คณะกรรมการและอนุกรรมการ (2532)
Children categories
ครั้งที่ 23 - วันศุกร์ ที่ 12 ตุลาคม พ.ศ. 2550
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2550 (ครั้งที่ 23)
วันศุกร์ที่ 12 ตุลาคม พ.ศ. 2550 เวลา 14.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. การทบทวนงบประมาณค่าใช้จ่ายโครงการสนับสนุนประสานผลักดันนโยบาย และแผนพัฒนาพลังงานสู่การปฏิบัติ
2. โครงการสนับสนุนการปลูกปาล์มน้ำมันของกระทรวงพลังงานร่วมกับ ธ.ก.ส.
4. แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
5. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (กันยายน - 8 ตุลาคม 2550)
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ได้มีมติอนุมัติเงินจากกองทุนน้ำมันฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในโครงการสนับสนุน ประสานผลักดันนโยบายและแผนพัฒนาพลังงาน สู่การปฏิบัติให้กับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จำนวนเงิน 23,500,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน โดยอนุมัติในส่วนงบรายจ่ายอื่นของโครงการให้เป็นค่าโครงการศึกษาวิจัย จำนวน 3,000,000 บาท ต่อมาเมื่อวันที่ 2 เมษายน 2550 กบง. ได้มีมติให้ สนพ. แก้ไขเปลี่ยนแปลงรายการงบประมาณค่าใช้จ่ายของโครงการฯ ในส่วนค่าใช้จ่ายสำหรับโครงการศึกษาวิจัยเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับโครงการศึกษาวิจัย จำนวนเงิน 2,224,000 บาท และค่าใช้จ่ายในการเดินทางไปศึกษา ดูงานในต่างประเทศ จำนวนเงิน 776,000 บาท และเมื่อวันที่ 2 สิงหาคม 2550 คณะอนุกรรมการบริหารกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง (อบน.) ได้อนุมัติให้ขยายระยะเวลาการดำเนินงานและเบิกค่าใช้จ่ายจากกองทุนน้ำมันฯ เพื่อดำเนินโครงการฯ จากระหว่างเดือนธันวาคม 2549 - พฤศจิกายน 2550 เป็นระหว่างเดือนธันวาคม 2549 - มีนาคม 2551 ภายใต้วงเงินเดิมที่ได้รับอนุมัติ
2. ต่อมา กบง. ในการประชุมเมื่อวันที่ 10 กันยายน 2550 ได้เห็นชอบให้ สนพ. แก้ไขเปลี่ยนแปลงรายการงบประมาณค่าใช้จ่ายในโครงการฯ ในหมวดรายจ่ายอื่นจากเดิม "ค่าใช้จ่ายสำหรับโครงการศึกษาวิจัย จำนวน 2,224,000 บาท" เปลี่ยนเป็น "ค่าใช้จ่ายสำหรับการศึกษาดูงานในต่างประเทศ จำนวน 2,224,000 บาท" แต่เนื่องจากบริษัท Platt’s จะจัดให้มีการสัมมนาเรื่อง Cellulosic Ethanol and 2nd Generation Biofuels Moving to industrial-Scale Production ระหว่างวันที่ 16-18 ตุลาคม 2550 ณ ประเทศสหรัฐอเมริกา โดยมีค่าลงทะเบียน 1,195 เหรียญสหรัฐฯ ต่อคน ซึ่ง สนพ. เห็นว่าการสัมมนาดังกล่าวจะเป็นประโยชน์ในการพัฒนารูปแบบการส่งเสริมการใช้เอทานอลในประเทศไทย จึงเห็นควรให้เจ้าหน้าที่ที่เกี่ยวข้องเข้าร่วมการสัมมนาดังกล่าวโดยใช้งบค่าใช้จ่ายโครงการสนับสนุนประสานผลักดันนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานสู่การปฏิบัติ ในหมวดงบรายจ่ายอื่น ค่าใช้จ่ายสำหรับการศึกษาและดูงานในต่างประเทศ แต่ค่าใช้จ่ายดังกล่าวมิได้ระบุถึงการเข้าร่วมสัมมนาไว้ สนพ.จึงขอเสนอให้ทบทวนค่าใช้จ่ายในโครงการฯ ในหมวดรายจ่ายอื่น จาก "ค่าใช้จ่ายสำหรับการศึกษาและดูงานในต่างประเทศ" เป็น "ค่าใช้จ่ายสำหรับการศึกษา ดูงานและสัมมนาในต่างประเทศ" จำนวน 2,224,000 บาท (สองล้านสองแสนสองหมื่นสี่พันบาทถ้วน) เพื่อให้เจ้าหน้าที่สามารถเบิกจ่ายงบประมาณดังกล่าวได้ และหากมีการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดภายในหมวดค่าใช้จ่าย ขอให้ สนพ. สามารถพิจารณาเปลี่ยนแปลงได้
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้เปลี่ยนแปลงงบประมาณรายจ่ายในโครงการสนับสนุนประสานผลักดันนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานสู่การปฏิบัติ ในหมวดรายจ่ายอื่น ค่าใช้จ่ายสำหรับการศึกษาและดูงานในต่างประเทศ จำนวน 2,224,000 บาท (สองล้านสองแสนสองหมื่นสี่พันบาทถ้วน) เป็นค่าใช้จ่ายสำหรับการศึกษา ดูงาน และสัมมนาในต่างประเทศจำนวน จำนวน 2,224,000 บาท (สองล้านสองแสนสองหมื่นสี่พันบาทถ้วน) และให้หัวหน้าส่วนราชการของสำนักงานนโยบายและแผนพลังงานสามารถพิจารณาเปลี่ยนแปลงรายการของงบประมาณดังกล่าวได้ภายในวงเงินงบประมาณที่ได้รับอนุมัติตามความเหมาะสม โดยไม่เปลี่ยนแปลงหมวดค่าใช้จ่าย
เรื่องที่ 2 โครงการสนับสนุนการปลูกปาล์มน้ำมันของกระทรวงพลังงานร่วมกับ ธ.ก.ส.
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 28 กันยายน 2550 กพช. ได้เห็นชอบเป้าหมายในการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล โดยการบังคับเติมน้ำมันไบโอดีเซล (B100) ผสมในน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในอัตราร้อยละ 2 (B2) ภายในปี 2551 และจะเพิ่มจากร้อยละ 2 เป็นร้อยละ 5 (B5) ทั่วประเทศในปี 2554 นอกจากนี้ได้สนับสนุนส่งเสริมการผลิตและการใช้น้ำมันไบโอดีเซลทั้งระบบ ตั้งแต่การจัดหาวัตถุดิบ การแปรรูป และการใช้น้ำมันไบโอดีเซลผสมกับน้ำมันดีเซลร้อยละ 2 และร้อยละ 5 ตามลำดับ
2. ปัจจุบันประเทศไทยปลูกปาล์มน้ำมันประมาณ 2 ล้านไร่ เพียงพอต่อการบริโภคและใช้ในประเทศ มีส่วนเกินเล็กน้อยสำหรับการส่งออก เมื่อรัฐมีนโยบายส่งเสริมการใช้น้ำมันไบโอดีเซล จึงต้องส่งเสริมการปลูกปาล์มน้ำมันขึ้นอีกประมาณ 2.5 ล้านไร่ ดังนั้น กระทรวงพลังงาน กระทรวงเกษตรและสหกรณ์การเกษตร และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้จัดทำโครงการส่งเสริมการปลูกปาล์มน้ำมันขึ้น ซึ่งหากการดำเนินงานเป็นไปตามแผนโดยเฉพาะหากสามารถปลูกปาล์มน้ำมันเพิ่มได้อีกประมาณ 2.5 ล้านไร่ จะทำให้การจัดหาน้ำมันปาล์มดิบสำหรับการผลิต B100 ในปี 2551 และปี 2554 เท่ากับ 0.80 และ 1.87 ล้านตัน ตามลำดับ
3. ผลการดำเนินงานด้านการส่งเสริมการใช้น้ำมันไบโอดีเซลได้ผลดี เนื่องจากผู้ใช้น้ำมันให้ความสนใจในการใช้น้ำมันไบโอดีเซลผสมมากขึ้น ประกอบกับมาตรการกำหนดราคาช่วยจูงใจ สำหรับด้านการแปรรูปน้ำมันปาล์มดิบเป็นน้ำมันดีเซลได้ส่งเสริมการผลิตไบโอดีเซลในระดับการค้า โดยให้มีโรงงานขนาดใหญ่ที่สามารถผลิตไบโอดีเซลที่มีคุณภาพได้มาตรฐานตามที่รัฐกำหนดและมีกำลังการผลิตเพียงพอ ซึ่งโรงงานพร้อมเปิดดำเนินการได้ภายในปลายปี 2550 ส่วนการส่งเสริมการปลูกปาล์มน้ำมันปรากฎว่าไม่ได้ผลตามเป้าหมาย เนื่องจากตั้งเป้าหมายไว้ที่ 2 ล้านไร่ แต่มีพื้นที่ปลูกปาล์มน้ำมันเพิ่มขึ้นเพียง 400,000 ไร่ ซึ่งน้ำมันปาล์มดิบใน stock มีเพียงพอที่จะผลิตน้ำมันไบโอดีเซลได้ประมาณ 3 ปี สาเหตุที่การปลูกปาล์มน้ำมันไม่ขยายตัวเท่าที่ควรเนื่องจาก 1) เกษตรกรขาดความเชื่อมั่นในเรื่องการเลือกพื้นที่เพาะปลูก การจัดหาต้นพันธุ์ปาล์มน้ำมันที่เหมาะสม รวมทั้งแหล่งรับซื้อผลผลิตที่ให้ราคาที่เหมาะสมและรับซื้อปริมาณที่มากพอ และ 2) พื้นที่ปลูกปาล์มน้ำมันส่วนใหญ่ทับซ้อนกับพื้นที่ปลูกยางพารา ขณะที่ยางพาราได้ราคาดีและได้รับการสนับสนุนจากกองทุนสงเคราะห์การทำสวนยางอย่างจริงจัง แต่เกษตรกรที่จะปลูกปาล์มน้ำมันต้องลงทุนเองทั้งหมด ทำให้เกษตรกรส่วนใหญ่หันไปปลูกยางพารา
4. ด้านการแปรรูปน้ำมันปาล์มดิบเป็นไบโอดีเซล พบว่าไม่มีปัญหาทั้งในแง่คุณภาพและปริมาณ เนื่องจากมีโรงงานดำเนินการ 9 ราย ขึ้นทะเบียนกับกรมธุรกิจพลังงาน 8 ราย และผลิตได้มาตรฐานกรมธุรกิจพลังงาน 6 ราย กำลังผลิตรวม 1.5 ล้านลิตรต่อวัน และโรงงานอยู่ระหว่างก่อสร้าง 26 ราย ส่วนด้านการส่งเสริมการใช้น้ำมันไบโอดีเซลผสมได้ผลดีพอสมควร เนื่องจากยังไม่เกิดปัญหาการไม่ยอมรับการใช้น้ำมันไบโอดีเซลในระดับที่จะมีผลกระทบต่อนโยบาย กลุ่มบริษัทผู้ผลิตรถยนต์ส่วนใหญ่ไม่มีปฏิกิริยาในทางลบ ประกอบกับนักวิชาการส่วนใหญ่ให้การสนับสนุน ดังนั้นจึงคาดว่าปัญหาในการส่งเสริมให้ประชาชนหันใช้น้ำมันไบโอดีเซลผสมจะมีน้อยและอยู่ในวิสัยที่จะแก้ไขได้
5. กระทรวงพลังงานและธนาคารเพื่อการเกษตรและสหกรณ์การเกษตร (ธ.ก.ส.) จะร่วมจัดทำโครงการปลูกปาล์มน้ำมันเพื่อใช้ในการผลิตพลังงานทดแทน โดยจัดหาเงินทุนให้กู้ยืมแก่เกษตรกรเพื่อใช้ปลูกปาล์มน้ำมันในพื้นที่ที่เหมาะสม โดยมีข้อเสนอ ดังนี้ 1) กระทรวงพลังงานจะจัดหาเงินทุนเข้าฝากในบัญชี ธ.ก.ส. จำนวน 3,500 ล้านบาท และ ธ.ก.ส. จะสมทบเงินทุนของ ธ.ก.ส. อีกจำนวน 3,500 ล้านบาท เพื่อเป็นทุนให้กู้แก่เกษตรกรที่ต้องการเข้าร่วมโครงการนี้รวมเป็นเงิน 7,000 ล้านบาท 2) ธ.ก.ส. จะคิดดอกเบี้ยจากเกษตรกรในอัตราดอกเบี้ยต่ำคือ ร้อยละ 7 ต่อปี มีระยะเวลาปลอดต้นเงิน 3 ปี และในระยะเวลาปลอดต้นเงินนี้ให้ชำระดอกเบี้ยเพียงบางส่วน และ 3) กระทรวงพลังงานจะนำเงินกองทุนน้ำมันฯ ฝากออมทรัพย์ไว้กับ ธ.ก.ส. เป็นจำนวน 3,500 ล้านบาท ดอกเบี้ยร้อยละ 0.25 ต่อปี ระยะเวลา 10 ปี โดยมีเป้าหมายขยายการผลิตปาล์มน้ำมันในขั้นต้นอย่างต่ำ 700,000 ไร่ และเมื่อได้รับชำระเงินกู้บางส่วน ธ.ก.ส. สามารถนำหมุนเวียนกลับให้กู้ต่อไปอีกได้ ซึ่งจะทำให้พื้นที่ปลูกปาล์มน้ำมันจริงเพิ่มสูงกว่า 700,000 ไร่
6. ส่วนการนำเงินกองทุนน้ำมันฯ เข้าฝากออมทรัพย์ไว้กับ ธ.ก.ส. สามารถดำเนินการได้ตามระเบียบกระทรวงพลังงาน ว่าด้วยการฝากและการจ่ายเงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2549 ในข้อ 4 และข้อ 5 โดยกองทุนน้ำมันฯ จะคงทรัพย์สินไว้ในรูปลูกหนี้เงินฝากธนาคารจำนวน 3,500 ล้านบาทเป็นระยะเวลา 10 ปี ได้รับดอกเบี้ยในอัตราร้อยละ 0.25 ต่อปี โดยไม่มีความเสี่ยงใดๆ จากประมาณการกระแสเงินของกองทุนน้ำมันฯ พบว่าตั้งแต่เดือนตุลาคม 2549 เป็นต้นมา กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง โดยปัจจุบันเฉลี่ยอยู่ที่ 4,000 ล้านบาทต่อเดือน ขณะที่รายจ่าย (ชดเชยก๊าซ LPG และไบโอดีเซล (B100)) มีแนวโน้มลดลง โดยคาดว่าฐานะกองทุนน้ำมันฯ จะเป็นบวกประมาณกลางเดือนธันวาคม 2550 ทั้งนี้ ได้มีการสะสมเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับให้หนี้พันธบัตรงวดที่ 2 จำนวน 8,800 ล้านบาท ซึ่งมีกำหนดเวลาการจ่ายเงินคืนในเดือนตุลาคม 2551 ไว้ครบถ้วนแล้ว และมีการโอนเงินให้แก่กองทุนเพื่อส่งเสริมการอนุรักษ์พลังงาน จำนวน 3,000 ล้านบาทแล้ว การคงทรัพย์สินของกองทุนน้ำมันฯ ไว้ในรูปเงินฝากตามข้อ 5 จึงไม่กระทบต่อสถานะของกองทุนน้ำมันฯ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงนำเงินสด จำนวน 3,500 ล้านบาท (สามพันห้าร้อยล้านบาทถ้วน) เข้าฝากกับธนาคารเพื่อการเกษตรและสหกรณ์การเกษตรเป็นระยะเวลา 10 ปี ในอัตราดอกเบี้ยเงินฝากร้อยละ 0.25 ต่อปี โดยที่ธนาคารเพื่อการเกษตรและสหกรณ์การเกษตรจะนำเงินเข้าสมทบอีก 3,500 ล้านบาท (สามพันห้าร้อยล้านบาทถ้วน) รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 7,000 ล้านบาท (เจ็ดพันล้านบาทถ้วน) เพื่อเป็นทุนให้กู้แก่เกษตรกรที่ต้องการเข้าร่วมโครงการปลูกปาล์มน้ำมันเพื่อใช้ในการผลิตพลังงานทดแทน
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 จำนวน 300 เมกะวัตต์ และได้มีการขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เป็นลำดับ จนถึง 3,200 เมกะวัตต์ โดย กฟผ. จะรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ด้วยระบบ Cogeneration ต่อมารัฐบาลได้ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง แต่ยังคงให้มีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP พลังงานหมุนเวียน และ SPP ประเภท Non-Firm ต่อไป โดยไม่กำหนดระยะเวลาและปริมาณ ทั้งนี้ ขึ้นอยู่กับขีดความสามารถของระบบส่งและระบบจำหน่ายที่จะรับได้
2. กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 เห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ ต่อมา กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 9 เมษายน 2550 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non-Firm และเห็นชอบแนวทางการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ SPP ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อทั้งสิ้น 530 เมกะวัตต์ โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP ในอัตราคงที่ จากพลังงานลมและขยะ เท่ากับ 2.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 115 และ 100 เมกะวัตต์ ตามลำดับ และพลังงานแสงอาทิตย์ เท่ากับ 8.00 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 15 เมกะวัตต์ สำหรับ SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ให้ใช้วิธีประมูลแข่งขันในอัตราสูงสุดไม่เกิน 0.300 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ 300 เมกะวัตต์ โดยกำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี และกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (COD) ภายในเดือนธันวาคม 2555
3. กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP เมื่อวันที่ 18 เมษายน 2550 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
4. เมื่อวันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2550 กบง. ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก เพื่อดำเนินการตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ซึ่งเห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โดยวิธีประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โดยมีผู้อำนวยการ สนพ. เป็นประธาน และคณะอนุกรรมการประกอบด้วย ผู้แทนกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ผู้แทนการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง นักวิชาการ และผู้แทน สนพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ
5. การดำเนินงานของคณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
5.1 คณะอนุกรรมการฯ ได้จัดทำร่างประกาศเชิญชวนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเพื่อยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า และ สนพ. ได้ออกประกาศเชิญชวนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเพื่อยื่นข้อเสนอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า เปิดขายเอกสารเชิญชวนฯ วันที่ 1 พฤษภาคม - 15 มิถุนายน 2550 รับซองข้อเสนอโครงการ วันที่ 1 สิงหาคม 2550 โดยได้ประเมินข้อเสนอโครงการแล้วเสร็จเมื่อวันที่ 30 กันยายน 2550
5.2 ณ วันที่ 15 มิถุนายน 2550 ซึ่งเป็นวันปิดจำหน่ายเอกสารเชิญชวนฯ มีผู้สนใจซื้อเอกสาร เชิญชวนฯ จำนวน 11 ราย และเมื่อครบกำหนดการยื่นข้อเสนอโครงการเมื่อวันที่ 1 สิงหาคม พ.ศ. 2550 ปรากฏว่ามีผู้ยื่นข้อเสนอโครงการทั้งสิ้น 9 ราย รวมพลังไฟฟ้าที่เสนอขาย 435 เมกะวัตต์ และข้อเสนอส่วนเพิ่มราคา รับซื้อไฟฟ้าอยู่ระหว่าง 0.295 - 0.300 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
5.3 จัดทำคู่มือการประเมินข้อเสนอโครงการ สำหรับโครงการโรงไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนโดยกลไกการแข่งขัน
5.4 ในการประเมินข้อเสนอโครงการ คณะอนุกรรมการฯ ได้ลงพื้นที่สำรวจและเข้าเยี่ยมชมโครงการต่างๆ และนำความเห็นมาประกอบการพิจารณาประเมินโครงการ โดยพิจารณาถึงแนวทางการจัดหาเชื้อเพลิงและความเป็นไปได้ของโครงการ
6. หลักเกณฑ์การประเมินและคัดเลือกข้อเสนอโครงการ แบ่งเป็นการประเมินด้านเทคนิคและการเงิน โดยกำหนดสัดส่วนคะแนนและปัจจัยที่ประเมิน ดังนี้
6.1 การประเมินด้านเทคนิค (20 คะแนน) ประกอบด้วย 4 ปัจจัยๆ ละ 5 คะแนน ดังนี้ (1) ระบบการผลิตไฟฟ้า (2) ความพร้อมของแหล่งพลังงานหรือเชื้อเพลิง (3) ใบอนุญาตและการมีส่วนร่วมของชุมชน และ (4) ประสบการณ์ที่ผ่านมา
6.2 การประเมินด้านการเงิน (15 คะแนน) พิจารณาความเหมาะสมจากปัจจัยต่างๆ 3 ปัจจัยๆ ละ 5 คะแนน ดังนี้ (1) ความพร้อมด้านการเงิน (2) ความเสี่ยงด้านการเงิน และ (3) การวิเคราะห์ทางด้านการเงิน โดยพิจารณาจากอัตราส่วนทางการเงินที่เหมาะสม ได้แก่ NPV และ IRR เป็นต้น
6.3 การให้คะแนน แบ่งออกเป็น 6 ระดับ โดยจะขึ้นอยู่กับความครบถ้วนสมบูรณ์ของเอกสาร และลักษณะหรือคุณภาพของโครงการทั้งด้านเทคนิคและการเงิน ในส่วนความครบถ้วนสมบูรณ์ของเอกสารจะแบ่งคะแนนเป็นระดับ "0" ถึง "5" คะแนน ระดับ 0 หมายถึง ความเป็นไปได้ของโครงการดังกล่าวอยู่ในระดับน้อยมาก คะแนนระดับ 1 หมายถึง ความเป็นไปได้ของโครงการดังกล่าวอยู่ในระดับน้อย คะแนนระดับ 2-4 หมายถึง โครงการมีความเป็นไปได้ระดับ ตั้งแต่ "พอใช้" ถึง "ดีมาก" และคะแนนระดับ 5 หมายถึง โครงการมีความเป็นไปได้แน่นอนการผ่านเกณฑ์การพิจารณาของโครงการ ต้องได้คะแนนด้านเทคนิคมากกว่าหรือเท่ากับ 12 คะแนน และด้านการเงินมากกว่าหรือเท่ากับ 9 คะแนน และไม่มีประเด็นใดในด้านเทคนิคหรือการเงินได้คะแนนน้อยกว่าหรือเท่ากับ 1 คะแนน หลังจากนั้นจะคำนวณค่าเฉลี่ยของส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Average Levelized Adder : ALA) ของข้อเสนอที่ผ่านเกณฑ์การพิจารณาข้างต้นเพื่อจัดเรียงลำดับตามค่า ALA จากต่ำสุดไปหาสูงสุด
7. ผลการประเมินข้อเสนอโครงการด้านเทคนิคและการเงิน
7.1 จากการตรวจสอบเอกสารของผู้ยื่นข้อเสนอโครงการแต่ละราย พบว่ามี 1 โครงการ คือ บริษัท อีโคเอนเนอร์จี พลัส จำกัด เอกสารยื่นข้อเสนอโครงการไม่ถูกต้อง โดยหนังสือรับรองของบริษัทระบุการลงนามต้องดำเนินการโดยกรรมการ 2 ท่าน พร้อมประทับตราของบริษัทเป็นสำคัญ แต่เอกสารที่บริษัท อีโคเอนเนอร์จี พลัส จำกัด ยื่นมีการลงนามโดยกรรมการเพียง 1 ท่าน และประทับตราของบริษัท โดยไม่มีการมอบอำนาจเป็นลายลักษณ์อักษร จึงถือได้ว่าข้อเสนอโครงการไม่สมบูรณ์ สำหรับเอกสารข้อเสนอโครงการของรายอื่นๆ มีเอกสารครบถ้วน และการประเมินข้อเสนอโครงการทางเทคนิคและการเงินในรอบแรก ได้พิจารณาเอกสารตามที่ผู้ยื่นข้อเสนอโครงการนำเสนอ และรวบรวมข้อมูลที่ไม่ชัดเจน และจำเป็นต้องขอเพิ่มเติมจากผู้ยื่นข้อเสนอโครงการ โดยมีข้อเสนอโครงการที่ให้ข้อมูลไม่ชัดเจน จำนวน 8 โครงการ เมื่อได้รับข้อมูลเพิ่มเติมครบถ้วนแล้ว ได้พิจารณาปรับคะแนนและเปรียบเทียบคะแนนของแต่ละโครงการ รวมทั้งคณะอนุกรรมการฯ ได้ลงสำรวจพื้นที่ด้วย ซึ่งพบว่าโครงการของบริษัทไทยเพาเวอร์เจนเนอเรติ้ง 2 จำกัด ไม่ผ่านเงื่อนไขด้านเทคนิค เนื่องจากพื้นที่ก่อสร้างโรงไฟฟ้าที่ระบุไว้ยังไม่ชัดเจน และยังไม่มีวัตถุดิบของโครงการ ดังนั้น ผลการประเมินข้อเสนอโครงการ สามารถสรุปได้ดังนี้
ชื่อโครงการ | จังหวัดที่ตั้ง โรงไฟฟ้า | ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | เชื้อเพลิง | คะแนนด้านเทคนิค (> 12 คะแนน) | คะแนนด้านการเงิน (> 9 คะแนน) |
1. ไฟฟ้าชีวมวล | ปราจีนบุรี | 90 | ชิ้นไม้ยูคาสับ, แกลบ | 12 | 9 |
2. ภูเขียวไบโอ-เอ็นเนอร์ยี่ | ชัยภูมิ | 10 | ชานอ้อย | 17 | 13 |
3. อีโคเอนเนอร์จี พลัส | กำแพงเพชร | 30 | เศษไม้ | 6 | 0 |
4. ไทยเพาเวอร์ซัพพลาย | ฉะเชิงเทรา | 65 | ชิ้นไม้ยูคาสับ | 13 | 13 |
5. ด่านช้าง ไบโอ-เอ็นเนอร์ยี่ | สุพรรณบุรี | 10 | ชานอ้อย | 17 | 13 |
6. ไทยเพาเวอร์เจนเนอเรติ้ง 1 | ปราจีนบุรี | 70 | น้ำมันยางดำ | 12 | 9 |
7. ไทยเพาเวอร์เจนเนอเรติ้ง 2 | บุรีรัมย์ | 70 | น้ำมันยางดำ | 11 | 9 |
8. แอ๊ดวานซ์ อะโกร | ปราจีนบุรี | 25 | น้ำมันยางดำ | 16 | 13 |
9. เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย | ปราจีนบุรี | 65 | ชิ้นไม้ยูคาสับ | 12 | 9 |
7.2 การจัดลำดับข้อเสนอโครงการที่ผ่านการประเมินคัดเลือก โดยจัดเรียงลำดับตามค่า ALA จากต่ำสุดไปหาสูงสุด ได้ดังนี้
ลำดับ | ชื่อโครงการ | วันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า (COD) | ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง) | ALA | ปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย (MW) | เมกะวัตต์สะสม |
1 | ภูเขียวไบโอ-เอ็นเนอร์ยี่ | ม.ค. 2552 | 0.295 | 0.136425 | 10 | 10 |
2 | ด่านช้าง ไบโอ-เอ็นเนอร์ยี่ | ม.ค. 2552 | 0.295 | 0.136425 | 10 | 20 |
3 | เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย | ม.ค. 2553 | 0.300 | 0.138987 | 65 | 85 |
4 | ไฟฟ้าชีวมวล | เม.ย. 2553 | 0.300 | 0.139061 | 90 | 175 |
5 | ไทยเพาเวอร์เจนเนอเรติ้ง 1 | ก.ค. 2553 | 0.300 | 0.139167 | 70 | 245 |
6 | แอ๊ดวานซ์ อะโกร | ม.ค. 2554 | 0.300 | 0.139221 | 25 | 270 |
7 | ไทยเพาเวอร์ซัพพลาย | ม.ค. 2554 | 0.300 | 0.139531 | 65 | 335 |
8. คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าฯ ในการประชุมเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2550 ได้พิจารณาผลการประเมินข้อเสนอโครงการด้านเทคนิคและการเงิน และมีความเห็นว่าปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าที่เกินกว่ากำหนดมี 35 เมกะวัตต์ ประกอบกับกลุ่มโครงการที่เสนอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 0.300 บาท ต่อกิโลวัตต์ - ชั่วโมง เป็นกลุ่มเดียวกัน ดังนั้น หากสามารถเจรจาให้ลดราคาส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าลงได้ จะทำให้ประเทศได้ประโยชน์โดยรวมจากการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และลดภาระในการสนับสนุนส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าของภาครัฐ จึงมีมติ ดังนี้
8.1 เห็นชอบผลการประเมินและคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนจำนวน 7 โครงการ มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 335 เมกะวัตต์
8.2 เห็นควรกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าของโครงการที่ผ่านการประเมินคัดเลือกทุกรายเท่ากับ 0.295 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยมอบหมายให้ฝ่ายเลขานุการฯ ดำเนินการเจรจากับผู้ลงทุนต่อไป
8.3 เห็นชอบให้นำผลการประเมินคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน เสนอ กบง. พิจารณาอนุมัติต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบผลการประเมินคัดเลือกผู้ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนจำนวน 7 โครงการ ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 335 เมกะวัตต์
2. เห็นชอบส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 0.295 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับโครงการ (1) บริษัท ภูเขียวไบโอ-เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด (2) บริษัท ด่านช้าง ไบโอ-เอ็นเนอร์ยี่ จำกัด และ (3) บริษัทไทยเพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด และส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 0.300 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง สำหรับโครงการ (1) บริษัท เนชั่นแนล เพาเวอร์ซัพพลาย จำกัด (2) บริษัท ไฟฟ้าชีวมวล จำกัด (3) บริษัท ไทยเพาเวอร์เจนเนอเรติ้ง 1 จำกัด และ (4) บริษัท แอ๊ดวานซ์ อะโกร จำกัด (มหาชน)
3. มอบหมายให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทยดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากโครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กตามข้อ 2 ต่อไป
เรื่องที่ 4 แนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว
สรุปสาระสำคัญ
1. ระบบราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ในปัจจุบันเป็นแบบ "กึ่งลอยตัว" โดยได้มีการยกเลิกควบคุมราคาขายปลีกก๊าซ LPG ตั้งแต่วันที่ 1 พฤศจิกายน 2544 เป็นต้นมา รัฐควบคุมเพียงราคาขายส่ง ส่วนราคาขายปลีกและค่าการตลาดผู้ค้าก๊าซเป็นผู้กำหนด โดย สนพ. และกรมการค้าภายใน มีหน้าที่กำกับดูแลมิให้มีการกำหนดราคาเพื่อเอาเปรียบผู้บริโภค ให้สอดคล้องกับต้นทุน รวมถึงส่งเสริมการแข่งขันเพื่อกดดันไม่ให้ราคาสูงขึ้นจนกระทบผู้บริโภคมากเกินไป
2. คณะรัฐมนตรีได้มีมติในการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG โดยเมื่อวันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2542 ได้เห็นชอบแนวทางและขั้นตอนการยกเลิกควบคุมราคาก๊าซ LPG และระบบการค้าและมาตรฐานความปลอดภัยก๊าซ LPG ซึ่งประกอบด้วย 4 ขั้นตอน ได้แก่ 1) การเตรียมการ 2) การยกเลิกควบคุมราคาขายปลีก 3) การดำเนินการภายหลังการยกเลิกควบคุมราคาขายปลีกและการเตรียมการสู่การลอยตัวเต็มที่ และ 4) การใช้ระบบ "ลอยตัวเต็มที่" โดยสมบูรณ์ และต่อมาเมื่อวันที่ 25 กันยายน 2544 ได้เห็นชอบให้ใช้ระบบราคา "กึ่งลอยตัว" ดังนี้ 1) รัฐยกเลิกการควบคุมราคาขายปลีกแต่ยังคงควบคุมราคาในระดับขายส่ง 2) รัฐกำหนดราคา ณ โรงกลั่น/ราคานำเข้าให้สะท้อนสภาพตลาด 3) รัฐกำหนดระดับอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG คงที่ในระดับหนึ่ง 4) รัฐกำหนดราคาขายส่งให้เปลี่ยนแปลงสอดคล้องกับราคาตลาดโลก มีผลให้ราคาขายปลีกเปลี่ยนแปลงตาม และ 5) ในระหว่างนี้จะมีการปรับปรุงระบบการค้าก๊าซ LPG และเพิ่มการแข่งขัน ในตลาดโดยเปิดเสรีในด้านการจัดหาของผู้ค้าและให้โอกาสผู้ค้าก๊าซฯ สามารถใช้บริการคลังก๊าซฯ และระบบขนส่งก๊าซฯ ของ ปตท. ได้ โดยให้ ปตท. เป็นผู้ให้บริการรับจ้าง
3. ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2546 ได้มีมติเรื่องการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG ดังนี้ 1) เพื่อหยุดเงินไหลออกของกองทุนน้ำมันฯ ได้กำหนดหลักเกณฑ์ราคา ณ โรงกลั่น/ราคานำเข้า เท่ากับราคาประกาศเปโตรมิน (CP) ที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบีย เป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทนเป็น 60 ต่อ 40 ลบ 16 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มีราคาต่ำสุดในระดับ 185 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน และสูงสุดในระดับ 315 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน 2) จำกัดภาระการจ่ายชดเชยไม่สูงกว่ารายได้ ดังนี้ เดือนกรกฎาคม 2546 จำกัดอัตราชดเชยไม่เกิน 3 บาทต่อกิโลกรัม เดือนกรกฎาคม 2547 จำกัดอัตราชดเชยไม่เกิน 2 บาทต่อกิโลกรัม และเดือนกรกฎาคม 2548 ให้ยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ยกเลิกการควบคุมราคาระบบ "ลอยตัวเต็มที่" อย่างไรก็ตามในช่วงปี 2547 - 2549 ได้เกิดวิกฤติการณ์ปัญหาราคาน้ำมันแพง เพื่อบรรเทาผลกระทบดังกล่าว กบง. ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG และฐานะกองทุนน้ำมันฯ 8 ครั้ง โดยครั้งสุดท้ายเมื่อวันที่ 21 ธันวาคม 2549 ได้พิจารณาเห็นชอบให้ขยายเวลาการจำกัดอัตราชดเชยราคาก๊าซ LPG ไม่เกิน 2 บาทต่อกิโลกรัม และการยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG และการควบคุมราคาสู่ระบบ "ลอยตัวเต็มที่" จากเดือนกรกฎาคม 2548 เป็นวันที่ 31 ธันวาคม 2550 และเมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 กบง. ได้พิจารณาเรื่อง ข้อเสนอมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG ในประเทศ และได้มีมติให้เก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG เพื่อนำมาชดเชยให้แก่ก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศ โดยการปรับราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่น/โรงแยกก๊าซฯ ที่ผลิตเพื่อจำหน่ายในประเทศให้สูงขึ้น รายจ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ที่เพิ่มขึ้นในส่วนนี้จะเท่ากับรายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่ได้จากการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG
4. โครงสร้างราคาก๊าซ LPG ประกอบด้วยราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นและราคาขายปลีก ในส่วนของราคาขายส่งหน้าโรงกลั่นประกอบด้วย ราคา ณ โรงกลั่นหรือราคา ณ โรงแยกก๊าซฯ/ราคานำเข้า ภาษีสรรพสามิต ภาษีเทศบาล กองทุนน้ำมันฯ และภาษีมูลค่าเพิ่ม และในส่วนของราคาขายปลีก ประกอบด้วย ราคาขายส่งหน้าโรงกลั่น ค่าการตลาดและภาษีมูลค่าเพิ่ม และรัฐได้กำหนดให้ราคาขายส่ง ณ คลังก๊าซฯ ของ ปตท. มีราคาเท่ากัน ทั่วประเทศ โดยใช้เงินจากกองทุนน้ำมันฯ จ่ายชดเชยค่าขนส่งก๊าซฯ ไปยังคลังก๊าซฯ ซึ่งหลักเกณฑ์การคำนวณราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้า ปัจจุบัน กบง. ได้กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดราคาก๊าซฯ ที่ผลิตในประเทศและราคานำเข้าเป็นหลักเกณฑ์เดียวกัน และจะเปลี่ยนแปลงทุกสัปดาห์และทุกวันที่ 1 ของเดือน ทั้งนี้ในส่วนค่าการตลาด ภาครัฐไม่ได้ควบคุมผู้ค้าก๊าซฯ มาตรา 7 โดยให้เป็นผู้กำหนดค่าการตลาดเอง ซึ่งกำกับดูแลโดยกรมการค้าภายใน
5. การผลิตการใช้และการส่งออกก๊าซ LPG ในช่วง 8 เดือนแรกของปี 2550 การผลิตก๊าซ LPG ผลิตได้ 2,754 ล้านกิโลกรัม แยกเป็นการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 56 โรงกลั่นร้อยละ39 และอื่นๆ ร้อยละ 5 ขณะที่ความต้องการใช้อยู่ที่ 2,369 ล้านกิโลกรัม แยกเป็นความต้องการใช้ในครัวเรือนร้อยละ 52 อุตสาหกรรมร้อยละ 16 รถยนต์ร้อยละ 16 และปิโตรเคมีร้อยละ 16 โดยที่ความต้องการใช้ในรถยนต์เพิ่มขึ้นมากสุดร้อยละ 31.8 เทียบจากช่วงเวลาเดียวกันในของปีที่ผ่านมา ในส่วนของปริมาณการส่งออกก๊าซ LPG อยู่ที่ 299 ล้านกิโลกรัม ลดลงจากช่วงเวลาเดียวกันของปีก่อนร้อยละ 46.7 เนื่องจากใช้มาตรการกำหนดปริมาณการส่งออก เพื่อป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG ในประเทศ
6. ปัญหาจากราคาก๊าซ LPG ในประเทศไม่สะท้อนต้นทุน มีดังนี้ 1) ราคาก๊าซฯ ในตลาดโลกสูงกว่าในประเทศ 200 - 300 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน จูงใจให้มีการส่งออกมากกว่าขายภายในประเทศ ภาครัฐต้องจัดการการส่งออก 2) ราคา LPG ต่ำกว่าน้ำมันชนิดอื่น ทำให้มีการเปลี่ยนพฤติกรรมมาใช้ LPG แทน ซึ่งหากการใช้เพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง จะทำให้เกิดการขาดแคลนก๊าซ LPG ในอนาคต โดยในภาคขนส่ง ผู้ใช้รถยนต์เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG แทนน้ำมันเบนซินเพิ่มมากขึ้นและภาคอุตสาหกรรมเปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG แทนน้ำมันเตา 3) ราคา LPG ภายในประเทศต่ำกว่าประเทศเพื่อนบ้าน ซึ่งเกิดการลักลอบส่งออก LPG ทำให้สูญเสียเงินเข้ากองทุนฯ 4) การใช้เป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นมาก ทำให้ขาดรายได้จากการส่งออกและสูญเสียโอกาสจากการนำไปใช้ในอุตสาหกรรม ปิโตรเคมี และ 5) กองทุนน้ำมันฯ รับภาระจ่ายชดเชยราคา LPG ปัจจุบันมีหนี้เงินชดเชยก๊าซ LPG ค้างชำระประมาณ 7,500 ล้านบาท
7. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 8 ตุลาคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 16,408 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 26,919 ล้านบาท แยกเป็น 1) หนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท แบ่งเป็น 2 งวด ๆ ละ 8,800 ล้านบาท ซึ่งจะครบกำหนดในเดือนตุลาคม 2550 และตุลาคม 2551 ตามลำดับ 2) หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 990 ล้านบาท 3) หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 7,568 ล้านบาท 4) ภาระดอกเบี้ย (ดอกเบี้ยพันธบัตรอายุ 2 และ 3 ปี) 761 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ สุทธิติดลบ 7,511 ล้านบาท
8. แนวทางการแก้ไขปัญหา มีดังนี้ 1) ยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยปรับขึ้นราคาขายส่ง (โดยมีผลพร้อมกับการลดราคาขายปลีกเบนซินและดีเซล 0.50 บาทต่อลิตร) 2) ปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG ให้สะท้อนต้นทุนการผลิตก๊าซ LPG ที่แท้จริง 3) ยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG 4) ยังคงนโยบายราคาก๊าซ ณ คลังเท่ากันทั่วประเทศ โดยเก็บเงินเข้ากองทุนฯ จากก๊าซ LPG ในระดับหนึ่ง (0.24 บาทต่อกิโลกรัม) สำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซฯ ภูมิภาค
9. ข้อเสนอหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG ได้จากการคำนวณตามสูตร ดังนี้
ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ < ราคา ณ โรงกลั่น < ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ 60% + ราคาส่งออกก๊าซ LPG 40%
- พฤศจิกายน - ธันวาคม 2550
ราคา ณ โรงกลั่น = ราคา ณ โรงกลั่นของเดือนก่อนหน้า
- มกราคม - มีนาคม 2551
ราคา ณ โรงกลั่น = ต้นทุนการผลิตโรงแยกก๊าซ 95% + ราคาส่งออก 5%
- เมษายน - มิถุนายน 2551
ราคา ณ โรงกลั่น = ต้นทุนการผลิตโรงแยกก๊าซ 90% + ราคาส่งออก 10%
- กรกฎาคม - กันยายน 2551
ราคา ณ โรงกลั่น = ต้นทุนการผลิตโรงแยกก๊าซ 80% + ราคาส่งออก 20%
- ตุลาคม - ธันวาคม 2551
ราคา ณ โรงกลั่น = ต้นทุนการผลิตโรงแยกก๊าซ 70% + ราคาส่งออก 30%
- มกราคม 2552 เป็นต้นไป
ราคา ณ โรงกลั่น = ต้นทุนการผลิตโรงแยกก๊าซ 60% + ราคาส่งออก 40%
ถ้าราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกปรับลดลงมาก การปรับเปลี่ยนสัดส่วนสามารถทำได้เร็วขึ้น
โดยที่
1) ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ = ราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซฯ + ค่าใช้จ่ายของโรงแยกก๊าซฯ
1.1 ราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซฯ ใช้ราคาเดือนก่อนหน้า 2 เดือน
1.2 ค่าความร้อน 1 ตันของก๊าซ LPG = 46.74 ล้านบีทียู
1.3 ค่าใช้จ่ายของโรงแยกก๊าซฯ ได้แก่ ค่าใช้จ่ายการลงทุนโรงแยกก๊าซฯ ค่าเชื้อเพลิง (3% of Feed) ค่าบำรุงรักษา (3.5% of Investment) ค่าดำเนินการ (3% of Investment) ค่าประกันภัย (1% of Investment) และค่าขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซฯ มาบตาพุดไปคลังชลบุรี 11 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
2) ราคาส่งออกก๊าซ LPG = CP - 19
ราคา CP = ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบียเป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทน 60 ต่อ 40 เฉลี่ย 3 เดือนย้อนหลังจากเดือนปัจจุบัน
3) หน่วย : เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
4) อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้ลูกค้าธนาคารทั่วไป ที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย เฉลี่ยเดือนก่อนหน้า
5) ประกาศเปลี่ยนแปลงราคาทุกวันที่ 5 ของเดือน
10. ผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG 1.29 บาทต่อกิโลกรัม หรือประมาณ 19 บาทต่อถัง 15 กิโลกรัม ส่งผลทำให้รายจ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ลดลง 324 ล้านบาทต่อเดือน ค่าใช้จ่ายของประชาชนเพิ่มขึ้นเป็น 347 ล้านบาทต่อเดือน ค่าใช้จ่ายของโรงงานอุตสาหกรรมเพิ่มขึ้น 57 ล้านบาทต่อเดือน ค่าใช้จ่ายของ รถแท็กซี่ (600 กิโลเมตรต่อ 25.92 ลิตร) 52 บาทต่อวัน ค่าใช้จ่ายของครัวเรือน (1 เดือนต่อถัง 15 กิโลกรัม) 19 บาทต่อเดือน อาหารสำเร็จรูป (1,440 จานต่อถัง 48 กิโลกรัม) 0.04 บาทต่อจาน ผลกระทบค่าใช้จ่ายต่อครัวเรือน กรณีที่ลดราคาน้ำมันเบนซินและดีเซลลง 0.50 บาทต่อลิตร และปรับราคาก๊าซ LPG เพิ่มขึ้น 1.29 บาทต่อกิโลกรัม มีผลทำให้ค่าใช้จ่ายต่อครัวเรือนเฉลี่ยทั้งประเทศลดลง 9.45 บาทต่อเดือน
11. มาตรการช่วยเหลือและบรรเทาผลกระทบจากการปรับขึ้นราคาก๊าซ LPG ได้แก่ 1) กลุ่มอุตสาหกรรม กระทรวงพลังงานได้จัดทำโครงการปรับเปลี่ยนเป็นเตาประสิทธิภาพสูง วงเงินรวม 600 ล้านบาท ซึ่งแบ่งเป็น เงินช่วยเหลือสำหรับค่าใช้จ่ายปรับปรุงเตาอบลำไย เตาเผาเซรามิค และเตาอบกุนเชียง ในอัตราร้อยละ 40, 30 และ 30 ซึ่งคิดเป็นวงเงิน 380 ล้านบาท 217 ล้านบาท และ 3 ล้านบาท ตามลำดับ นอกจากนี้ในโครงการอนุรักษ์พลังงานแบบมีส่วนร่วม ได้ส่งที่ปรึกษาให้คำแนะนำแก่โรงงานเรื่องการจัดการพลังงานและการสนับสนุนเงินกู้ดอกเบี้ยต่ำในการปรับปรุงประสิทธิภาพพลังงาน และ 2) กลุ่มรถแท็กซี่ ได้ส่งเสริมการใช้ก๊าซธรรมชาติ (NGV) ในรถแท็กซี่
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบการยกเลิกการชดเชยราคาก๊าซ LPG โดยให้ปรับขึ้นราคาขายส่งก๊าซ LPG ขึ้น (โดยให้ดำเนินการไปพร้อมกับการลดราคาขายปลีกเบนซินและดีเซลลง 0.50 บาทต่อลิตร เมื่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง มีฐานะเป็นบวกแล้ว ประมาณเดือนธันวาคม 2550) ด้วยการให้ยกเลิกการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG และให้คงนโยบายราคาก๊าซ LPG ณ คลังเท่ากันทั่วประเทศ โดยให้จัดเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากก๊าซ LPG ในระดับที่เพียงพอและเหมาะสมสำหรับชดเชยค่าขนส่งไปยังคลังก๊าซภูมิภาค (0.24 บาทต่อกิโลกรัม)
2. เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นก๊าซ LPG โดยกำหนดเพดานที่ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ร้อยละ 60 บวกราคาส่งออกก๊าซ LPG ร้อยละ 40 และราคาฐานที่ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ ทั้งนี้ ให้ราคา ณ โรงกลั่นคำนวณจากสัดส่วนของต้นทุนการผลิตระหว่างโรงแยกก๊าซฯ และราคาส่งออกก๊าซ LPG โดยให้ทยอยปรับสัดส่วนการผลิตระหว่างโรงแยกก๊าซฯ และโรงกลั่นน้ำมันไปสู่ระดับจริง คือ 60 ต่อ 40 ซึ่งมีสูตรการคำนวณ ดังนี้
ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ < ราคา ณ โรงกลั่น < ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ 60% + ราคาส่งออกก๊าซ LPG 40%
- - พฤศจิกายน - ก่อนวันที่ปรับราคาขายส่ง
ราคา ณ โรงกลั่น = ราคา ณ โรงกลั่นของเดือนก่อนหน้า - - วันที่ปรับราคาขายส่ง - มีนาคม 2551
ราคา ณ โรงกลั่น = ต้นทุนการผลิตโรงแยกก๊าซ 95% + ราคาส่งออก 5% - - เมษายน - มิถุนายน 2551
ราคา ณ โรงกลั่น = ต้นทุนการผลิตโรงแยกก๊าซ 90% + ราคาส่งออก 10% - - กรกฎาคม - กันยายน 2551
ราคา ณ โรงกลั่น = ต้นทุนการผลิตโรงแยกก๊าซ 80% + ราคาส่งออก 20% - - ตุลาคม - ธันวาคม 2551
ราคา ณ โรงกลั่น = ต้นทุนการผลิตโรงแยกก๊าซ 70% + ราคาส่งออก 30% - - มกราคม 2552 เป็นต้นไป
ราคา ณ โรงกลั่น = ต้นทุนการผลิตโรงแยกก๊าซ 60% + ราคาส่งออก 40% - - (หมายเหตุ : ถ้าราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกปรับลดลงมาก การปรับเปลี่ยนสัดส่วนสามารถทำได้เร็วขึ้น)
โดยที่ - 1) ต้นทุนการผลิตจากโรงแยกก๊าซฯ = ราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซฯ + ค่าใช้จ่ายของโรงแยกก๊าซฯ
- 1.1 ราคาก๊าซธรรมชาติสำหรับโรงแยกก๊าซฯ ใช้ราคาเดือนก่อนหน้า 2 เดือน
- 1.2 ค่าความร้อน 1 ตันของก๊าซ LPG = 46.74 ล้านบีทียู
- 1.3 ค่าใช้จ่ายของโรงแยกก๊าซฯ
- - ค่าใช้จ่ายการลงทุนโรงแยกก๊าซฯ
- - ค่าเชื้อเพลิง (3 % of Feed)
- - ค่าบำรุงรักษา (3.5 % of Investment)
- - ค่าดำเนินการ (3 % of Investment)
- - ค่าประกันภัย (1 % of Investment)
- - ค่าขนส่งก๊าซ LPG จากโรงแยกก๊าซมาบตาพุดไปคลังชลบุรี 11 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
- 2) ราคาส่งออกก๊าซ LPG = CP - 19 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
ราคา CP = ราคาประกาศเปโตรมิน ณ ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบียเป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทน 60 ต่อ 40 เฉลี่ย 3 เดือนย้อนหลัง จากเดือนปัจจุบัน - 3) หน่วย : เหรียญสหรัฐฯต่อตัน
- 4) อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้ลูกค้าธนาคารทั่วไป ที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย เฉลี่ยเดือนก่อนหน้า
- 5) ประกาศเปลี่ยนแปลงราคาทุกวันที่ 5 ของเดือน
1. ในการดำเนินการตามข้อ 1 และ 2 คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานได้มอบอำนาจให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบในการดำเนินการตามแนวทางดังกล่าว ในช่วงระยะเวลาที่เหมาะสม
เรื่องที่ 5 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (กันยายน - 8 ตุลาคม 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนกันยายน 2550 อยู่ที่ระดับ 73.36 และ 76.82 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.98 และ 5.61 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากข่าวโอเปคจำกัดการเพิ่มปริมาณการผลิตเพียง 500,000 บาร์เรลต่อวัน มาอยู่ที่ระดับ 27.2 ล้านบาร์เรลต่อวัน ตั้งแต่ 1 พฤศจิกายน 2550 รวมทั้งข่าวพายุเฮอริเคน Humberto ขึ้นฝั่งที่รัฐเท็กซัสส่งผลให้โรงกลั่น 3 แห่ง ปิดทำการฉุกเฉิน และต่อมาในช่วงวันที่ 1 - 8 ตุลาคม ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 73.72 และ 77.50 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากรัฐมนตรีน้ำมันของกาตาร์ได้กล่าวเกี่ยวกับการเพิ่มปริมาณการผลิตของโอเปคจะไม่ส่งผลต่อราคาน้ำมันให้ลดลง เนื่องจากค่าเงินดอลลาร์ของสหรัฐอเมริกาที่อ่อนตัวลงลงอย่างต่อเนื่องและมีค่าระดับต่ำสุดในสัปดาห์ที่ผ่านมาซึ่งเป็นปัจจัยให้เงินทุนไหลเข้าในตลาดน้ำมันต่อไป โดยโอเปคยังไม่มีแผนที่จะเพิ่มปริมาณการผลิต รวมทั้งข่าวโรงกลั่น Schwedt (210,000 บาร์เรลต่อวัน) ในเยอรมันปิดฉุกเฉินจากปัญหาทางเทคนิค และข่าวบริษัท Gazprom ของรัสเซียกำหนดเส้นตายจะหยุดส่งออกให้ยูเครน หากยูเครนไม่ชำระหนี้ค่าก๊าซฯ 1.3 พันล้านเหรียญสหรัฐฯ ภายในสิ้นเดือนตุลาคม 2550
