคมฯ มาบตาพุด ตลอดจนได้จัดตั้งกองทุนๆละ 10 ล้านบาท เพื่อดูแลประชาชนผู้ได้รับผลกระทบภายในจังหวัดระยอง นอกจากนี้ กรมโรงงานอุตสาหกรรมได้รับการสนับสนุนจาก Deutsche Gesellschaft Fur Technische Zusammenarbeit (GTZ) GmbH เพื่อศึกษาหาแนวทางการจัดการปัญหาสิ่งแวดล้อมโดยใช้หลักการทางเศรษฐศาสตร์ใน การบริหารจัดการมลพิษ ปัจจุบันกระทรวงอุตสาหกรรมอยู่ระหว่างการวางแผนเพื่อหาแนวทางการจัดการมลพิษ และช่วยเหลือประชาชนในพื้นที่ดังกล่าว ให้มีความเหมาะสมและเป็นธรรมต่อไป
2. กระทรวงอุตสาหกรรมได้หารือร่วมกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง และเห็นว่าเพื่อให้มีการแก้ไขปัญหาดังกล่าวในระยะยาว ทั้งในพื้นที่การนิคมอุตฯ มาบตาพุด และพื้นที่อื่นๆ จึงเห็นควรให้มีการพิจารณาจัดเก็บเงินค่าการปล่อยมลพิษ โดยใช้กรณีพื้นที่จังหวัดระยองเป็นกรณีศึกษา ซึ่งเงินที่จะจัดเก็บจะพิจารณานำเข้ากองทุนเพื่อบริหารจัดการสุขภาพอนามัย ประชาชนในพื้นที่ที่ได้รับผลกระทบ โดยประเด็นที่เสนอขอให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติพิจารณามีดังนี้
2.1 จัดตั้งคณะทำงานศึกษาการจัดเก็บค่าการปล่อยมลพิษ โดยองค์ประกอบคณะทำงานประกอบด้วยผู้แทนจาก กระทรวงพลังงาน กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม กระทรวงการคลัง สำนักงานคณะกรรมการพัฒนาการเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ สถาบันสิ่งแวดล้อมไทย สถาบันเทคโนโลยีพระจอมเกล้าธนบุรี และกระทรวงอุตสาหกรรม (กรมโรงงานอุตสาหกรรม และการนิคม อุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย) โดยให้กระทรวงอุตสาหกรรมเป็นประธานและฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อศึกษาความเป็นไปได้ในเรื่องนี้ และนำไปสู่การปฏิบัติได้โดยเร็ว โดยประเด็นที่จะทำการศึกษาประกอบด้วย 1) ดำเนินการศึกษาแนวทางการออกกฎหมายรับรอง (ออกกฎหมายใหม่ หรือปรับปรุงพระราชบัญญัติ โรงงาน) 2) หาแนวทางและวิธีการจัดเก็บค่าการปล่อยมลพิษ 3) หาอัตราการจัดเก็บค่าการปล่อยมลพิษ 4) ประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
2.2 ให้ใช้แนวทางการจัดเก็บ Emission Charge ที่กรมโรงงานอุตสาหกรรม ได้ศึกษาไว้แล้วเป็นแนวทาง
มติของที่ประชุม
เห็นชอบตามข้อเสนอของรัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงอุตสาหกรรม ในข้อ 2.1 และ 2.2
เรื่องที่ 5 การจัดตั้งคณะกรรมการเพื่อศึกษาการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานนิวเคลียร์
ประธานฯ ได้เสนอที่ประชุมว่า เนื่องจากการใช้พลังงานนิวเคลียร์เป็นทางเลือกหนึ่งในการผลิตไฟฟ้า และต้องใช้ระยะเวลาในการเตรียมการเป็นเวลานานมากกว่า 10 ปี ประกอบกับเพื่อเป็นการส่งเสริมนโยบายของรัฐบาลในการกระจายแหล่งเชื้อเพลิงใน การผลิตไฟฟ้า จึงเห็นควรให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการภายใต้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ เพื่อทำการศึกษาความเหมาะสมการผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานนิวเคลียร์ ซึ่งรวมถึงการจัดหาสถานที่ตั้งที่เหมาะสม การเตรียมการในด้านกฎหมาย การจัดเตรียมบุคลากร การสร้างความรู้ความเข้าใจกับประชาชน ตลอดจนประเด็นอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงวิทยาศาสตร์ฯ ได้เสนอชื่อ ดร. กอปร กฤตยากีรณ ซึ่งเป็นผู้ทรงคุณวุฒิเป็นประธานกรรมการ ทั้งนี้ เห็นควรมอบหมายให้กระทรวงพลังงานและกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีรับไป พิจารณาดำเนินการร่วมกันต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้มีการจัดตั้งคณะกรรมการเพื่อเตรียมการศึกษาความเหมาะสมการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานนิวเคลียร์ โดยมอบหมายให้กระทรวงพลังงานร่วมกับกระทรวงวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีรับไป ดำเนินการต่อไป
กพช. ครั้งที่ 110 - วันศุกร์ที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2550 (ครั้งที่ 110)
วันศุกร์ที่ 2 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2550 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.ร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
2.ความคืบหน้าในการดำเนินงานการลงทุนด้านต่างประเทศของ ปตท.สผ.