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยเดือนกันยายน 2550 อยู่ที่ระดับ 82.51, 81.35 และ 90.72 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.35, 5.30 และ 7.72 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากความต้องการที่เพิ่มขึ้นในอินโดนีเซียและเวียดนามเพื่อรองรับเทศกาล Ramadan และ Eid al-Fitr ประกอบกับข่าวโรงกลั่น Pak-Arab Refinery Co. ของปากีสถานงดส่งออกน้ำมันเบนซินออกเทน 90 ปริมาณ 85,000 - 170,000 บาร์เรลต่อเดือน ตั้งแต่เดือนกันยายน - ธันวาคม 2550 เนื่องจากปิดซ่อมบำรุง และในช่วงวันที่ 1 - 8 ตุลาคม ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 83.23, 82.03 และ 91.30 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและข่าวโรงกลั่น Yokkaichi ของประเทศญี่ปุ่นปิดซ่อมฉุกเฉิน (กำลังการผลิต 45,000 บาร์เรลต่อวัน) และข่าว Chinese Petroleum Corp. ของไต้หวันลดการส่งออกน้ำมันเบนซินเดือนตุลาคมจาก 90,000 ตัน มาอยู่ที่ 60,000 ตัน ในเดือนพฤศจิกายน
3. ในระหว่างเดือนกันยายนถึงวันที่ 8 ตุลาคม 2550 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95, 91แก๊สโซฮอล์ 95, 91 เพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 4 ครั้ง และปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 5 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 8 ตุลาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 29.99, 29.19, 26.49, 25.69, 27.34 และ 26.64 บาทต่อลิตร ตามลำดับ
4. แนวโน้มราคาน้ำมันเดือนตุลาคม 2550 คาดว่าราคาน้ำมันยังคงมีความผันผวนตามกระแสข่าวที่กระทบต่ออุปสงค์และอุปทานของน้ำมันในตลาดโลก โดยจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ 70 - 75 และ 75 - 80 เหรียญสหรัฐฯ ต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากสถานการณ์ตึงเครียดทางการเมืองในประเทศผู้ผลิต/ส่งออก การเข้าสู่ช่วงฤดูมรสุมและสิ้นสุดฤดูท่องเที่ยวในสหรัฐอเมริกา สำหรับราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 75 - 85 และ 85 - 95 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและความต้องการใช้น้ำมันดีเซลที่เพิ่มมากขึ้นในฤดูหนาว และสภาวะเศรษฐกิจที่อาจส่งผลต่อการเปลี่ยนแปลงราคาน้ำมัน
5. สำหรับสถานการณ์ LPG ช่วงเดือนกันยายน 2550 ถึงวันที่ 8 ตุลาคม 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้น 60.00 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน มาอยู่ที่ระดับ 650.00 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน ตามต้นทุนราคาน้ำมันดิบและความต้องการในภูมิภาคเพิ่มขึ้นเพื่อใช้ในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีและความอบอุ่น โดยเฉพาะจากประเทศจีน ขณะที่อุปทานในภูมิภาคตึงตัวจากโรงกลั่นในประเทศไทยปิดซ่อมบำรุงประจำปี อย่างไรก็ตามจากระดับราคาที่สูงส่งผลให้ปริมาณความต้องการเริ่มปรับตัวลดลง ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 11.0248 บาทต่อกิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 0.9549 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 264.06 ล้านบาทต่อเดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 5.6539 บาทต่อกิโลกรัม คิดเป็น 53.71 ล้านบาทต่อเดือน สำหรับการคาดการณ์ราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนพฤศจิกายน 2550 คาดว่าราคาจะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 636 - 661 เหรียญสหรัฐฯต่อตัน เนื่องจากเป็นช่วงฤดูกาลใช้ก๊าซ LPG เพื่อความอบอุ่น
6. สถานการณ์น้ำมันแก๊สโซฮอล์ เดือนกันยายน 2550 การผลิตและจำหน่ายเอทานอลมีปริมาณรวม 0.69 และ 0.57 ล้านลิตรต่อวัน ตามลำดับ จากผู้ประกอบการที่ผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง 7 ราย โดยราคา เอทานอลแปลงสภาพไตรมาส 1, 2, 3 และ 4 ในปี 2550 อยู่ที่ลิตรละ 19.33, 18.62, 16.82 บาท และ 15.29 บาท ตามลำดับ ขณะที่มีปริมาณเอทานอลสำรองของผู้ค้าน้ำมันรวม 21.38 ล้านลิตร ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 เดือนกันยายนมีปริมาณ 4.29 ล้านลิตรต่อวัน จากบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่าย จำนวน 11 บริษัท และสถานีบริการ 3,592 แห่ง โดยที่ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ในช่วงเวลาเดียวกันมีปริมาณ 0.79 ล้านลิตรต่อวัน จากบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่ายจำนวน 3 บริษัท และสถานีบริการน้ำมัน 719 แห่ง ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 อยู่ที่ 26.49 และ 25.69 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 อยู่ที่ 3.50 บาทต่อลิตร
7. สำหรับน้ำมันไบโอดีเซล เดือนกันยายนมีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงานจำนวน 6 ราย มีกำลังการผลิตรวม 1,250,000 ลิตรต่อวัน และราคาไบโอดีเซลในประเทศเฉลี่ยเดือนกันยายนและช่วงวันที่ 1 - 8 ตุลาคม 2550 อยู่ที่ 27.99 และ 29.78 บาทต่อลิตร ตามลำดับ ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนกันยายน มีจำนวน 1.92 ล้านลิตรต่อวัน หรือมีการใช้ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 96,000 ลิตรต่อวัน โดยมีบริษัทน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 2 ราย คือ ปตท. และบางจาก สถานีบริการรวม 801 แห่ง ปัจจุบันอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เท่ากับ 1.00 บาทต่อลิตร และราคาขายปลีกอยู่ที่ 26.64 บาทต่อลิตร ซึ่งต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาทต่อลิตร
8. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 5 ตุลาคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 19,408 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 26,919 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 990 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 7,568 ล้านบาท ภาระดอกเบี้ย (ดอกเบี้ยพันธบัตรอายุ 2 และ 3 ปี) 761 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 7,511 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ครั้งที่ 21 - วันศุกร์ ที่ 25 พฤษภาคม พ.ศ. 2550
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 4/2550 (ครั้งที่ 21)
วันศุกร์ที่ 25 พฤษภาคม พ.ศ. 2550 เวลา 15.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (1 เมษายน - 14 พฤษภาคม 2550)
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
1. สมาคมการประมงแห่งประเทศไทย มีหนังสือร้องเรียนไปยัง ฯพณฯ นายกรัฐมนตรี รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน และหน่วยงานอื่นๆ เพื่อขอความอนุเคราะห์เลื่อนระยะเวลาการเรียกเก็บเงินคืนเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากชาวประมงในโครงการจำหน่ายน้ำมันดีเซลสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่อง (โครงการน้ำมันเขียว) ออกไปก่อนระยะหนึ่ง เนื่องจากชาวประมงยังประสบปัญหาราคาสัตว์น้ำตกต่ำและอุปกรณ์ประมงแพงขึ้น รวมทั้งขอให้มีการตรวจสอบความชัดเจนในการขนถ่ายน้ำมันเขียวเกินความต้องการใช้จริงของชาวประมง
2. โครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่อง คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 เห็นชอบแนวทางการดำเนินโครงการฯตามมติของคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เพื่อจัดระบบการค้าน้ำมันกลางทะเล และชาวประมงได้ใช้น้ำมันราคาถูก โดยกำหนดให้เป็นน้ำมันที่มีคุณภาพแตกต่างจากน้ำมันที่จำหน่ายบนบกและผลิตในประเทศ ซึ่งจะต้องเติมสีเขียวและสาร Marker และต้องจำหน่ายในบริเวณเขตต่อเนื่อง (12-24 ไมล์ทะเล) จึงจะได้รับการยกเว้นภาษีอากรและเงินเรียกเก็บเข้ากองทุนต่างๆ ซึ่งชาวประมงสนใจเข้าร่วมโครงการมาอย่างต่อเนื่อง
3. แต่ในช่วงวิกฤตการณ์ราคาน้ำมันแพง ปี 2547 รัฐบาลมีนโยบายตรึงราคาน้ำมันในประเทศเพื่อบรรเทาผลกระทบต่อภาวะเศรษฐกิจ และช่วยเหลือประชาชน โดยการตรึงราคาน้ำมันเบนซินและดีเซล ตั้งแต่ วันที่ 10 มกราคม 2547 หลังจากนั้นได้มีการปล่อยให้ราคาน้ำมันเบนซินลอยตัวแต่ตรึงราคาน้ำมันดีเซลถึงวันที่ 22 มีนาคม 2548 จากการใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ จ่ายชดเชยราคาน้ำมัน ซึ่งได้ส่งผลให้ราคาน้ำมันดีเซลที่จำหน่ายบนบกถูกกว่าราคาน้ำมันเขียวในโครงการฯ ทำให้ชาวประมงบางส่วนหันมาใช้น้ำมันดีเซลบนบกแทน และเพื่อผลักดันให้ชาวประมงกลับไปใช้น้ำมันเขียวเช่นเดิม คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) จึง ได้มีมติเมื่อวันที่ 4 ตุลาคม 2547 เห็นชอบให้ใช้กองทุนน้ำมันฯ เพื่อตรึงราคาน้ำมันเขียวด้วยการจ่ายชดเชย ส่วนต่างของราคาน้ำมันเขียวที่สูงกว่าน้ำมันดีเซลบนบก และเรียกเก็บเงินคืนเมื่อราคาน้ำมันเขียวลดต่ำลงกว่าน้ำมันดีเซลบนบก และเมื่อวันที่ 8 เมษายน 2548 กบง. ได้เห็นชอบให้จ่ายเงินชดเชยในโครงการน้ำมันเขียว ตั้งแต่วันที่ 4-22 มีนาคม 2548 เป็นจำนวนเงิน 94,254,060.54 บาท
4. ต่อมาเมื่อสิ้นสุดการชดเชยราคาน้ำมันเขียว ในวันที่ 23 มีนาคม 2548 เป็นต้นมา สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จะต้องเรียกเก็บเงินชดเชยคืนกองทุนน้ำมันฯ เนื่องจากราคาน้ำมันเขียวลดลงต่ำกว่าราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบนบก แต่ทั้งนี้ไม่สามารถดำเนินการได้ ด้วยอยู่ในช่วงการปิดอ่าวไทยระหว่าง วันที่ 15 กุมภาพันธ์ - 15 พฤษภาคม ของทุกปี ทำให้ชาวประมงไม่สามารถประกอบอาชีพได้เต็มที่ และเมื่อพ้นจากช่วงเวลาดังกล่าว ราคาน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวสูงขึ้นจากระดับ 16 บาท/ลิตร เป็น 20 บาท/ลิตร รวมทั้งรัฐบาลได้มีมาตรการออกมาช่วยเหลือภาคเศรษฐกิจต่างๆ ในช่วงปลายปี 2549 ราคาน้ำมันในตลาดโลกปรับตัวลดลง สนพ. จึงได้มีหนังสือลงวันที่ 15 มกราคม 2550 แจ้งให้สมาคมการประมงแห่งประเทศไทยทราบถึงภาระการจ่ายเงินชดเชยคืนกองทุนน้ำมันฯ แต่สมาคมการประมงฯ ได้มีหนังสือร้องขอให้เลื่อนระยะเวลาการจ่ายเงินคืนออกไป และขอให้มีการตรวจสอบปริมาณน้ำมันในโครงการฯ ซึ่งเกินจากความต้องการจริงของชาวประมง
5. จากข้อมูลการตรวจปล่อยน้ำมันเชื้อเพลิงของกรมศุลกากร และรายงานการจำหน่ายน้ำมันเขียวของศูนย์เฝ้าฟังและบันทึกข้อมูลของกองบังคับการตำรวจน้ำ ระหว่างเดือนธันวาคม 2547 - มกราคม 2550 พบว่าข้อมูลของทั้งสองหน่วยงานมีปริมาณใกล้เคียงกัน ซึ่งแสดงว่าการจำหน่ายน้ำมันเขียวยังอยู่ในระบบที่ตรวจสอบได้ ส่วนปัญหาที่เกิดขึ้นเกิดจากจำนวนเรือประมงที่รับรองโดยสมาคมการประมงฯ ไม่ใช่จำนวนเรือประมงทั้งหมด ที่ใช้น้ำมันจากโครงการนี้ ข้อมูลปริมาณน้ำมันที่รับรองโดยสมาคมจึงต่ำกว่าปริมาณน้ำมันในโครงการฯ ที่จำหน่ายจริง
6. คณะกรรมการกำกับดูแลโครงการจำหน่ายน้ำมันดีเซลสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่องของราชอาณาจักร (ตั้งขึ้นตามมติคณะรัฐมนตรี) ได้มีการประชุมเมื่อวันที่ 13 กันยายน 2549 ซึ่งได้พิจารณา ข้อร้องเรียนของสมาคมการประมงฯ เกี่ยวกับการรั่วไหลของน้ำมันเขียวออกนอกระบบ และที่ประชุมได้มีมติ แต่งตั้งคณะทำงานมีผู้บังคับการตำรวจน้ำเป็นประธาน เพื่อหาแนวทางแก้ไขปัญหาดังกล่าว ต่อมาคณะรัฐมนตรีได้มีมติยกเลิกคณะกรรมการชุดนี้ไปเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 ทำให้การแก้ปัญหาหยุดชะงักไป แต่เนื่องจากกรมสรรพสามิต ซึ่งได้รับการมอบหมายให้ดูแลการป้องกันและปราบปรามการกระทำความผิดเกี่ยวกับปิโตรเลียม ได้เชิญหน่วยงานที่เกี่ยวข้องในการกำกับดูแลการจำหน่ายน้ำมันเขียว เข้าร่วมประชุมเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2550 ที่ประชุมมีมติให้มีตั้งคณะกรรมการระดับกรม เพื่อประสานงานโครงการนี้ต่อไป และให้กรมสรรพสามิตตรวจสอบข้อมูลการร้องเรียนของสมาคมการประมงฯ
7. เมื่อวันที่ 2 พฤษภาคม 2550 สนพ. ได้หารือร่วมกับสมาคมการประมงฯ เกี่ยวกับข้อร้องเรียนของสมาคมการประมงฯ และได้ข้อสรุปว่าการดำเนินโครงการน้ำมันเขียว ควรให้ปฏิบัติตามระเบียบของกรมศุลกากรเกี่ยวกับเรือประมงที่จะมาขอรับการขนถ่ายน้ำมันดีเซลต้องผ่านการรับรองจากสมาคมการประมงฯ ได้แก่ ชื่อเรือ เลขทะเบียนเรือ อาชญาบัตร และขนาดความจุของถังน้ำมันใช้การปกติของเรือซึ่งได้ผ่านการรับรองของกรมเจ้าท่าแล้ว และหากสามารถควบคุมการขนถ่ายน้ำมันในโครงการน้ำมันเขียวได้ตามระเบียบของกรมศุลกากรอย่างเคร่งครัด จะทำให้สมาคมการประมงฯ สามารถสรุปข้อมูลปริมาณน้ำมันที่ถูกต้อง และสะท้อนปัญหาของชาวประมงได้อย่างชัดเจน ชาวประมงจะให้ความไว้วางใจการจ่ายเงินชดเชยคืนกองทุนน้ำมันฯ ตามอัตราที่เหมาะสม