3.ความคืบหน้าการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
4.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2549
5.รายงานผลการดำเนินงานตามแผนส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง
6.ผลการดำเนินงานในการแก้ไขกฎระเบียบต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง และการให้สัมปทานปิโตรเลียมของกระทรวงพลังงาน
7.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มกราคม 2550)
8.การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
ม.ร.ว. ปรีดิยาธร เทวกุล รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายวีระพล จิรประดิษฐกุล ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 ร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. พระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 3 เมษายน 2535 โดยมีเจตนารมย์ที่จะส่งเสริมในการอนุรักษ์พลังงานในโรงงานและอาคารเป็นสำคัญ ซึ่งได้ใช้บังคับ เป็นเวลานาน ทำให้บทบัญญัติบางประการไม่สอดคล้องและเหมาะสมกับสภาพการณ์ปัจจุบัน จึงมีความ จำเป็นต้องปรับปรุงกฎหมายให้มีความเหมาะสม ครอบคลุมกิจกรรมการใช้พลังงานอย่างมีประสิทธิภาพ ในทุกภาคส่วน และปรับเปลี่ยนเค้าโครงในการดำเนินการไม่ให้เป็นภาระค่าใช้จ่ายต่อผู้ที่ ต้องปฏิบัติตามกฎหมาย ตลอดจนสามารถนำไปประกาศใช้ได้อย่างรวดเร็วและสามารถปฏิบัติได้ทันเวลา ต่อมาเมื่อวันที่ 30 มกราคม 2550 คณะกรรมการพิจารณาแก้ไขปรับปรุงกฎหมายกระทรวงพลังงาน ได้มีมติเห็นชอบร่างพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ที่ปรับปรุงแก้ไขใหม่
2. เหตุผลและความจำเป็นในการแก้ไขพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 1) เพื่อให้สามารถกำกับการใช้พลังงานและส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงานได้ครอบคลุม ทุกภาคส่วน ที่มีการใช้พลังงาน รวมทั้งการใช้มาตรการการจัดการพลังงาน และเพิ่มกลไกการส่งเสริมและกำกับดูแลด้านประสิทธิภาพของการผลิต การจำหน่าย ยานพาหนะ เครื่องจักร วัสดุ อุปกรณ์ และตรวจสอบการใช้พลังงานในกิจกรรมภายใต้บังคับของกฎหมายฉบับนี้ให้มี ประสิทธิภาพยิ่งขึ้น 2) เพื่อให้ครอบคลุมการอนุรักษ์พลังงานในภาคส่วนคมนาคมขนส่ง ที่อยู่อาศัย และภาคเกษตรกรรม จึงควรมีการกำหนดค่าประสิทธิภาพของการผลิต การจำหน่ายยานพาหนะ เครื่องจักร วัสดุ อุปกรณ์ และการเพิ่มกระบวนการมอบหมายให้บุคคลภายนอกเป็น ผู้ตรวจสอบพลังงานแทนเจ้าหน้าที่
กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (พพ.) ได้จัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นเพื่อแก้ไขเพิ่มเติมกฎหมายฉบับนี้แล้ว เมื่อวันที่ 8 มกราคม 2550 โดยมีการระดมความคิดเห็นจากผู้ที่เกี่ยวข้อง (Stakeholders) ทั้งที่เป็นผู้ประกอบการ ที่ปรึกษา สมาคมการค้า กลุ่มอุตสาหกรรม และหน่วยงานภาครัฐ จำนวนรวม 50 ราย
3. สรุปสาระสำคัญของการแก้ไขเพิ่มเติมพระราชบัญญัติการส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน พ.ศ. 2535 ประกอบด้วย
3.1 แก้ไขบทนิยามของคำว่า "น้ำมันเชื้อเพลิง" และเพิ่มเติมบทนิยามของคำว่า "ยานพาหนะ" และคำว่า "การขนส่ง"
3.2 มาตรา 4 (3) เป็นการตัดเลขที่มาตราที่ยกเลิกออก และมาตรา 4 (8) เป็นการขยายอำนาจของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติในการส่งเสริมเรื่องยาน พาหนะ
3.3 มาตรา 6 วรรคสองและวรรคสาม กำหนดให้ รมว. พน. มีอำนาจกำหนดกิจกรรมที่ต้องกำกับและอยู่ในข่ายการส่งเสริมฯ และกำหนดให้อำนาจ รมว. พน. ออกเป็นประกาศกระทรวง
3.4 มาตรา 9 เปลี่ยนวิธีการตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานของโรงงานเป็นการจัดการ พลังงาน โดยยกเลิกหลักเกณฑ์ วิธีการแต่งตั้ง และหน้าที่ของผู้รับผิดชอบด้านพลังงานของโรงงานในกฎหมายหลักมากำหนดเป็นกฎ กระทรวง และในรายละเอียดของกฎกระทรวงที่เป็นเรื่องเทคนิค วิชาการ หรือที่ต้องเปลี่ยนแปลงอย่างรวดเร็ว นำมาออกเป็นประกาศกระทรวง
3.5 มาตรา 19 กำหนดให้อาคารที่จะก่อสร้างใหม่ที่มีปริมาณพื้นที่จำนวนมากต้องออกแบบเพื่อการอนุรักษ์พลังงาน
3.6 มาตรา 21 เปลี่ยนวิธีการตรวจสอบและวิเคราะห์การใช้พลังงานของอาคารเป็นการจัดการพลังงาน
3.7 มาตรา 23 เพิ่มการสนับสนุนด้านพาหนะ และการขนส่ง โดยกำหนดมาตรฐานประสิทธิภาพการใช้พลังงาน กำหนดให้ผู้ผลิต จำหน่ายแสดงค่าประสิทธิภาพการใช้พลังงาน กำหนดหลักเกณฑ์ในการอนุรักษ์พลังงาน และกำหนดแนวทางในการนำมาตรฐานที่กำหนดไว้ไปประกาศเป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์ อุตสาหกรรม
3.8 มาตรา 24 วรรคสอง กำหนดให้กระทรวงพลังงานเป็นผู้เก็บรักษาเงินแทนกระทรวงการคลัง
3.9 มาตรา 27 วรรคหนึ่ง เพิ่มให้รัฐมนตรีกระทรวงพลังงาน เป็นกรรมการในคณะกรรมการ กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน
3.10 มาตรา 28 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจบริหารจัดการเงินกองทุนฯ
3.11 มาตรา 34 และมาตรา 34/1 กำหนดแนวทางในการมอบอำนาจหน้าที่ให้คณะอนุกรรมการฯ ปฏิบัติงาน
3.12 มาตรา 38 ปรับเปลี่ยนขั้นตอนในการดำเนินการส่งเงินเข้ากองทุนฯ ในกรณีล่าช้าและ ส่งเงินไม่ครบ โดยกำหนดมาตรการปรับเงินเพิ่มก่อนการส่งดำเนินคดี
3.13 มาตรา 40 เพิ่มขอบเขตการสนับสนุนสำหรับผู้ผลิต ผู้จำหน่ายยานพาหนะ
3.14 มาตรา 42 วรรคหนึ่ง , มาตรา 46 วรรคหนึ่งและวรรคสอง ปรับแก้มาตรการให้สอดคล้องกัน (เปลี่ยนจากมาตรา 19 เป็นมาตรา 21)
3.15 มาตรา 47 มอบหมายหน้าที่ให้พนักงานเจ้าหน้าที่ตรวจสอบรับรองการจัดการพลังงาน
3.16 หมวด 7/1 (โดยเพิ่มมาตรา 49/1-3) เป็นการเพิ่มโครงสร้างองค์กรที่ทำงานด้านตรวจสอบพลังงาน
3.17 มาตรา 51/1 เพิ่มสิทธิในการอุทธรณ์ของผู้ตรวจสอบพลังงาน
3.18 มาตรา 55 ปรับเปลี่ยนบทกำหนดโทษในการกำกับติดตามโรงงานควบคุมและอาคารควบคุม
3.19 มาตรา 59/1 กำหนดให้มีบทกำหนดโทษสำหรับผู้ตรวจสอบพลังงาน
3.20 ยกเลิกมาตรา 11 ถึงมาตรา 16 และมาตรา 22 เนื่องจากได้มีการกำหนดให้ใช้วิธีการ จัดการพลังงาน ซึ่งครอบคลุมกิจกรรมตามมาตราดังกล่าวแล้ว
3.21 ยกเลิกมาตรา 56 ถึง 57 ได้มีการรวมลักษณะการกระทำความผิดไว้ในมาตรา 55 แล้ว
มติของที่ประชุม
มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปดำเนินการแก้ไขร่างพระราชบัญญัติการส่ง เสริมการอนุรักษ์พลังงาน (ฉบับที่ ..) พ.ศ. .... ตามข้อสังเกตของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ แล้วให้นำเสนอในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 2 ความคืบหน้าในการดำเนินงานการลงทุนด้านต่างประเทศของ ปตท.สผ.
สรุปสาระสำคัญ
1. ในปี 2549 ปตท.สผ. ได้แปลงสัมปทานการสำรวจและผลิตปิโตรเลียมเพิ่มขึ้น 6 แปลงบนบก และ 3 แปลงในทะเล จากในประเทศไทย อินโดนีเซีย โอมาน และอียิปต์ โดยมีรายได้สุทธิ 28,047 ล้านบาท และผลตอบแทนจากการลงทุน (Return on Average Capital Employ : ROACE) ร้อยละ 31 ซึ่งเพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมา เนื่องจากจำนวนหนี้สินลดลงและมีปริมาณการขายประมาณ 169,348 บาร์เรลต่อวัน ณ ที่ระดับ 36.52 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล (เป็นราคาเฉลี่ยทั้งก๊าซและน้ำมัน) โดยร้อยละ 80 ได้จากก๊าซฯ และมีปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วอยู่ประมาณ 923 ล้านบาร์เรล และมีการลงทุนรวม 35,158 ล้านบาท
2. ปตท.สผ. ได้เริ่มต้นดำเนินงานมาจากการเป็นบริษัทร่วมทุนกับบริษัท ไทยเชลล์ฯ และได้เริ่มดำเนินการด้วยตนเองที่แหล่งก๊าซบงกชในอ่าวไทย และต่อมาเริ่มเข้าไปลงทุนในต่างประเทศ โดยได้ลงทุนในต่างประเทศไปแล้วทั้งหมด 9 ประเทศ ส่วนใหญ่เป็นย่านเอเชีย และแอฟริกาโดยเฉพาะประเทศแอลจีเรีย และอียิปต์ รวมทั้งที่อิหร่านใน Middle East ซึ่งเป็นแปลงสัมปทานบนบก กับที่โอมานบล็อคหมายเลข 58 กับบล็อคหมายเลข 44 โดยที่บล็อคหมายเลข 44 ได้เริ่มผลิตก๊าซฯ และคอนเดนเสทแล้วได้ประมาณ 40 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และ 3,400 บาร์เรลต่อวัน ตามลำดับ
3. ปัจจุบัน ปตท.สผ. มีโครงการอยู่ทั้งหมด 35 โครงการ แบ่งตามภูมิภาคเป็นโครงการในประเทศไทย 17 โครงการ และต่างประเทศ 18 โครงการ อย่างไรก็ตาม หากแบ่งตามระยะขั้นตอนการสำรวจและผลิตมี 21 โครงการที่อยู่ในขั้นตอนการสำรวจ และ 2 โครงการอยู่ระหว่างการพัฒนา ส่วนที่เหลืออีก 12 โครงการอยู่ระหว่างการผลิตและเตรียมผลิต ทั้งนี้ โอกาสที่จะเพิ่มปริมาณสำรองหรือเพิ่มกำลังการผลิตเพื่อนำรายได้จากต่าง ประเทศเข้าประเทศอยู่ในระดับสูงมาก นอกจากนี้จะได้จากเวียดนามในทะเลซึ่งจะเป็นแหล่งน้ำมัน 2 แปลง สามารถผลิตได้แปลงละประมาณ 2 หมื่นบาร์เรล รวมทั้งที่ประเทศแอลจีเรียเป็นแหล่งน้ำมันบนบก 2 แปลง จะเริ่มผลิตปิโตรเลียมได้ประมาณกลางปี 2551
4. สำหรับโครงการที่ถูกพัฒนาและผลิตที่สำคัญในปัจจุบัน ได้แก่ โครงการบงกช เป็นแหล่งก๊าซฯ ในทะเล โดย ปตท.สผ. ถือหุ้นอยู่ ร้อยละ 44.44 สามารถผลิตได้ในไตรมาสที่ 3 ของปีนี้ ประมาณ 600 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน และแหล่งน้ำมันดิบที่แหล่งสิริกิติ์ที่จังหวัดพิษณุโลกซึ่งจะผลิตได้ในไตร มาสที่ 4 ประมาณ 2 หมื่นบาร์เรลต่อวัน นอกจากนี้ยังได้ร่วมทุนกับบริษัท เชฟรอนฯ ในทะเล เป็นการผลิตน้ำมัน ในต่างประเทศและได้เริ่มผลิตแล้ว โดยน้ำมันทั้งหมดที่ผลิตได้จะถูกส่งกลับมาขายให้กับ ปตท. ในไทย สำหรับแหล่งอาทิตย์จะสามารถผลิตได้ในประมาณไตรมาสที่ 1 ปี 2551 ส่วนแหล่งร่วมทุนระหว่างไทยกับมาเลเซียจะผลิตได้ประมาณ 270 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน ในปี 2552
5. ส่วนโครงการสำรวจที่สำคัญของ ปตท.สผ. ได้แก่ ประเทศพม่ามีทั้งหมด 5 บล็อคที่ ปตท.สผ. ถือหุ้นอยู่ร้อยละ 100 ได้แก่ บล็อค M3, M4, M7, M9 และ M11 ปัจจุบันมุ่งพัฒนาในแหล่ง M9 มากที่สุด เนื่องจากมีศักยภาพสูง เจาะไปแล้ว 2 หลุมและประสบความสำเร็จ ขณะนี้ได้เตรียมเจาะหลุมที่สาม และหากสามารถเจาะหลุมที่สามได้สำเร็จจะเริ่มเจรจากับพม่าเพื่อขอให้ส่งก๊าซฯ มาขายให้ไทย และอาจต้องขอความร่วมมือจากภาครัฐ
6. ปัจจุบัน ปตท.สผ. มีปริมาณการขายปิโตรเลียมประมาณ 170,000 บาร์เรลต่อวัน จากในประเทศ และคาดว่าจะมีปริมาณการขายเข้ามาจากแหล่งโอมานในปีหน้า ทั้งนี้ ปตท. สผ. ยังคงต้องมองแหล่งอื่นๆ เช่น เวียดนาม ขณะที่ปริมาณสำรองที่มีอยู่เพื่อใช้ในการผลิตจะเป็นแหล่งสำรองจากต่างประเทศ ประมาณ ร้อยละ 29 และในประเทศประมาณร้อยละ 71 โดยคาดว่าใน 3 ปีข้างหน้า หากแหล่งสำรวจต่างๆ กลายเป็นแหล่งที่พัฒนาเพิ่มผลผลิต จะทำให้ปริมาณการสำรองพลังงานของประเทศเพิ่มสูงมากขึ้น
7. สำหรับแผนการพัฒนาการลงทุนในต่างประเทศของ ปตท. สผ. ใน 5 ปีข้างหน้า ได้เลือกลงทุนจากปัจจัยต่างๆ ได้แก่ ประเทศที่เป็นแหล่งน้ำมันใหญ่ของโลก ความเสี่ยงทางด้านธรณีวิทยา สถานการณ์ทางการเมือง สภาพภูมิประเทศ คู่แข่ง และเงื่อนไขการให้สัมปทาน เป็นต้น โดยคาดว่าประเทศที่น่าจะเข้าไปลงทุน ได้แก่ รัสเซีย ตะวันออกกลาง และแอฟริกา และในภูมิภาคเอเชีย ได้แก่ พม่า และเวียดนาม โดยที่ ปตท.สผ. ได้ลงทุนจำนวนมากในประเทศพม่า ซึ่งมีแปลงของ ปตท.สผ. 5 แปลงสัมปทาน และร่วมลงทุน กับบริษัท โทแทล กับบริษัท เชฟรอน 2 แปลงสัมปทาน ผลิตได้ประมาณวันละ 1,200 ล้านลูกบาศก์ฟุต ต่อวัน โดยนำเข้ามาไทยทางบ้านอีต่อง ขณะเดียวกันได้มีการลงทุนร่วมกับรัฐบาลมาเลเซีย นอกจากนั้นมีแหล่งก๊าซฯ ในทะเลของบังคลาเทศใกล้กับพม่า และในกัมพูชาที่แหล่งบีนอกชายฝั่งของกัมพูชา
8. ปตท.สผ. ได้มีการทำบันทึกข้อตกลงที่จะร่วมทุนเพื่อจะผลิตและขายก๊าซฯ แล้ว ในแหล่งก๊าซฯ ในทะเลของบังคลาเทศ รวมทั้งในตะวันออกกลาง ปตท.สผ. ได้มีการลงทุนใน 2 ประเทศ คือ โอมาน อิหร่าน และบาร์เรนซึ่งอยู่ระหว่างเจรจา นอกจากนี้ยังมีอีกหลายประเทศในทวีปต่างๆ ที่เป็นแหล่งปิโตรเลียมของโลก ปตท. สผ. ได้เข้าหารือเพื่อการลงทุน แต่ทั้งนี้ ปตท.สผ. ได้คำนึงถึงความสัมพันธ์ระหว่างประเทศและเลือกประเทศที่มีบริษัทเป็น Partner กับ ปตท.สผ. อยู่แล้ว เช่น โทแทล เชฟรอน และ ปิโตรนัส หรือที่จีนไปลงทุนอยู่ รวมทั้งระยะห่างระหว่างประเทศเพื่อการนำก๊าซธรรมชาติเข้ามาใช้ได้ในรัศมีการ วางท่อประมาณ 2,000 กิโลเมตร ซึ่งจะมีจุดคุ้มทุน และสามารถแข่งขันกับ LNG ได้
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 ความคืบหน้าการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. ....