8. เมื่อวันที่ 3 พฤษภาคม 2550 สนพ. ได้หารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้แก่ กรมสรรพสามิต กรมศุลกากร กรมสรรพากร กรมธุรกิจพลังงาน กรมประมง กองบังคับการตำรวจน้ำ และกรมขนส่งทางน้ำและพาณิชย์นาวี ที่ประชุมมีความเห็นว่า การเก็บเงินชดเชยคืนกองทุนน้ำมันฯ เป็นอำนาจหน้าที่โดยตรงของ สนพ. และสามารถดำเนินการได้ทันที โดยให้เรียกเก็บในอัตราที่ไม่ทำให้ชาวประมงเดือดร้อน ส่วนกรณีการรั่วไหลของน้ำมันเขียว กรมศุลกากรยืนยันจะปฏิบัติตามระเบียบอย่างเคร่งครัด และกองบังคับการตำรวจน้ำจะตรวจสอบและกวดขันอย่างเข็มงวดในการปฏิบัติ ซึ่งจะควบคุมน้ำมันเขียวไม่ให้รั่วไหลได้
9. ประกอบกับกรมศุลกากรได้ยืนยันว่าจะปฏิบัติตามระเบียบอย่างเคร่งครัด ตามข้อเรียกร้องของสมาคมการประมงฯ และกองบังคับการตำรวจน้ำจะช่วยกวดขันอย่างเข้มงวด สนพ. จึงเห็นควรเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ตามมติ กบง. ปัจจุบันโครงการน้ำมันเขียวมีการใช้น้ำมันดีเซลประมาณ 70 ล้านลิตรต่อเดือน หากเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯในอัตราลิตรละ 10 สตางค์ จะไม่เป็นภาระต่อชาวประมงมาก และเป็นอัตราที่ต่ำกว่าค่าขนส่งน้ำมันจากสิงคโปร์มาไทยในระดับ 13 สตางค์/ลิตร (US$ 61/บาร์เรล) ทั้งนี้การเรียกเก็บเงิน ชดเชยคืนกองทุนน้ำมันฯ สนพ.จะเรียกเก็บเงินจากโรงกลั่นน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันให้โครงการนี้ ในอัตราลิตรละ 10 สตางค์ ซึ่งจะใช้เวลาประมาณ 1 ปี จะสามารถเรียกเก็บเงินคืนได้ทั้งหมด
มติของที่ประชุม
เห็นชอบในการเรียกเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในอัตราลิตรละ 10 สตางค์ จากชาวประมง ในโครงการจำหน่ายน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับชาวประมงในเขตต่อเนื่องจนกว่าจะเรียกเก็บเงินคืนกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงครบตามจำนวนที่ได้จ่ายชดเชยไป
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติอนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันฯ ในการดำเนินโครงการประสานผลักดันนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานสู่การปฏิบัติ เป็นจำนวนเงิน 23,500,00 โดยได้จัดทำสื่อประชาสัมพันธ์ผ่าน Control Media (งบประมาณ 4,715,000 บาท) ได้แก่ โทรทัศน์ วิทยุ สื่อ สิ่งพิมพ์ หนังสือพิมพ์และนิตยสาร ซึ่งการประชาสัมพันธ์ที่ผ่านมาได้สร้างความรู้ ความเข้าใจ และความเชื่อมั่นให้กับผู้ที่เกี่ยวข้อง ช่วยลดการต่อต้านจากฝ่ายต่างๆ
2. ภายใต้ภาวะวิกฤตราคาน้ำมันในปัจจุบัน ทำให้ สนพ. ต้องเร่งผลักดันมาตรการต่างๆ ตามนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานที่ได้รับความเห็นชอบจาก กพช. ไปสู่การปฏิบัติให้เร็วยิ่งขึ้น อาทิ 1) เร่งส่งเสริมสนับสนุนการใช้แก๊สโซฮอล์และสร้างความเชื่อมั่นให้กับประชาชนในพลังงานทดแทนชนิดอื่น เช่น ไบโอดีเซล และ NGV 2) สนับสนุนพลังงานนิวเคลียร์ให้เป็นเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า ซึ่งต้องประชาสัมพันธ์ให้ประชาชน มีทัศนคติที่ดี และยอมรับ 3) ส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และรายเล็ก (SPP) โดยประชาสัมพันธ์ให้ภาคเอกชนสนใจเข้าร่วมโครงการ และให้ผู้มีส่วนได้ส่วนเสียทุกฝ่ายรับรู้ เข้าใจ และยอมรับ
3. เพื่อสร้างแนวร่วมในการผลักดันนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานสู่การปฏิบัติให้มากยิ่งขึ้น โดย จัดทำกิจกรรมประชาสัมพันธ์ไปสู่กลุ่มเป้าหมาย แต่เนื่องจากงบประมาณการประชาสัมพันธ์ของ Control Media ในโครงการเดิมได้ถูกในกิจกรรมการผลิตสารคดีเผยแพร่ทางโทรทัศน์ (2,760,000 บาท) การผลิตสารคดีและคลื่นข่าวผ่านทางวิทยุ (675,000 บาท) และการผลิตสกู๊ป บทความ เพื่อเผยแพร่ผ่านสื่อสิ่งพิมพ์และนิตยสาร (1,280,000) สนพ. จึงมีความจำเป็นต้องขอรับงบประมาณสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันฯ ภายใต้โครงการฯ เดิมเพิ่มเติมอีก 19,000,000 บาท เพื่อจัดหาสื่อประชาสัมพันธ์นโยบายและแผนยุทธศาสตร์ด้านพลังงานที่เหมาะสมให้กลุ่มเป้าหมาย ได้แก่ หน่วยงานราชการ องค์กรภาคเอกชน และองค์กรภาคประชาชน (NGO) ตลอดจนผู้มีส่วนได้ส่วนเสีย นักวิชาการ สื่อมวลชนและประชาชนทั่วไปให้รับทราบ และมีทัศนคติที่ดีต่อการดำเนินนโยบายด้านพลังงาน
4. ขอบเขตของงาน ได้แก่ การผลิตและเผยแพร่ข้อมูล ข่าวสาร นโยบาย แนวทางการดำเนินกิจกรรมด้านพลังงานของกระทรวงพลังงานผ่านสื่อประชาสัมพันธ์ Control Mediaโดยทุกรายการเบิกจ่ายตามจริงไม่เกินวงเงินที่ประมาณการไว้ ดังนี้ 1) จัดทำบทความประชาสัมพันธ์ทางหนังสือพิมพ์เกี่ยวกับนโยบายสำคัญของกระทรวงพลังงาน ไม่น้อยกว่า 52 ครั้ง ในวงเงิน 9,000,000 บาท 2) จัดทำบทความประชาสัมพันธ์ทางนิตยสาร ไม่น้อยกว่า 30 ครั้ง ในวงเงิน 2,007,000 บาท 3) การจัดบุคคลออกรายการโทรทัศน์ อาทิ ผู้บริหารระดับสูงของกระทรวงพลังงานหรือผู้ที่เกี่ยวข้อง เพื่อชี้แจงทำความเข้าใจที่ถูกต้องกับประชาชนในช่วงเวลาที่เหมาะสม จำนวน 6 ครั้ง และรายการสนทนาอื่นๆ จำนวน 12 ครั้ง ในวงเงิน 2,000,000 บาท 4) การจัดกิจกรรมเสริมตามสถานการณ์ เช่น เมื่อเกิดกระแสข่าวในเชิงลบหรือการให้ข้อมูลที่ไม่ถูกต้องเกี่ยวกับนโยบายด้านพลังงาน ซึ่งอาจอยู่ในรูป การส่งเอกสารเพื่อชี้แจงข้อเท็จจริง ในวงเงิน 5,163,000 บาท 5) การผลิตและเผยแพร่สารคดีวิทยุ ความยาว 1 นาที เพื่อชี้แจงนโยบายและทำความเข้าใจที่ถูกต้องกับประชาชน รวม 10 ตอน และเผยแพร่ทางคลื่นข่าวอื่นๆ ไม่น้อยกว่า 180 ครั้ง ในวงเงิน 723,000 บาท และ 6) สัมภาษณ์พิเศษผู้บริหาร หรือผู้ที่เกี่ยวข้องกับนโยบายที่ต้องการนำเสนอ ผ่านรายการวิทยุคลื่นข่าวต่างๆ ไม่น้อยกว่า 10 ครั้ง ในวงเงิน 107,000 บาท
5. งบประมาณที่ขอรับการสนับสนุน (เพิ่มเติม) จากกองทุนน้ำมันฯ ในโครงการสนับสนุนประสาน ผลักดันนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานสู่การปฏิบัติ เป็นจำนวนเงิน 19,000,000 บาท ซึ่งเป็นการจัดจ้างผู้มีที่มีประสบการณ์ ที่ความชำนาญการเข้ามาดำเนินงาน โดยสามารถถัวจ่ายระหว่าง รายการ และแยกรายการ และทำสัญญาหรือหนังสือยืนยันได้หลายรายการตามความเหมาะสม โดยมีระยะเวลาดำเนินการระหว่างเดือนมิถุนายน - ธันวาคม 2550
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้การสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ในการดำเนินกิจกรรมประชาสัมพันธ์ โครงการสนับสนุนประสานผลักดันนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานสู่การปฏิบัติ (เพิ่มเติม) เป็นจำนวนเงิน 19,000,000 บาท (สิบเก้าล้านบาทถ้วน) ให้กับสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน และสามารถถัวจ่ายระหว่างรายการ และแยกรายการ และทำสัญญาหรือหนังสือยืนยันได้หลายรายการตามความเหมาะสม (ระยะดำเนินการระหว่างเดือนมิถุนายน - ธันวาคม 2550)
เรื่องที่ 3 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (1 เมษายน - 14 พฤษภาคม 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนเมษายน 2550 อยู่ที่ระดับ 63.97 และ 67.68 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.17 และ 5.26 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากตลาด มีความกังวลเกี่ยวกับความไม่แน่นอนของอุปทานน้ำมันดิบในแถบประเทศอเมริกาใต้ และข้อพิพาทระหว่างอิหร่านกับชาติตะวันตกกรณีการทดลองพลังงานนิวเคลียร์ของอิหร่าน และต่อมาในช่วงวันที่ 1 - 14 พฤษภาคม ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ได้ปรับตัวลดลงเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 63.28 และ 65.65 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยเดือนเมษายน 2550 อยู่ที่ระดับ 83.49, 82.69 และ 80.24 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล โดยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 6.88, 7.17 และ 6.78 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและความต้องการเพิ่มขึ้นในภูมิภาคอย่างต่อเนื่อง ขณะที่อุปทานในภูมิภาคค่อนข้างตึงตัวจากจีนและเกาหลีใต้ลดปริมาณการส่งออกลง และในช่วงวันที่ 1 - 14 เดือนพฤษภาคม ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 86.92, 86.24 และ 80.26 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากตลาดกังวลเกี่ยวกับปัญหา Supply Disruption และอุปทานน้ำมันเบนซินที่ตึงตัวก่อนเข้าสู่ฤดูท่องเที่ยว
3. เดือนเมษายนและพฤษภาคม 2550 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและน้ำมันดีเซลเพิ่มขึ้น 0.40 บาท/ลิตร จำนวน 5 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91แก๊สโซฮอล์ 95, 91 ดีเซลหมุนเร็ว และดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ วันที่ 14 พฤษภาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 29.99, 29.19, 26.69, 26.39, 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 - 90 และ 80 - 85 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากความต้องการใช้น้ำมันเบนซินที่เพิ่มมากขึ้น ในช่วงฤดูท่องเที่ยว (Driving season) ในยุโรปและสหรัฐอเมริกา
5. สำหรับสถานการณ์ LPG ช่วงเดือนเมษายน ถึง 14 พฤษภาคม 2550 ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกปรับตัวเพิ่มขึ้น 60 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน อยู่ที่ระดับ 566 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน ตามราคาน้ำมันดิบและน้ำมันเบนซิน ประกอบกับความต้องการซื้อในภูมิภาคที่เพิ่มขึ้นเพื่อใช้ในธุรกิจปิโตรเคมี 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 เดือนเมษายน 2550 การผลิตและการจำหน่ายเอทานอลมีปริมาณรวม 0.51 และ 0.33 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ จากผู้ประกอบการจำนวน 7 ราย โดยราคาเอทานอลในไตรมาสที่ 1 และ 2 ปี 2550 อยู่ที่ลิตรละ 19.33 และ 18.62 บาท ตามลำดับ ขณะที่ปริมาณเอทานอลสำรองของผู้ค้าน้ำมัน 28.42 ล้านลิตร ณ วันที่ 31 มีนาคม 2550 ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 เดือนเมษายนและช่วง 1 - 14 พฤษภาคม มีปริมาณรวม 3.53 และ 3.38 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ จากบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่าย จำนวน 10 บริษัท และสถานีบริการ 3,504 แห่ง ขณะเดียวกัน ปริมาณการจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ในช่วงเวลาเดียวกัน มีปริมาณการจำหน่าย 0.42 และ 0.44 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ จากบริษัทค้าน้ำมันที่จำหน่าย จำนวน 3 บริษัท และสถานีบริการรวม 490 แห่ง
7. สำหรับน้ำมันไบโอดีเซล เดือนพฤษภาคม 2550 มีผู้ผลิตไบโอดีเซลที่ได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงานจำนวน 6 ราย กำลังการผลิตรวม 1,040,000 ลิตร/วัน และราคาไบโอดีเซลเฉลี่ยเดือนเมษายน และช่วง 1 - 14 พฤษภาคมอยู่ที่ 25.42 และ 28.18 บาท/ลิตร ตามลำดับ ส่วนปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนเมษายนและพฤษภาคม (1-14 พฤษภาคม) จำนวน 1.07 และ 1.11 ล้านลิตร/วัน หรือใช้ ไบโอดีเซล (B100) เฉลี่ย 53,400 และ 55,600 ลิตร/วัน ตามลำดับ โดยมีบริษัทที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 2 ราย คือ ปตท. และบางจาก สถานีบริการรวม 568 แห่ง นอกจากนี้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ผสมไบโอดีเซลไม่เกินร้อยละ 2 ตามมติ กบง. เมื่อวันที่ 2 เมษายน 2550 ซึ่งมอบให้กรมธุรกิจพลังงานออกประกาศกำหนด คุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้สามารถผสมไบโอดีเซลได้ในระดับไม่เกินร้อยละ 2 โดยปริมาตร ซึ่งประกาศ ดังกล่าวอยู่ระหว่างลงพิมพ์ในราชกิจจานุเบกษา
8. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 14 พฤษภาคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 7,762 ล้านบาท หนี้สินค้างชำระ 33,538 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 4,844 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,064 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,008 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 22 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 25,776 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. สนพ. ได้รับมอบหมายจากรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานให้สรุปผลการศึกษาเรื่อง Effects of Ethanol (E85) versus Gasoline Vehicles on Cancer and Mortality in the United States (ผลกระทบของ เอทานอล (E85) และน้ำมันเบนซินที่ใช้ในรถยนต์ ต่ออัตราการเกิดมะเร็งและอัตราการเสียชีวิตในสหรัฐอเมริกา) โดย Mark Z. Jacobson, Department of Civil and Environmental Engineering, Stanford University, California ซึ่งการศึกษานี้ได้พิจารณาถึงผลกระทบจากการปลดปล่อยสารพิษต่างๆ ต่อความเสี่ยงการเกิดโรคมะเร็งและ ผลกระทบต่อปริมาณโอโซนที่มีผลโดยตรงต่อสุขภาพอันเนื่องมาจากการเปลี่ยนแปลงการใช้น้ำมันเบนซินเป็นเอทานอล (E85)