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 เรื่องแนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ โดยเห็นควรให้มีการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... โดยให้มีการกำกับดูแลที่ครอบคลุมถึงกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติ เพื่อให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานมีประสิทธิผลสูงสุดในระยะยาว ต่อมาเมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2549 ได้มีการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน โดยมีผู้แทนจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องทั้งจากภาครัฐ รัฐวิสาหกิจ และเอกชน ตลอดจนนักวิชาการและผู้ทรงคุณวุฒิ เป็นอนุกรรมการ เพื่อดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและกิจการก๊าซธรรมชาติ ตลอดจนกำหนดกระบวนการและดำเนินการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย และประชาชนจากการออกพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน
2. สนพ. ได้ดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... โดยได้นำบทบัญญัติจากร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้า พ.ศ. .... ที่ได้ยกร่างไว้เมื่อปี 2548 และได้ผ่านการพิจารณาเห็นชอบจากคณะอนุกรรมการและคณะกรรมการยกร่างพระราช บัญญัติการประกอบกิจการไฟฟ้า และคณะกรรมการพัฒนากฎหมายระดับกรมและระดับกระทรวงแล้วนำมาปรับปรุง รวมทั้งได้พิจารณานำบทบัญญัติบางมาตราของร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการ ไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ พ.ศ. .... ของสภาที่ปรึกษาเศรษฐกิจและสังคมแห่งชาติ มาปรับปรุงเพิ่มเติม และได้นำเสนอคณะอนุกรรมการยกร่างฯ พิจารณาตั้งแต่วันที่ 6 ธันวาคม 2549 จนถึงวันที่ 18 มกราคม 2550 โดยคณะอนุกรรมการยกร่างฯ ได้มีการประชุมทั้งสิ้น 6 ครั้ง ซึ่งสามารถสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
2.1 หลักการและสาระสำคัญของร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... คือ 1) เพื่อให้การกำกับดูแลกิจการพลังงานครอบคลุมกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ โดยไม่ก้าวล่วง กิจการปิโตรเลียมซึ่งมีกฎหมายอื่นกำกับดูแลอยู่แล้ว 2) แยกบทบาทหน้าที่การกำกับดูแลและการกำหนดนโยบายออกจากกัน โดยรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานเป็นผู้กำหนดนโยบาย และคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน (กกพ.) ทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการพลังงาน 3) กกพ. แต่งตั้งโดยคณะรัฐมนตรี เนื่องจากต้องปฏิบัติงานภายใต้นโยบายรัฐ แต่เพื่อให้มีการตรวจสอบโดยฝ่ายนิติบัญญัติ จึงกำหนดให้วุฒิสภามีอำนาจถอดถอนได้ 4) ปรับปรุงขั้นตอนการขออนุญาตซึ่งต้องขออนุญาตตามกฎหมายอื่น ให้เป็นอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับกิจการพลังงาน เมื่อพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงานมีผลใช้บังคับ 5) กำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขการออกใบอนุญาตให้ครอบคลุมเรื่องการแข่งขันและ ป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดในทางมิชอบ ตลอดจนกำหนดมาตรฐานในการประกอบกิจการพลังงานและมาตรฐานคุณภาพบริการ 6) ให้มี "กองทุนพัฒนาไฟฟ้า" เพื่อใช้อุดหนุนค่าไฟฟ้าแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่อยู่ห่างไกล และเพื่อกระจายความเจริญไปสู่ภูมิภาค และ 7) ให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการผู้ใช้พลังงานประจำเขตเพื่อประโยชน์ในการคุ้ม ครองผู้ใช้พลังงาน
2.2 ร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ประกอบด้วย 9 หมวด และบทเฉพาะกาล ดังนี้ หมวด 1 บททั่วไป หมวด 2 องค์กรกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน หมวด 3 การกำกับดูแลการประกอบกิจการพลังงาน หมวด 4 การคุ้มครองผู้ใช้พลังงาน หมวด 5 การใช้อสังหาริมทรัพย์ หมวด 6 การพิจารณาข้อพิพาทและการอุทธรณ์ หมวด 7 พนักงานเจ้าหน้าที่ หมวด 8 การบังคับทางปกครอง หมวด 9 บทกำหนดโทษ และบทเฉพาะกาล
2.3 สาระสำคัญของร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ได้มีการ ปรับปรุงแก้ไขเพิ่มเติมตามข้อสรุปจากการประชุมของคณะอนุกรรมการยกร่างฯ แล้วในเบื้องต้น และเมื่อคณะอนุกรรมการยกร่างฯ ดำเนินการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... แล้วเสร็จ จะจัดให้มีการสัมมนารับฟังความเห็นร่างพระราชบัญญัติฯ ดังกล่าวก่อนนำเสนอ กพช. และคณะรัฐมนตรีเพื่อพิจารณาให้ความเห็นชอบต่อไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และให้ฝ่ายเลขานุการฯ รับข้อสังเกตุจากที่ประชุมไปใช้ประกอบการปรับปรุง แก้ไขร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน พ.ศ. .... ให้มีความสมบูรณ์ครบถ้วนต่อไป
เรื่องที่ 4 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2549
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และแก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ข้อ 13 กำหนดให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณ และงบแสดงฐานะการเงินของกองทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่น ปิโตรเลียม เพื่อเสนอ รมว. พน. เพื่อทราบ และนำเสนอ กพช. เพื่อทราบภายในสามสิบวันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. คณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ได้นำเสนอรายงานผลการดำเนินงานของกองทุนฯ ประจำปีงบประมาณ 2549 ซึ่งสาระสำคัญผลการดำเนินงานของกองทุนฯ สรุปได้ดังนี้
2.1 รมว. พน. ได้พิจารณาเห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2547-2549 เมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2546 ภายใต้กรอบวงเงินรวมทั้งสิ้น 30 ล้านบาท ปีละ 10 ล้านบาท โดยแบ่งออกตามหมวดรายจ่ายต่างๆ เป็น 6 รายการ ได้แก่ 1) การค้นคว้าวิจัยและการศึกษา 2) การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ 3) เงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม 4) การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม ฯลฯ 5) การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน และ 6) ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน
2.2 ตามข้อ 10 ของระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ ว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม โดยฉบับที่ 2 พ.ศ. 2546 กำหนดให้คณะกรรมการกองทุนฯ มีอำนาจหน้าที่ปรับปรุงการจัดสรรเงินตามแผนการใช้จ่ายเงินได้ตามความจำเป็น และเหมาะสมภายในวงเงินรวมดังกล่าว คณะกรรมการกองทุนฯ ได้มีมติปรับปรุงแผนการใช้จ่ายเงินตามหมวดรายจ่ายต่าง ๆ ของปีงบประมาณ 2549 ให้เหมาะสมเมื่อวันที่ 23 มกราคม 2549 ดังนี้
(หน่วย : บาท)
หมวดรายจ่าย | แผนการใช้จ่ายเงิน ปีงบประมาณ 2549 | |
ก่อนปรับปรุง | ปรับปรุงใหม่ | |
1. การค้นคว้า วิจัย และการศึกษา | 0 | 0 |
2. การโฆษณา การเผยแพร่ข้อมูลและประชาสัมพันธ์ | 0 | 0 |
3. เงินทุนการศึกษา และฝึกอบรม | 6,000,000 | 5,157,000 |
4. การเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา | 2,000,000 | 4,543,000 |
5. การจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน | 1,700,000 | 0 |
6. ค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน | 300,000 | 300,000 |
รวม | 10,000,000 | 10,000,000 |
2.3 ในปี 2549 คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินกองทุนฯ ให้กับหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง 5 หน่วยงาน ได้แก่ 1) สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงานในหมวดเงินทุนศึกษาและฝึกอบรม จำนวน 550,000 บาท และหมวดการเดินทางศึกษาดูงาน จำนวน 4,543,000 บาท 2) สนพ. ในหมวดเงินทุนศึกษาฯ จำนวน 550,000 บาท และหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน จำนวน 300,000 3) กรมธุรกิจพลังงาน 4) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนฯ และ 5) กรมบัญชีกลาง ในหมวดเงินทุนการศึกษาฯ จำนวน 1,150,000 บาท, 2,550,000 บาท และ 268,100 บาท ตามลำดับ รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 9,911,100 บาท
2.4 สรุปคณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติค่าใช้จ่ายในปีงบประมาณ 2549ในหมวดต่างๆ รวมเป็นเงิน 9,911,100.00 บาท โดยได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 5,840,102.13 บาท คงเหลือผูกพันไป ปี 2550 เป็นจำนวนเงิน 1,373,900.00 บาท โดยเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรม และ ณ วันที่ 30 กันยายน 2549 ฐานะการเงินของกองทุนมีสินทรัพย์ 413,381,908.49 บาท โดยมีงบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับรอบระยะเวลาบัญชี สิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2549 มีรายได้สูงกว่า ค่าใช้จ่ายสุทธิ 10,172,615.33 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 รายงานผลการดำเนินงานตามแผนส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง และคณะอนุกรรมการติดตามผลการส่งเสริมการใช้ NGV ในภาคขนส่ง ได้เร่งดำเนินนโยบายส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง โดยผลการดำเนินงานในช่วงที่ผ่านมา ณ วันที่ 31 มกราคม 2550 มีจำนวนรถ NGV ทั้งหมด 26,985 คัน แบ่งเป็นรถเบนซินและรถดีเซลที่ดัดแปลงเป็น NGV จำนวน 23,496 และ 2,618 คัน ตามลำดับ และรถ NGV จำนวน 413 คัน และสถานีบริการ NGV จำนวน 104 สถานี ตั้งอยู่ในกรุงเทพมหานครและปริมณฑล 73 สถานี และต่างจังหวัด 31 สถานี โดยมีบริษัทรับติดตั้งอุปกรณ์ NGV จำนวน 121 บริษัท
2. สำหรับโครงการสนับสนุนการใช้ NGV ที่ได้ดำเนินการแล้วเสร็จ และอยู่ระหว่างดำเนินการ ประกอบด้วย 8 โครงการ ได้แก่ 1) โครงการนำร่องรถดีเซลใหญ่ใช้ NGV โดยได้ติดตั้งแล้วเสร็จ 176 คัน และจะขยายผลการติดตั้งเป็น 1,244 คัน ซึ่งได้รับเงินสนับสนุนจากกองทุนอนุรักษ์ฯ จำนวน 40 ล้านบาท 2) โครงการส่งเสริมการใช้ NGV ในรถยนต์ราชการ เพื่อติดตั้งอุปกรณ์ NGV ในรถยนต์ราชการทั้งหมด จำนวน 1,209 คัน (ณ 30 กันยายน 2549) ใน 21 หน่วยงาน ค่าใช้จ่ายในการติดตั้งทั้งหมดจำนวน 66,091,653 บาท 3) โครงการดัดแปลงรถแท็กซี่ LPG และแท็กซี่เบนซินเป็นรถ NGV ได้ติดตั้งไปแล้วเสร็จจำนวน 2,807 คัน (รถแท็กซี่ LPG 1,261 คัน และรถเบนซิน 1,606 คัน) 4) โครงการ NGV เพื่อคุณ สำหรับรถเก๋ง รถตู้ รถกระบะ ปตท. ช่วยเหลือค่าติดตั้งอุปกรณ์ NGV 10,000 บาท/คัน ติดตั้งแล้วเสร็จ 10,529 คัน 5) โครงการรถโดยสาร ขสมก. ใช้ NGV ขสมก. อยู่ระหว่างจัดหารถโดยสารใหม่ใช้ NGV 2,000 คัน และรถโดยสารเก่าได้รับการสนับสนุนค่าใช้จ่ายจากเงินกองทุนฯ จำนวน 2,000 ล้านบาท 6) โครงการเงินทุน หมุนเวียน 7,000 ล้านบาท เป็นค่าใช้จ่ายในการดัดแปลงเครื่องยนต์เป็น NGV ปัจจุบันได้อนุมัติสินเชื่อแล้ว ทั้งหมด 242 ล้านบาท อยู่ระหว่างพิจารณาอนุมัติ 632 ล้านบาท 7) โครงการรณรงค์และประชาสัมพันธ์เพื่อส่งเสริมการใช้พลังงานทดแทนในภาคขนส่ง โดย สนพ.ได้ดำเนินโครงการระหว่างเดือนมิถุนายน 2549 - มกราคม 2550 และ 8) โครงการเสริมสร้างความรู้ความเข้าใจในการใช้ก๊าซNGV ในรถยนต์ โดยกรมธุรกิจพลังงาน เพื่อส่งเสริมการเป็นผู้ตรวจสอบความปลอดภัยในการดัดแปลงเครื่องยนต์ NGV ระยะเวลาดำเนินการ 6 เดือน สิ้นสุดเดือนธันวาคม 2549
3. มาตรการสำคัญด้านภาษีและการส่งเสริมการลงทุนเพื่อส่งเสริมนโยบายการใช้ NGV ที่ได้ดำเนินการแล้ว ประกอบด้วย การยกเว้นอากรนำเข้าถังบรรจุก๊าซธรรมชาติและอุปกรณ์ควบคุมการใช้ก๊าซ ธรรมชาติในรถยนต์ (Conversion Kits) เครื่องยนต์ NGV ตามประกาศกระทรวงการคลัง และลดอัตราภาษีสรรพสามิตให้รถยนต์นั่งหรือรถยนต์โดยสารที่มีที่นั่งไม่เกิน 10 คน ที่ติดตั้งอุปกรณ์ NGV จากโรงงานผลิตรถยนต์โดยตรง จากร้อยละ 30 เหลือร้อยละ 20 รวมทั้งยกเว้นภาษีสรรพสามิตสำหรับรถยนต์ที่ติดตั้งระบบ NGV - Retrofit เท่ากับค่าใช้จ่ายจริงในการติดตั้งชุดอุปกรณ์ NGV ตลอดจน การได้รับสิทธิพิเศษจาก BOI ในการส่งเสริมกิจการลงทุนที่เกี่ยวกับการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง
4. รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานและรัฐมนตรีว่าการกระทรวงการคลัง ได้มีการลงนามในบันทึกข้อตกลงความร่วมมือ (MOU) เมื่อวันที่ 31 สิงหาคม 2548 เพื่อร่วมกันส่งเสริม สนับสนุน และผลักดันนโยบายการใช้ NGV ในภาคขนส่ง และเมื่อวันที่ 30 พฤศจิกายน 2549 กระทรวงพลังงานได้ร่วมหารือกับกระทรวงคมนาคม เพื่อร่วมกันเร่งผลักดันมาตรการต่างๆ ให้แล้วเสร็จภายในปี 2550 ประกอบด้วยมาตรการปรับเปลี่ยนรถโดยสารของ ขสมก./บขส. เป็นรถ NGV โครงการสามล้อเอื้ออาทร การผลักดันให้รถบรรทุกสินค้าใช้ NGV การออกกฎหมายบังคับให้รถแท็กซี่ที่จดทะเบียนใหม่ใช้ก๊าซ NGV และการแก้ไขกฎหมาย ที่เกี่ยวข้อง
5. จากการดำเนินงานที่ผ่านมาได้เกิดปัญหา อุปสรรค และข้อจำกัดในการขยายตลาด NGV ดังนี้ 1) การก่อสร้างสถานี NGV ไม่เป็นไปตามเป้าหมาย 2) การขยายจำนวนผู้ใช้รถ NGV โดยผู้ใช้ไม่มั่นใจในมาตรฐานการติดตั้งและความปลอดภัย รวมทั้งค่าใช้จ่ายในการติดตั้งและดัดแปลงเครื่องยนต์ยังและ อยู่ในระดับสูง และ 3) ความไม่ชัดเจนในการยกเลิกการชดเชยราคา LPG ความล่าช้าในการออกมาตรการกำหนดให้รถแท็กซี่ รถตุ๊กตุ๊ก จดทะเบียนใหม่เป็นรถ NGV การบังคับให้รถหน่วยงานราชการ รัฐวิสาหกิจ ปรับเปลี่ยนเป็นรถ NGV และความล่าช้าในปรับเปลี่ยนรถโดยสารของ ขสมก. และ บขส. เป็นรถ NGV รวมทั้งปัญหาการกำหนดคุณภาพก๊าซ NGV
6. จากปัญหาอุปสรรคต่างๆ ที่เกิดขึ้น ปตท. จึงปรับเป้าหมายใหม่โดยมุ่งเน้นกลุ่มรถที่ใช้น้ำมันดีเซลเป็นเชื้อเพลิง เช่น รถโดยสารสาธารณะ รถบรรทุก/รถหัวลาก และปรับลดเป้าหมายการขยายรถยนต์ NGV ในปี 2554 จากเป้าหมายเดิม 500,000 คัน เป็น 256,600 คัน แบ่งเป็นจากกลุ่มรถเบนซิน 160,000 คัน กลุ่มรถดีเซล 96,600 คัน และในส่วนของสถานีบริการ NGV ในปี 2554 จะมีจำนวนสถานี NGV สะสม 535 สถานี โดยมีรายละเอียด ดังนี้
เป้าหมายการขยายจำนวนรถ ปี 2549 - 2554
(คัน)
จำนวนรถสะสม | 2549 | 2550 | 2551 | 2552 | 2553 | 2554 |
เบนซิน | ||||||
รถเก๋ง | 13,600 | 26,000 | 41,000 | 59,000 | 81,000 | 108,000 |
รถแท็กซี่ | 9,000 | 25,000 | 32,000 | 40,000 | 45,000 | 50,000 |
รถตุ๊กตุ๊ก | 290 | 1,000 | 1,700 | 2,000 | 2,000 | 2,000 |
รวมรถเบนซิน | 22,890 | 52,000 | 74,700 | 101,000 | 128,000 | 160,000 |
ดีเซล | ||||||
รถ ขสมก. | 40 | 1,500 | 3,000 | 4,000 | 4,000 | 4,000 |
รถร่วม ขสมก. | 200 | 1,200 | 2,000 | 3,000 | 4,000 | 4,000 |
รถตู้ ขสมก./ร่วม | 210 | 650 | 1,300 | 2,300 | 3,600 | 3,600 |
รถ บขส./ร่วม | 20 | 500 | 1,500 | 2,500 | 3,500 | 5,000 |
รถบรรทุก/หัวลาก | 780 | 3,000 | 14,000 | 35,000 | 60,000 | 75,000 |
รถกระบะ | 1,700 | 3,000 | 2,500 | 3,500 | 4,500 | 5,000 |
รวมรถดีเซล | 2,950 | 8,850 | 24,300 | 50,300 | 79,600 | 96,600 |
รวมทั้งหมด | 25,840 | 60,850 | 99,000 | 151,300 | 207,600 | 256,600 |
แผนขยายสถานีบริการ NGV ปี 2549 - 2554
(สถานี)
ภาค | 2549 | 2550 | 2551 | 2552 | 2553 | 2554 |
กทม. - ปริมณฑล | 24 | 181 | 212 | 253 | 277 | 285 |
ภาคกลาง | 10 | 56 | 85 | 100 | 115 | 140 |
ภาคเหนือ | 1 | 10 | 15 | 22 | 28 | 40 |
ภาคตะวันออกเฉียงเหนือ | 5 | 15 | 25 | 35 | 40 | 50 |
ภาคใต้ | 5 | 8 | 13 | 15 | 20 | 20 |
จำนวนสถานีสะสม | 116 | 270 | 350 | 425 | 480 | 535 |
7. อย่างไรก็ตาม เพื่อให้การดำเนินงานเป็นไปตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ จึงต้องมีมาตรการที่ควรดำเนินการ ดังนี้
(1) นำเสนอคณะรัฐมนตรีขอแก้ไขกฎกระทรวงให้ใช้บังคับผังเมืองรวมกรุงเทพมหานคร พ.ศ. 2549 เพื่อขอผ่อนผันให้สามารถเปิดสถานี NGV ในกรุงเทพฯ บนถนนที่มีเขตทางน้อยกว่า 16 เมตร
(2) ขสมก. เร่งการจัดซื้อรถโดยสาร NGV ใหม่ พร้อมทั้งเร่งดัดแปลงรถโดยสารที่มีอยู่ปัจจุบันเป็นรถ NGV
(3) กระทรวงการคลังกำหนดมาตรการสนับสนุนโดยยกเว้นภาษีนำเข้ารถบรรทุก/รถโดยสาร CBU/CKD
(4) เร่งหาข้อสรุปเรื่องการกำหนดมาตรฐานคุณภาพก๊าซฯ เพื่อเป็นการกระตุ้นบริษัทผู้ผลิตรถยนต์ที่ใช้ NGV จากโรงงานให้เข้ามาทำตลาดรถยนต์ NGV
(5) ขยายสถานีบริการ NGV ไปตามเส้นทางขนส่งสายหลักรองรับรถบรรทุก/รถโดยสาร เพื่อกระตุ้นการเพิ่มขึ้นของรถ NGV
8. อธิบดีกรมธุรกิจพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) ได้แจ้งให้ที่ประชุมทราบว่า นโยบายส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติในภาคขนส่ง กรมธุรกิจพลังงานได้ดำเนินการทั้งในส่วนของมาตรการกำกับดูแลและมาตรการส่ง เสริม โดยในส่วนของการกำกับดูแล ภายในปี 2550 กรมธุรกิจพลังงานจะออกประกาศจำนวน 12 ฉบับ กำหนดหลักเกณฑ์ มาตรฐาน การเก็บรักษา การจำหน่าย การขนส่ง การใช้ซึ่งจะครอบคลุมไปถึง LNG ที่จะมีการนำเข้าในอนาคต ในส่วนของการส่งเสริมกรมธุรกิจพลังงานได้ร่วมมือกับกรมการขนส่งทางบก กรมพัฒนาฝีมือแรงงาน มหาวิทยาลัย และวิทยาลัยอาชีวศึกษา จัดโครงการฝึกอบรมรับบุคลากรด้านการติดตั้ง บุคลากรด้านการตรวจสอบ และวิทยากรสอน ซึ่งปัจจุบันยังมีไม่เพียงพอเนื่องจาก NGV เป็นเรื่องใหม่ในประเทศไทย รวมทั้ง ได้ดำเนินมาตรการส่งเสริมความรู้แก่ผู้ใช้รถและประชาชนทั่วไป
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามมติคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 21 พฤศจิกายน 2549 ได้เห็นชอบตามมติ กพช. ครั้งที่ 4/2549 (ครั้งที่ 107) ในเรื่องนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานของประเทศ ซึ่งกำหนดให้มีการสำรวจและพัฒนาแหล่งพลังงานทั้งภายในประเทศและนอกประเทศ การส่งเสริมการใช้พลังงานสะอาด การกำหนดโครงสร้างราคาพลังงานที่เหมาะสม และการปรับโครงสร้างบริหารกิจการพลังงานให้เหมาะสม
2. กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการปรับปรุง แก้ไขกฎกระทรวง ประกาศต่างๆ รวมทั้งการให้สัมปทานปิโตรเลียมที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของกระทรวงพลังงาน ในช่วงปี 2549 จนถึงปัจจุบันสามารถสรุปผลการดำเนินงานได้ดังนี้