2. การศึกษาได้ใช้โปรแกรมตรวจสภาพอากาศ 3 มิติซึ่งครอบคลุมถึงปฏิกิริยาทางเคมี สภาพอากาศและสภาพการขนส่ง รวมทั้งข้อมูลประมาณการปล่อยไอเสียจนถึงปี 2563 และการคำนวณความเข้มข้นทางเคมีจากการเปลี่ยนแปลงการใช้น้ำมันเบนซินเป็น E85 นอกจากนั้นยังพิจารณาถึงข้อมูลผลกระทบต่อสุขภาพ ข้อมูลประชากร และอัตราการเสี่ยงจากเชื้อเพลิง โดยใช้วิธีการวิเคราะห์อย่างละเอียดสำหรับเมืองลอสแองเจลีส และวิธีการวิเคราะห์อย่างไม่ละเอียดสำหรับประเทศสหรัฐอเมริกาโดยรวม
3. จากผลการศึกษา พบว่า E85 และน้ำมันเบนซินส่งผลต่อความเสี่ยงที่จะทำให้เกิดโรคมะเร็งที่ใกล้เคียงกัน แต่ E85 มีผลกระทบต่อสุขภาพมากกว่าน้ำมันเบนซิน เนื่องจากปริมาณ Acetaldehyde ที่เป็นผลมาจากเอทานอลที่ไม่ได้ถูกเผาไหม้ซึ่งหลงเหลือจากการใช้ E85 มีปริมาณมากกว่าที่มาจากน้ำมันเบนซิน ซึ่งสาร Acetaldehyde จะส่งผลกระทบโดยตรงต่อการเพิ่มขึ้นของปริมาณโอโซนและต่อสุขภาพ โดยเฉพาะการเพิ่มขึ้นของอัตราการตาย อัตราการเข้ารับการรักษาพยาบาล และอัตราการเกิดโรคจากทางเดินหายใจ อย่างไรก็ตาม การกำกับดูแลและควบคุมการปลดปล่อยไอเสียทั้งของน้ำมันเบนซินและ E85 มีแนวโน้มที่จะได้รับการปรับปรุงแก้ไขให้ดีขึ้นในอนาคต ดังนั้นจึงยังไม่สามารถสรุปได้ชัดเจนว่าเชื้อเพลิงชนิดไหนจะสามารถลดปริมาณการปลดปล่อยของเสียได้มากกว่ากัน การศึกษานี้จึงเพียงชี้ให้เห็นว่า E85 ไม่ทำให้คุณภาพของอากาศดีขึ้น และ เอทานอลที่ไม่ถูกเผาไหม้จาก E85 เป็นตัวการสำคัญที่ทำให้ปริมาณ Acetaldehyde เพิ่มขึ้นสูงกว่าปกติ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ครั้งที่ 20 - วันจันทร์ ที่ 2 เมษายน พ.ศ. 2550
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 3/2550 (ครั้งที่ 20)
วันจันทร์ที่ 2 เมษายน พ.ศ. 2550 เวลา 13.00 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. การปรับปรุงมาตรการด้านคุณภาพและกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลเชิงพาณิชย์
2. ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
3. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนโดยกลไกการแข่งขัน
5. การดำเนินงานตามนโยบายการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ
6. การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย
7. แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
8. ผลการทดสอบสมรรถนะและความทนทานของเครื่องยนต์คาร์บิวเรเตอร์ในการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
สรุปสาระสำคัญ
1. จากปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ยังไม่เพิ่มขึ้นมากเท่าที่ควร ในการประชุม คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 16 มีนาคม 2550 จึงได้เห็นชอบในหลักการให้ลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จาก 0.30 บาท/ลิตร เป็น 0.05 บาท/ลิตร นอกจากนี้ เพื่อเพิ่มแรงจูงใจให้กับผู้ใช้และผู้จำหน่ายน้ำมันมากขึ้น ภาครัฐจึงใช้กองทุนน้ำมันฯ เป็นกลไกโดยกำหนดให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร พร้อมทั้งกำหนดค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 มากกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.20 บาท/ลิตร
2. ปัจจุบันโรงงานผลิตไบโอดีเซล (B100) ที่สามารถผลิตได้คุณภาพตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) มีจำนวน 5 ราย กำลังการผลิตติดตั้ง 840,000 ลิตร/วัน ซึ่งสามารถผลิตจริงได้ 24,000 ลิตร/วัน และโรงงานผลิตไบโอดีเซลที่อยู่ระหว่างพัฒนาคุณภาพตามประกาศ ธพ. จำนวน 5 ราย กำลังผลิตประมาณ 1,070,000 ลิตร/วัน ปัจจุบันปริมาณการใช้ไบโอดีเซล (B100) เพื่อผลิตเป็นดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ที่ระดับ 42,000 ลิตร/วัน การจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เดือนมีนาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 840,000 ลิตร/วัน เพิ่มขึ้น 170,000 ลิตร/วัน หรือคิดเป็นร้อยละ 1.52 เมื่อเทียบกับปริมาณการใช้ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วทั้งหมด 55 ล้านลิตร/วัน
3. อุปสรรคในการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลตามแนวทางปัจจุบัน ประกอบด้วย 1) ผู้ค้าน้ำมันขาดความมั่นใจที่จะเพิ่มให้มีการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เนื่องจากปริมาณการผลิตและคุณภาพของ B100 ยังมีความไม่แน่นอนจากขบวนการผลิต 2) สถานีบริการน้ำมัน มีข้อจำกัดในเรื่องหัวจ่ายและถังเก็บน้ำมันใต้ดินที่สามารถรองรับการขายน้ำมันสำเร็จรูปได้ 3 - 4 ชนิดเท่านั้น และ 3) กลุ่มยานยนต์และผู้ใช้รถยนต์ยังขาดความมั่นใจและไม่ยอมรับในคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5
4. สนพ. และหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้ร่วมหารือเกี่ยวกับความเป็นไปได้ในการใช้น้ำมันดีเซลเกรดเดียว ซึ่งสรุปได้ว่า 1) การตรวจสอบและควบคุมคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซล (B100) ยังไม่เป็นระบบทำให้ผู้ค้าน้ำมันขาดความมั่นใจในคุณภาพของไบโอดีเซล(B100)ที่จะนำมาผสมเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 2) กลุ่มผู้ประกอบการรถยนต์ขาดความมั่นใจและไม่ยอมรับคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 โดยสมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์แห่งประเทศไทยได้ขอให้กำหนดคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มเติมอีก 6 รายการ ได้แก่ ไบโอดีเซลประเภทเมทิลเอสเตอร์ของกรดไขมัน ไม่สูงกว่า 5%Wt , เมทานอลไม่สูงกว่า 0.01%Wt , ไตรกลีเซอไรด์ไม่สูงกว่า 0.01%Wt , ค่าความเป็นกรดทั้งหมดไม่สูงกว่า 0.13 mgKOH/g , เสถียรภาพต่อการเกิดปฏิกิริยาออกซิเดชั่นโดยวิธีตรวจสอบความเป็นกรดไม่สูงกว่า 0.12 mgKOH/g จากค่าเริ่มต้น และปริมาณกรดอินทรีย์ โดยเฉพาะปริมาณรวมของ Formic Acetic และ Propionic Acid ทั้งหมดไม่สูงกว่า 30 ppm แต่ ธพ. ยืนยันว่า คุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ที่ผลิตในปัจจุบันมีคุณภาพครบถ้วนตาม 6 รายการ โดยที่ปัจจุบันเครื่องมือตรวจสอบคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 สามารถตรวจได้ตามรายการที่ 1-5 ส่วนการตรวจสอบปริมาณกรดอินทรีย์ ยังไม่มีเครื่องมือสำหรับตรวจสอบได้ ซึ่งต้องใช้เวลาจัดหาอุปกรณ์ประมาณ 3 - 6 เดือน 3) หากไทยกำหนดให้มีน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ผสมไบโอดีเซลไม่เกินร้อยละ 2 ซึ่งเป็นมาตรฐานที่ยุโรปใช้อยู่และไม่มีผลกระทบต่อ เครื่องยนต์ และมีคุณสมบัติช่วยในการหล่อลื่น (Lubricity) ซึ่งทดแทนสารเติมแต่งได้ และ 4) หากยกเลิกจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ทันทีอาจจะส่งผลกระทบต่อผู้บริโภคกลุ่มเกษตรกรได้
5. แนวทางการดำเนินการเพื่อกำกับดูแลคุณภาพน้ำมันไบโอดีเซล (B100) จึงควรให้ผู้ผลิต B100 ต้องขอรับความเห็นชอบจาก ธพ. ก่อนจึงจะสามารถผลิตและจำหน่ายไบโอดีเซลได้ โดยให้เป็นไปตามมาตรา 25 แห่งพระราชบัญญัติการค้าน้ำมันเชื้อเพลิง พ.ศ. 2543 และควรออกประกาศบังคับให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติ เป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 2 มีผลบังคับใช้ภายในสิ้นปี 2550 พร้อมทั้งภาครัฐต้องมี มาตรการสนับสนุนที่เพิ่ม แรงจูงใจให้กับผู้ค้าที่สามารถจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 2 ได้ก่อนกำหนดวันบังคับใช้ ตลอดจนภาครัฐต้อง เร่งการจำหน่ายมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ควบคู่ไปกับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติ พร้อมทั้ง ธพ. ควรเร่งดำเนินการ ตรวจสอบคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ให้เป็นที่ยอมรับของกลุ่มผู้ประกอบการรถยนต์และประชาชน
6. สำหรับการเพิ่มแรงจูงใจให้แก่ผู้ค้าที่สามารถจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 2 โดยใช้กองทุนน้ำมันฯ จ่ายเงินชดเชยราคาไบโอดีเซล (B100) ที่เท่ากับ ราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เพื่อให้ผู้ผลิต และผู้จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 2 และ บี 5 ได้รับผลตอบแทนมากกว่าผู้ผลิตและจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ที่ไม่มีไบโอดีเซลผสม โดยภาครัฐจะจ่ายเงินชดเชยราคาไบโอดีเซล (B100) ให้กับผู้ค้าน้ำมันตามมาตรา 7 ตามปริมาณของไบโอดีเซล (B100) ที่นำมาผสมกับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในอัตราเงินชดเชยที่กำหนด คือ ส่วนต่างระหว่างราคาไบโอดีเซล (B100) กับราคาเฉลี่ย ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว บวกด้วย ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ
7. เมื่อการกำหนดราคาและอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จากการชดเชยราคา ไบโอดีเซล (B100) ที่ต้นทาง ทำให้ต้นทุนการผลิตและค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ไม่มีความแตกต่างกับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติแล้ว ไม่มีความจำเป็นต้องใช้กลไกกองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาระดับค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 อีกต่อไป จึงควรดำเนินการ ดังนี้ 1) ควรยกเลิกมติ กบง. ในการใช้กองทุนน้ำมันฯ เป็นกลไกในการรักษาระดับค่าการตลาดและการกำหนดเพดานและฐานของอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 และ 2) ควรกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เท่ากับ 1.00 บาท/ลิตร เพื่อให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร
8. ประโยชน์ของการกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติสามารถผสมไบโอดีเซลได้ไม่เกินร้อยละ 2 จะส่งผลการใช้ไบโอดีเซลเพิ่มมากขึ้นประมาณ 0.37 ล้านลิตร/วัน และสถานีบริการจะไม่ต้องลงทุนเพิ่มขึ้น เพื่อสร้างถังน้ำมันใต้ดินเพิ่มขึ้น อย่างไรก็ตาม กองทุนน้ำมันฯ อาจจะมีรายได้จากน้ำมันดีเซลลดลงวันละ 4.51 ล้านบาท หรือลดลงประมาณ 135 ล้านบาท/เดือน ซึ่งไม่ส่งผลกระทบต่อแผนการชำระหนี้ของกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบนโยบายการส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลเชิงพาณิชย์ โดยด้านคุณภาพน้ำมัน มอบหมายให้กรมธุรกิจพลังงานรับไปดำเนินการดังนี้
(1) ออกประกาศกำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ให้สามารถผสมไบโอดีเซลได้ในระดับ ไม่เกินร้อยละ 2 โดยปริมาตร โดยให้มีผลบังคับใช้โดยเร็วที่สุด
(2) ออกประกาศกำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้ต้องผสมไบโอดีเซลร้อยละ 2 โดยปริมาตร (บี 2) โดยมีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่ 1 เมษายน 2551
(3) เร่งดำเนินการตรวจสอบคุณภาพของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ให้เป็นที่ยอมรับ เพื่อให้กลุ่ม ผู้ประกอบการรถยนต์ให้การรับรองการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ให้แล้วเสร็จภายใน 6 เดือน
(4) ดำเนินการตรวจสอบการผลิตของโรงงานผลิตไบโอดีเซล (B100) และพิจารณากำหนดให้ ผู้ผลิตไบโอดีเซล (B100) ต้องจดทะเบียนหรือขอความเห็นชอบจากกรมธุรกิจพลังงานก่อน จึงจะสามารถจำหน่ายไบโอดีเซลได้
2. เห็นชอบให้ใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจ่ายชดเชยราคาไบโอดีเซล (B100) ที่นำมาผสมเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ผสมไบโอดีเซลไม่เกินร้อยละ 2 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 โดยกำหนดหลักเกณฑ์ในการคำนวณอัตราเงินชดเชย ดังนี้
อัตราเงินชดเชย ไบโอดีเซล(B100) |
= | [ราคาไบโอดีเซล (B100) สัปดาห์ก่อน - ราคาเฉลี่ย ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วสัปดาห์ก่อน] + ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ |
โดยที่
ไบโอดีเซล (B100) มีคุณภาพตามประกาศกรมธุรกิจพลังงาน
โรงงานผลิตไบโอดีเซล (B100) ต้องขึ้นทะเบียนกับกรมธุรกิจพลังงาน
ราคาไบโอดีเซล (B100) อ้างอิงจากประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ราคา ณ โรงกลั่นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วคำนวณจาก
(ราคา MOP GO 0.5% + พรีเมียม) ที่ 60 0 F x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984
ใช้ Conversion factor 60 0 F และพรีเมียมที่ประกาศโดยโรงกลั่นไทยออยล์
ราคาน้ำมันสำเร็จรูปเป็น MOPS (Mean of Platt's Singapore )
ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ เท่ากับ 5.00 บาท/ลิตร
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานต่อไป
3. เห็นชอบให้ยกเลิก กบง. เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2550 ในการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเป็นกลไก ในการรักษาระดับค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 และการกำหนดเพดานและฐานของอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ โดยให้กำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เท่ากับ 1 บาท/ลิตร โดยให้เริ่มมีผลบังคับใช้พร้อมกับการกำหนดคุณภาพน้ำมันดีเซลหมุนเร็วให้ผสมไบโอดีเซลได้ในระดับไม่เกิน ร้อยละ 2 โดยปริมาณ ตามข้อ 1 (2)