2.1 กรมธุรกิจพลังงาน ได้ดำเนินการแก้ไขปรับปรุงกฎกระทรวง จำนวน 1 ฉบับ คือ กฎกระทรวงควบคุมไอน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2550 และประกาศกระทรวงพลังงาน จำนวน 3 ฉบับ ที่เกี่ยวกับหลักเกณฑ์และวิธีการในการเก็บรักษาและมาตรฐานความปลอดภัยทาง ด้านก๊าซปิโตรเลียมเหลวและก๊าซธรรมชาติ รวมทั้งการกำหนดแบบและรายการบัญชีเกี่ยวกับปริมาณน้ำมันที่จะนำเข้ามาใน อาณาจักรของผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 10 นอกจากนี้ ได้ออกประกาศกรมธุรกิจพลังงาน จำนวน 6 ฉบับ ที่เกี่ยวกับการกำหนดคุณลักษณะและคุณภาพน้ำมันชนิดต่างๆ รวมทั้ง อัตราสำรองน้ำมัน
2.2 สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน ได้ดำเนินการปรับปรุงคำสั่งนายกรัฐมนตรี จำนวน 2 ฉบับ ที่มีอยู่เดิมให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบัน รวมทั้งได้ออกประกาศคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ จำนวน 1 ฉบับ เกี่ยวกับการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน สำหรับน้ำมันเชื้อเพลิงที่ทำในราชอาณาจักร และนำเข้ามาเพื่อใช้ในราชอาณาจักร และประกาศต่างๆ จำนวน 3 ฉบับ ที่เกี่ยวกับการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก สำหรับการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและสำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ระบบ Cogenaration
2.3 กรมเชื้อเพลิงธรรมชาติ ได้มีการออกสัมปทานปิโตรเลียมตามประกาศเชิญชวน ครั้งที่ 19 จำนวน 4 ครั้ง รวม 20 แปลง แยกเป็นในอ่าวไทย 9 แปลง ในทะเลอันดามัน 3 แปลง และ บนบก 8 แปลง
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 7 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (มกราคม 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ในเดือนมกราคม 2550 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 51.63 และ 54.14 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนธันวาคม 2549 7.06 และ 8.16 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจาก DTN Meteorlogix และ AccuWeather พยากรณ์อุณหภูมิในสหรัฐอเมริกาจะยังคงอบอุ่นกว่าระดับปกติ และโอเปคยังไม่ลดกำลังการผลิตเพิ่มเติม และสหประชาชาติคาดว่าการขยายตัวทางเศรษฐกิจของโลกในปี 2550 จะชะลอตัวลงมาอยู่ที่ร้อยละ 3.2
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดจรสิงคโปร์ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 ในเดือนมกราคมเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 61.51 และ 60.21 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนธันวาคม 2549 6.66 และ 6.82 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและการลดปริมาณนำเข้าน้ำมันเบนซินของอินโดนีเซียในเดือน กุมภาพันธ์ลงมาอยู่ที่ระดับ 3.82 ล้านบาร์เรล ประกอบกับ International Enterprise Singapore (IES) รายงานปริมาณสำรองน้ำมันสำเร็จรูปของสิงคโปร์เพิ่มขึ้น มาอยู่ที่ระดับ 8.60 ล้านบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 65.91 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนธันวาคม 2549 3.85 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากจีนยังคงชะลอการเข้าซื้อในตลาดโดยลดปริมาณการนำเข้าลง ในเดือนมกราคม 2550 เนื่องจากความต้องการใช้ในประเทศที่ลดลง
3. ราคาขายปลีก ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 3 ครั้ง และปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลง 2 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 มกราคม 2550 อยู่ที่ระดับ 25.19, 24.39 และ 22.54 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมัน
จากการคาดการณ์ราคาน้ำมันในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ จะปรับตัวเพิ่มขึ้นมาอยู่ในระดับ 50 - 55 และ 53 - 58 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และคาดว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 60 - 65 และ 63 - 68 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากประธานกลุ่มโอเปคยืนยันว่า กลุ่มโอเปคจะยังคงข้อตกลงเดิมที่เมืองโดฮาจะลดกำลังการผลิตลง 500,000 บาร์เรล/วัน ตั้งแต่วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2550 และราคา น้ำมันดิบที่ 55 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เป็นราคาที่เหมาะสมสำหรับกลุ่มโอเปคแล้ว
5. สถานการณ์ก๊าซ LPG ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนมกราคม 2550 ปรับตัวสูงขึ้น 61 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 547 เหรียญสหรัฐ/ตัน เนื่องจากความต้องการซื้อในภูมิภาคมีจำนวนมาก และอุปทานในแถบตะวันออกกลางมีความตึงตัว ประกอบกับอัตราค่าขนส่งปรับตัวเพิ่มขึ้น ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 11.8089 บาท/กิโลกรัม และอัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 1.7390 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 485.43 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้า กองทุนฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 3.9575 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 116.07 ล้านบาท/เดือน สำหรับแนวโน้มราคาก๊าซ LPG คาดว่าในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกจะอ่อนตัวลงเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 490 - 495 เหรียญสหรัฐ/ตัน
6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 31 มกราคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 4,017 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 41,575 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 11,333 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,211 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 11,431 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 37,558 ล้านบาท โดยประมาณการรายได้สุทธิของกองทุนน้ำมันฯ เดือนกุมภาพันธ์ 2550 อยู่ที่ระดับ 3,923 ล้านบาท ซึ่งคาดว่ากองทุนฯ จะมีเงินสะสมเพียงพอที่จะชำระหนี้ ได้หมดประมาณเดือนธันวาคม 2550