4. มอบหมายให้กรมสรรพสามิตและสถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพ.) ร่วมกันจัดระบบการจ่ายชดเชยและส่งเงินคืนกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันไบโอดีเซล (B100) ที่นำมาผสมเป็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ภายใน 15 วัน นับจากวันที่ยื่นคำร้องขอรับเงินชดเชย โดยให้กรมสรรพสามิตเป็นผู้รับผิดชอบตรวจสอบปริมาณการจำหน่ายน้ำมันไบโอดีเซลและให้ สบพ. เป็นผู้รับผิดชอบด้านการจ่ายเงินชดเชยหรือรับเงินคืนกองทุนน้ำมันฯ
เรื่องที่ 2 ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
สรุปสาระสำคัญ
1. เพื่อเป็นการส่งเสริมให้เกิดการใช้ทรัพยากรอย่างมีประสิทธิภาพและเกิดประโยชน์สูงสุดคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 มอบให้ สนพ. ศึกษาในรายละเอียดความเหมาะสมในการเปิดให้มีการรับซื้อ ไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration โดยพิจารณาโครงสร้างราคา รับซื้อไฟฟ้า ประสิทธิภาพและความมั่นคงต่อระบบไฟฟ้า และผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าของประชาชน
2. ต่อมา กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 เห็นชอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ และมอบให้ สนพ. ดำเนินการปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ตามแนวทางดังต่อไปนี้ (1) คำนึงถึงวัตถุประสงค์ของการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ และการส่งเสริมบทบาทของภาคเอกชนในการมีส่วนร่วมในการผลิตไฟฟ้า (2) กำหนดราคารับซื้อไฟฟ้าให้แตกต่างกันตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Use: TOU) (3) กำหนดเงื่อนไขประสิทธิภาพของการผลิตไฟฟ้าในระบบ Cogeneration ข้อกำหนดทางด้านเทคนิค รวมทั้ง ข้อกำหนดอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง ให้เหมาะสมและจูงใจให้เกิด การผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพอย่างแท้จริง ทั้งนี้ ให้นำเสนอ กบง. เพื่อขอความเห็นชอบก่อนประกาศใช้ต่อไป
3. สนพ. และ กฟผ. ได้จัดทำร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยแยกระเบียบเป็น (1) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration (2) ระเบียบ การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และ (3) ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non-Firm
4. ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Firm
4.1 ให้ กฟผ. ประกาศการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ในปริมาณและราคาเป็นงวดๆ โดยงวดแรก ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อสำหรับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration จำนวน 500 เมกะวัตต์ และ 530 เมกะวัตต์ สำหรับ SPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน รวมทั้งสิ้น 1,030 เมกะวัตต์ โดยกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้าสูงสุดที่สามารถจ่ายเข้าระบบได้สำหรับ SPP แต่ละรายไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ ในกรณีที่ SPP มีปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาไม่ถึง 90 เมกะวัตต์ สามารถขออนุญาตจาก กฟผ. และ สนพ. เพื่อขอขยายปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาได้ โดยปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาใหม่จะต้อง ไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ และมีกำหนดระยะเวลาสัญญาตั้งแต่ 20 ปี ถึง 25 ปี
4.2 ข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้า สำหรับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration ประกอบด้วย การกำหนดนิยามของระบบ Cogeneration การกำหนดลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยใช้ก๊าซธรรมชาติหรือถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง และการกำหนดค่าดัชนีชี้วัดค่าการประหยัดการใช้เชื้อเพลิง
4.3 ข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าสำหรับ SPP ประเภทสัญญา Firm พลังงานหมุนเวียน ประกอบด้วย การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนอกรูปแบบ (Non-Conventional Energy) การผลิตไฟฟ้าโดยใช้เชื้อเพลิง กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ในการเกษตร หรือกากจากการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหรือการเกษตร และการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานที่ได้มาจากกระบวนการผลิต การใช้ หรือการขนส่งเชื้อเพลิง
4.4 SPP จะต้องทำสัญญาซื้อไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าก่อนวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้า ในปริมาณไม่ต่ำกว่าหนึ่งในสามของกำลังการผลิตติดตั้งหักด้วยปริมาณพลังไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบของการไฟฟ้า
4.5 SPP ที่มีความประสงค์จะเชื่อมต่อระบบไอน้ำ (Tie Steam) หรือเชื่อมต่อระบบไฟฟ้า (Tie Bus) กับโรงไฟฟ้าที่อยู่นอกสัญญาซื้อขายไฟฟ้า กฟผ. จะพิจารณาให้มีการเชื่อมต่อกันได้โดยให้ติดตั้งอุปกรณ์เพิ่มเติมและปฏิบัติตามเงื่อนไขที่ กฟผ. กำหนด
4.6 ค่าใช้จ่ายของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประกอบด้วย (1) ค่าใช้จ่ายในการต่อเชื่อมระบบไฟฟ้า ซึ่งจะต้องชำระค่าใช้จ่ายดังกล่าวให้เสร็จสิ้นก่อนที่จะเริ่มจ่ายไฟฟ้า (2) ค่าใช้จ่ายในการตรวจสอบอุปกรณ์ และ (3) ค่าใช้จ่ายที่เกี่ยวข้องกับการตรวจสอบลักษณะกระบวนการผลิต
4.7 SPP จะต้องผลิตและจำหน่ายไฟฟ้าให้แก่การไฟฟ้าในช่วงเดือนที่ระบบของการไฟฟ้ามีความต้องการไฟฟ้าสูง (Peak Month) คือ เดือนมีนาคม - พฤษภาคม โดย กฟผ.จะรับซื้อพลังงานไฟฟ้าจาก SPP ในปริมาณไม่ต่ำกว่าร้อยละ 80 ของความพร้อมของ SPP ในรอบหนึ่งปี และกำหนดช่วง Peak และ Off-Peak ดังนี้ (1) วันจันทร์ - วันเสาร์ ยกเว้นวันหยุดพิเศษ (08.00 - 24.00 น.) เป็นช่วงเวลา Peak (2) วันจันทร์ - วันเสาร์ ยกเว้นวันหยุดพิเศษ (24.00 - 08.00 น.) เป็นช่วงเวลา Off Peak และ (3) วันอาทิตย์ และวันหยุดพิเศษ (00.00 - 24.00 น.) เป็นช่วงเวลา Off Peak
4.8 หลักการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า ค่าไฟฟ้าที่ SPP จะได้รับประกอบด้วย (1) ค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment : CP) กำหนดจากต้นทุนของโรงไฟฟ้าที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในอนาคต (Long Run Avoided Capacity Cost) จากการรับซื้อพลังไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้าที่ใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์ขนาดใหญ่ รวมค่าระบบส่ง (2) ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) กำหนดจากค่าเชื้อเพลิงในการผลิตพลังงานไฟฟ้า ค่าดำเนินการ ค่าบำรุงรักษา และค่าใช้จ่ายในการเดินเครื่องของโรงไฟฟ้า ที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในอนาคต (3) ค่าประหยัดเชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้า (Fuel Saving : FS) กำหนดจากประโยชน์ที่ได้รับจากการประหยัดเชื้อเพลิงที่ SPP สามารถประหยัดได้จากการผลิตพลังงานความร้อนและพลังงานไฟฟ้าร่วมกันโดยใช้ระบบ Cogeneration (4) ค่าไฟฟ้าเพิ่ม ประกอบด้วย ค่าการส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงพลังงานหมุนเวียน (Renewable Energy Promotion : REP) และส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โดยปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อและส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจะเป็นไปตามเงื่อนไขและหลักเกณฑ์ที่จะมีการประกาศเป็นครั้งๆ ไป ทั้งนี้กรณีที่ SPP พลังงานหมุนเวียนใช้เชื้อเพลิงเสริมในแต่ละรอบปีเกินกว่าร้อยละ 25 จะไม่ได้รับค่าไฟฟ้าเพิ่มดังกล่าว สำหรับค่า FS จะได้รับตามสัดส่วนของค่า Primary Energy Saving (PES) และ (5) ในกรณีที่ SPP มีความประสงค์ให้ กฟผ. พิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้านอกเหนือจากอัตราค่าไฟฟ้าที่ กฟผ. ประกาศรับซื้อในแต่ละงวด ให้ SPP แจ้งความประสงค์ต่อ กฟผ. และ กฟผ. จะพิจารณาอัตรารับซื้อไฟฟ้าเป็นรายๆ ไปตามความเหมาะสม
4.9 SPP ที่ประสบปัญหาจากการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ หรือจะยื่นคำร้องเรียนหรือยื่นคำอุทธรณ์ใดๆ เกี่ยวกับการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ให้ยื่นได้ต่อ กพช. และให้ถือว่าการวินิจฉัยปัญหาโดยคณะกรรมการฯ ถือเป็นที่สุด
4.10 SPP ที่มีข้อโต้แย้ง ข้อพิพาท หรือข้อเรียกร้องใดๆ ซึ่งเกิดขึ้นจากหรือเกี่ยวกับข้อกำหนดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และไม่สามารถตกลงกับ กฟผ. ได้ ให้อนุญาโตตุลาการเป็นผู้วินิจฉัยหาข้อยุติ หากไม่สามารถหาข้อยุติได้ให้ศาลไทยเป็นผู้วินิจฉัยชี้ขาด
4.11 การแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ทุกครั้งจะต้องได้รับความเห็นชอบจาก กพช. สำหรับการแก้ไขปัญหาการปฏิบัติตามระเบียบการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าฯ หลักเกณฑ์การเชื่อมโยงฯ และ SPP Grid Code ให้ผ่านการพิจารณาจากคณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ
4.12 ให้ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ฉบับ พ.ศ.2550 ใช้บังคับกับ SPP ประเภทสัญญา Firm ระบบ Cogeneration และการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ที่ กฟผ. ได้รับคำร้องการขายไฟฟ้าภายหลัง วันที่ กฟผ. ออกประกาศระเบียบฯ เป็นต้นไป สำหรับ SPP ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ก่อนวันที่การไฟฟ้าออกประกาศระเบียบฯ หากประสงค์จะขยายปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาให้เปลี่ยนมาใช้ระเบียบฉบับนี้โดยให้ยื่นแบบคำร้องและข้อเสนอการขายไฟฟ้าให้ กฟผ. พิจารณาต่อไป
5. ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non-Firm
5.1 กำหนดลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้า เป็นดังนี้ (1) การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานนอกรูปแบบ (Non-Conventional Energy) (2) การผลิตไฟฟ้าโดยใช้เชื้อเพลิง กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้ในการเกษตร หรือกากจากการผลิตผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมหรือการเกษตร โดยสามารถใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์ เช่น น้ำมัน ก๊าซฯ เป็นเชื้อเพลิงเสริมได้ ทั้งนี้พลังงานความร้อนที่ได้จากการใช้เชื้อเพลิงเสริมในแต่ละรอบปีต้องไม่เกินร้อยละ 25 ของพลังงานความร้อนทั้งหมดที่ใช้ในกระบวนการผลิตในรอบปีนั้นๆ (3) การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานที่ได้จากกระบวนการผลิต การใช้ หรือการขนส่งเชื้อเพลิง และ (4) การผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยใช้เชื้อเพลิงชนิดต่างๆ
5.2 กำหนดอายุสัญญาเป็นระยะเวลา 1 ปี และเมื่ออายุสัญญาจะสิ้นสุดลง หาก SPP หรือ กฟผ. ประสงค์จะต่ออายุสัญญาออกไป ฝ่ายที่ขอต่ออายุสัญญาจะต้องแจ้งเป็นหนังสือให้อีกฝ่ายหนึ่งทราบล่วงหน้าเป็นเวลาไม่น้อยกว่า 30 วัน ก่อนครบกำหนดอายุสัญญา และให้สัญญามีอายุต่อไปอีกคราวละ 1 ปี
5.3 หลักการกำหนดอัตราค่าไฟฟ้า (1) SPP ที่มีลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้าตามข้อ 5.1 จะได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าตามโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ณ แรงดัน 11-33 KV รวมกับค่า Ft ขายส่งเฉลี่ย นอกจากนี้ SPP จะได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าด้วย โดยให้เป็นไปตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่จะประกาศเป็นครั้งๆ ไป และ (2) SPP ที่มีลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้าตามข้อ 5.1 จะได้รับค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment) ซึ่งกำหนดจากค่าเชื้อเพลิงในการผลิตพลังงานไฟฟ้า ค่าดำเนินการและค่าบำรุงรักษาของโรงไฟฟ้าที่ กฟผ. สามารถหลีกเลี่ยงได้ในระยะสั้น (Short Run Avoided Energy Cost) จากการรับซื้อพลังงานไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก โดยอัตราค่าไฟฟ้าจะแตกต่างกันตามช่วงเวลา (Time of Use)
5.4 SPP ที่ประสบปัญหาจากการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ หรือ SPP ที่มีความประสงค์จะยื่นคำร้องเรียนหรือยื่นคำอุทธรณ์ใดๆ เกี่ยวกับการปฏิบัติตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ให้ยื่นได้ต่อ กพช. และให้ถือว่าการวินิจฉัยปัญหาโดยคณะกรรมการฯ ถือเป็นที่สุด
5.5 SPP ที่มีข้อโต้แย้ง ข้อพิพาท หรือข้อเรียกร้องใดๆ ซึ่งเกิดขึ้นจากหรือเกี่ยวกับข้อกำหนดของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า และไม่สามารถตกลงกับ กฟผ. ได้ ให้อนุญาโตตุลาการเป็นผู้วินิจฉัยหาข้อยุติ หากไม่สามารถหาข้อยุติได้ให้ศาลไทยเป็นผู้วินิจฉัยชี้ขาด
5.6 การแก้ไขระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าฯ ทุกครั้งจะต้องได้รับความเห็นชอบจาก กพช. สำหรับการแก้ไขปัญหาการปฏิบัติตามระเบียบการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าฯ หลักเกณฑ์การเชื่อมโยงฯ ให้ผ่านการพิจารณาจากคณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และเสนอ กพช. ให้ความเห็นชอบ ทั้งนี้ SPP สามารถให้ความเห็นประกอบการพิจารณาในขั้นตอนหารือได้