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 ธันวาคม 2549 ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผลิตและขายเข้าระบบสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุน เวียน ตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 ทั้งนี้ ไม่รวมถึงผู้ผลิตไฟฟ้าที่ได้รับการสนับสนุนเงินลงทุนในการผลิตไฟฟ้ารูปแบบ อื่นๆ แล้ว โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551
2. ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน แยกตามประเภทเชื้อเพลิง มีรายละเอียดดังนี้
เชื้อเพลิง/เทคโนโลยี | ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) |
ชีวมวล1/ | 0.30 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) | 0.40 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (< 50 กิโลวัตต์) | 0.80 |
ขยะ 2/ | 2.50 |
พลังงานลม | 2.50 |
พลังงานแสงอาทิตย์3/ | 8.00 |
หมายเหตุ:
1/ ชีวมวล หมายถึง กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ในการเกษตร หรือกากจากการผลิตผลิตภัณฑ์ทางการเกษตร เศษไม้ หรือไม้จากการปลูกป่าเป็นเชื้อเพลิง
2/ ขยะ หมายถึง ขยะชุมชนทุกเทคโนโลยี
3/ พลังงานแสงอาทิตย์ หมายความรวมถึงการนำพลังงานแสงอาทิตย์ไปใช้ในการผลิตน้ำร้อนเพื่อผลิตไฟฟ้า (Solar Thermal)
ทั้งนี้รายละเอียดสาระสำคัญการให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) เป็นไปตามประกาศของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
3. ศักยภาพการผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ
3.1 ยุทธศาสตร์ส่งเสริมพลังงานทดแทนกำหนดเป้าหมายในปี 2554 ให้มีการใช้ประโยชน์จากน้ำเสียโรงงานอุตสาหกรรมและมูลของเสียจากฟาร์มปศุ สัตว์มาผ่านกระบวนการบำบัดและผลิตเป็นก๊าซชีวภาพใช้เป็นพลังงานไฟฟ้า 30 เมกะวัตต์ ซึ่งจะสามารถทดแทนพลังงานเชิงพาณิชย์ได้ประมาณ 14 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ หรือคิดเป็นพลังงานในรูปความร้อนประมาณ 186 พันตันเทียบเท่าน้ำมันดิบ
3.2 จากการศึกษาศักยภาพการผลิตก๊าซชีวภาพของประเทศไทย ในกรณีน้ำเสียจากโรงงานอุตสาหกรรมซึ่งมีสารอินทรีย์ในปริมาณสูง กล่าวคือ มีค่าปริมาณออกซิเจนทั้งหมดที่ต้องการใช้ เพื่อออกซิเดชันสารอินทรีย์ในน้ำ ให้เป็นคาร์บอนไดออกไซด์ (Chemical Oxygen Demand : COD) และปริมาณออกซิเจนที่แบคทีเรียใช้ในการย่อยสลายสารอินทรีย์ในเวลา 5 วัน ที่อุณหภูมิ 20 องศาเซลเซียส (ฺBiochemical Oxygen Demand: BOD) สูง จากการประเมินเบื้องต้นพบว่ามีศักยภาพในการผลิตก๊าซชีวภาพจากน้ำเสียโรงงาน อุตสาหกรรม 7 ประเภท ได้แก่ โรงงานแป้งมันสำปะหลัง ปาล์มน้ำมัน สุราและเบียร์ เอทานอล ยาง อาหาร และกระดาษ ประมาณ 943 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี และศักยภาพจาก มูลสัตว์หรือน้ำเสียในฟาร์มปศุสัตว์ประมาณ 560 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี โดยฟาร์มที่มีศักยภาพมากที่สุดได้แก่ ฟาร์มสุกร สามารถผลิตก๊าซชีวภาพได้ประมาณ 70 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี
3.3 การใช้ก๊าซชีวภาพเป็นพลังงานทดแทนจึงมีศักยภาพควรได้รับการส่งเสริมให้เป็น พลังงานทดแทน ประกอบกับปัจจุบันผู้ประกอบการและเจ้าของฟาร์ม ได้เล็งเห็นถึงความสำคัญและประโยชน์ในการลงทุน นำวิธีการบำบัดน้ำเสียแบบไร้อากาศมาใช้ผลิตก๊าซชีวภาพเพื่อใช้เป็นเชื้อ เพลิงในการผลิตไฟฟ้า หรือใช้เป็นเชื้อเพลิงทดแทนน้ำมันเตาในโรงงาน ซึ่งช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายด้านพลังงานในโรงงาน ลดต้นทุนการผลิตช่วยบำบัดน้ำเสียเบื้องต้นและช่วยลดกลิ่นและแมลงวัน ซึ่งปัจจุบันโรงงานอุตสาหกรรมยังไม่มีความสนใจลงทุนผลิตไฟฟ้าจากก๊าซชีวภาพ เนื่องจากมีค่าใช้จ่ายการลงทุนในระบบผลิตและเก็บก๊าซชีวภาพ และระบบผลิตไฟฟ้าเพิ่มเติม ประมาณ 55-65 ล้านบาท สำหรับการผลิตไฟฟ้าขนาดกำลังการผลิต 1 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ขึ้นอยู่กับเทคโนโลยีของระบบบำบัดน้ำเสียและเครื่องกำเนิดไฟฟ้า และค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานอีกประมาณ 5-6 ล้านบาทต่อปี ทำให้ระยะเวลาการคืนทุนการผลิตไฟฟ้าเมื่อคิดจากอัตราค่าไฟฟ้าฐานนานถึง 15 ปี หากจะให้การลงทุนมีระยะเวลาคืนทุนที่จูงใจภาคเอกชนที่ประมาณ 5-6 ปี จะต้องได้รับการสนับสนุนราคารับซื้อไฟฟ้าเพิ่มอีกประมาณ 0.30-0.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
3.4 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอว่าเพื่อเป็นการใช้ทรัพยากรธรรมชาติภายในประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ และเกิดประโยชน์สูงสุด และช่วยลดผลกระทบทางด้านสิ่งแวดล้อม เนื่องจากน้ำเสียหรือของเสียจากโรงงานอุตสาหกรรม หรือฟาร์มปศุสัตว์ จึงควรให้การสนับสนุนผู้ผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิง โดยให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า เท่ากับ 0.30 บาทต่อหน่วย เป็นระยะเวลา 7 ปี นับจากวัน เริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์
มติของที่ประชุม
1.เห็นควรให้การสนับสนุนผู้ผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิง โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าจาก VSPP ที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิง เท่ากับ 0.30 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง เป็นระยะเวลา 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าเชิงพาณิชย์ (Commercial Operation Date : COD)
2.มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศเพิ่มเติม เพื่อให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าตามระเบียบ VSPP ที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิงต่อไป