5.7 ให้ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ประเภทสัญญา Non-Firm ฉบับ พ.ศ.2550 ใช้บังคับกับ SPP ที่ กฟผ. ได้รับคำร้องการขายไฟฟ้าภายหลังวันที่ กฟผ. ออกประกาศระเบียบเป็นต้นไป สำหรับ SPP ที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ก่อนวันที่การไฟฟ้าออกประกาศระเบียบฉบับ พ.ศ. 2550 หากประสงค์จะขยายปริมาณพลังไฟฟ้าตามสัญญาให้เปลี่ยนมาใช้ระเบียบฉบับนี้โดยให้ยื่นแบบคำร้องและข้อเสนอการขายไฟฟ้าให้ กฟผ. พิจารณาต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Firm สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ประเภทสัญญา Non-firm
2. มอบหมายให้ สนพ. และ กฟผ. จัดทำคู่มือการตรวจวัดประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้า และคู่มือการตรวจวัดคุณสมบัติการเป็นผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน และให้ถือเป็นส่วนหนึ่งของสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
3. มอบหมายให้ กฟผ. จัดทำต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่สอดคล้องกับระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ตามข้อ 1 และส่งให้ สนพ. พิจารณาก่อนนำไปใช้ปฏิบัติต่อไป และหากมีประเด็นการแก้ไข ที่แตกต่างจากระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าและต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าภายหลัง ให้ กฟผ. ส่งให้ สนพ. พิจารณาด้วย
4. มอบหมายให้ กฟผ. ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก
เรื่องที่ 3 การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนโดยกลไกการแข่งขัน
สรุปสาระสำคัญ
1. กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ ดังนี้คือ (1) เห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับ การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ด้วยระบบ Cogeneration สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ (2) เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิต ไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP และ VSPP โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี และ (3) เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
2. ต่อมา กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติม เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า แยกตามประเภทเชื้อเพลิง โดยมีแนวทางในการให้การสนับสนุน ดังนี้ (1) ผู้ผลิตไฟฟ้า ที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP ได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ (2) ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขายเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ จะเปิดให้มีการประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า
3. ต่อมาเดือนธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าตามปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับ ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 พร้อมทั้งมอบให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อ ไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ และมอบให้ สนพ. ดำเนินการปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กระบบ Cogeneration
5. กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับ VSPP แล้วเมื่อเดือนกุมภาพันธ์และมีนาคม 2550 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 บาทต่อ กิโลวัตต์-ชั่วโมง และพลังงานแสงอาทิตย์ เท่ากับ 8.00 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง
6. การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ SPP
6.1 จะเปิดให้ประมูลส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า โดยคณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ซึ่งมีผู้อำนวยการ สนพ. เป็นประธาน โดยมีอำนาจและหน้าที่ ในการ (1) จัดทำร่างประกาศเชิญชวนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเพื่อยื่นข้อเสนอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า และจัดทำแนวทางและหลักเกณฑ์การพิจารณาข้อเสนอของผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงาน หมุนเวียน และเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาอนุมัติ และ (2) ดำเนินการคัดเลือกข้อเสนอผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน เพื่อเสนอ กบง. พิจารณาอนุมัติ
6.2 คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าฯ เมื่อวันที่ 9 มีนาคม 2550 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการของร่างเอกสารประกาศเชิญชวน SPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเพื่อยื่นข้อเสนอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า
6.3 ฝ่ายเลขานุการฯ ได้พิจารณาแล้วเห็นควรเสนอให้มีการกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ และการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP พลังงานหมุนเวียน ดังนี้
6.3.1 กำหนดปริมาณพลังไฟฟ้าที่จะรับซื้อจากพลังงานหมุนเวียนตามระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าจาก SPP รวมทั้งสิ้น 530 เมกะวัตต์
6.3.2 กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า และปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ สำหรับ SPP จากพลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ และขยะ ในอัตราคงที่ เป็นระยะเวลา 7 ปี ดังนี้ คือ ขยะและพลังงานลม ได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 2.50 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง และปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจำนวน 100 เมกะวัตต์ และ 115 เมกะวัตต์ ตามลำดับ สำหรับพลังงานแสงอาทิตย์ ได้รับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าเท่ากับ 8.00 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง โดยปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อจำนวน 15 เมกะวัตต์
6.3.3 กำหนดอัตราสูงสุดของส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ SPP จากพลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ที่จะเปิดประมูลแข่งขัน ในอัตรา 0.30 บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง และกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 300 เมกะวัตต์
7. ต่อมา สนพ. ได้ปรับปรุง (ร่าง) เอกสารเชิญชวนยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กจากพลังงานหมุนเวียน สรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
7.1 กำหนดระยะเวลาสนับสนุน 7 ปี โดยปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อไม่เกิน 300 เมกะวัตต์ และกำหนดอัตราสูงสุดของส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 0.30 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง และปริมาณพลังไฟฟ้า รับซื้อรวม 300 เมกะวัตต์
7.2 กำหนดระยะเวลาดำเนินการ สำหรับเปิดขายเอกสารเชิญชวนฯ ระยะเวลาประมาณ 1½ เดือนรับซองข้อเสนอระยะเวลาประมาณ 1 วัน เปิดซองตรวจสอบเอกสารระยะเวลาประมาณ 1 สัปดาห์ และประเมินข้อเสนอทางเทคนิคและการเงินระยะเวลาประมาณ 2 เดือน
7.3 ผู้ยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าจะต้องมีคุณสมบัติตรงตามเงื่อนไขที่กำหนดไว้ ดังนี้
7.3.1 ผู้ยื่นข้อเสนอที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ก่อนวันที่ออกประกาศ สามารถยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ได้ตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายเข้าระบบของการไฟฟ้า
7.3.2 ผู้ยื่นข้อเสนอที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ก่อนวันที่ออกประกาศ แต่สัญญา นั้นสิ้นสุดภายในวันที่ปิดรับซองข้อเสนอ สามารถยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าได้ตามปริมาณ พลังไฟฟ้า ที่เสนอขายเข้าระบบของการไฟฟ้า
7.3.3 ผู้ยื่นข้อเสนอที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ก่อนวันที่ออกประกาศ และสัญญานั้นสิ้นสุดหลังวันที่ปิดรับซองข้อเสนอ สามารถยื่นข้อเสนอขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ได้เฉพาะปริมาณ พลังไฟฟ้าที่เสนอขายเข้าระบบของการไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นไม่ต่ำกว่าร้อยละ 25 ของปริมาณที่ขายตามสัญญา ฉบับเดิม โดยปริมาณพลังไฟฟ้าที่เพิ่มขึ้นดังกล่าวต้องไม่เป็นผลมาจากการใช้เชื้อเพลิงเชิงพาณิชย์เพิ่มขึ้นหรือ ใช้ไฟฟ้าจากระบบของการไฟฟ้าเพิ่มขึ้น ไม่ว่าโดยตรงหรือโดยอ้อม
ทั้งนี้ ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องเสนอกำหนดวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าให้ กฟผ. อย่างช้าภายในเดือนธันวาคม 2554
7.4 ผู้ยื่นข้อเสนอต้องเสนอ (1) ขอรับส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า เป็นอัตราต่อหน่วยพลังงานไฟฟ้าที่เสนอขายให้ กฟผ. โดยส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ที่ขอต้องไม่สูงกว่าอัตราสูงสุดที่กำหนด (2) วงเงินรวมตามจำนวนพลังงานไฟฟ้าที่ได้เสนอขายให้ กฟผ. ในระยะเวลา 7 ปี ทั้งนี้ เงินส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า และวงเงินรวมดังกล่าวกำหนดให้มีผลใช้บังคับจนถึงวันที่คาดว่า สนพ. จะดำเนินการคัดเลือกข้อเสนอแล้วเสร็จ โดยภายในกำหนดเวลาดังกล่าวผู้ยื่นข้อเสนอต้องรับผิดชอบจำนวนเงินส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า และวงเงินรวมที่ได้เสนอไว้ และจะถอนข้อเสนอไม่ได้ และผู้ยื่นข้อเสนอต้องมีหลักค้ำประกันในการยื่นข้อเสนอ หรือ หลักประกันซอง โดย ยื่นต่อ สนพ. ในอัตรา 100 บาทต่อกิโลวัตต์ และมีจำนวนเงินค้ำประกันตามปริมาณพลังไฟฟ้าที่เสนอขายให้กับ กฟผ ในเวลา 7 ปี แต่ไม่เกิน 2,000,000 บาท
7.5 คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าฯ จะดำเนินการพิจารณาข้อเสนอของผู้ยื่นโครงการ ประเมินและคัดเลือกโครงการ และเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบ โดยกำหนดแนวทางและหลักเกณฑ์ ดังนี้ (1) ข้อเสนอทางเทคนิค (20 คะแนน) ประกอบด้วย แผนการดำเนินงาน แผนการบริหารและจัดการ กำลังการผลิตติดตั้ง และอื่นๆ และ (2) ข้อเสนอทางการเงิน (15 คะแนน) พิจารณาความเหมาะสมจากปัจจัยต่างๆ ได้แก่ ความพร้อมด้านการเงิน (5 คะแนน) , ความเสี่ยงด้านการเงิน (5 คะแนน) , การวิเคราะห์ทางด้านการเงิน (5 คะแนน)
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบแนวทางการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายมากกว่า 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ดังนี้
1.1 กำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ และกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า รายเล็กจากพลังงานลม พลังงานแสงอาทิตย์ และขยะ ในอัตราคงที่ เป็นระยะเวลา 7 ปี ดังนี้
ประเภทพลังงาน | ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (บาทต่อกิโลวัตต์ - ชั่วโมง) |
ปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อ (เมกะวัตต์) |
ขยะ | 2.50 | 100 |
พลังลม | 2.50 | 115 |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 | 15 |
1.2 สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียนอื่นๆ ให้ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าใช้ระบบกลไกการแข่งขัน โดยกำหนดอัตราสูงสุดของส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 0.30 บาทต่อกิโลวัตต์ - ชั่วโมง และกำหนดปริมาณพลังไฟฟ้ารับซื้อรวม 300 เมกะวัตต์
2. เห็นชอบแนวทางการออกประกาศเชิญชวนผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กที่ใช้พลังงานหมุนเวียน เพื่อยื่น ข้อเสนอส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า ตามข้อ 7 และเอกสารแนบ 3.3.2 ของเรื่องที่ 3.3
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติอนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันฯ เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับโครงการสนับสนุนประสานผลักดันนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานไปสู่การปฏิบัติให้กับ สนพ. ในวงเงิน 23,500,000 บาท ระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน (ธันวาคม 2549 - พฤศจิกายน 2550)
2. ต่อมา เมื่อวันที่ 26 มีนาคม 2550 สนพ. ได้มีหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อขอเปลี่ยนแปลงรายการงบประมาณค่าใช้จ่ายโครงการฯ ในหมวดงบรายจ่ายอื่น จากเดิมซึ่งเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับโครงการศึกษาวิจัย จำนวน 3,000,000 บาท เปลี่ยนเป็นค่าใช้จ่ายสำหรับโครงการศึกษาวิจัยจำนวน 2,224,000 บาท และที่เหลือจำนวน 776,000 บาท เป็นค่าใช้จ่ายสำหรับการศึกษาและดูงานในต่างประเทศ ณ ประเทศสหพันธ์สาธารณรัฐเยอรมนี ประเทศราชอาณาจักร สวีเดน และประเทศสาธารณรัฐฟินแลนด์ เกี่ยวกับการกำหนดมาตรฐานและควบคุมคุณภาพน้ำมันเชื้อเพลิง การกำหนดมาตรฐานน้ำมันดีเซลหมุนเร็วชนิดเดียว และการเพิ่มสัดส่วนการใช้ไบโอดีเซลบี 10 ให้เหมาะสมสำหรับการใช้งานกับเครื่องยนต์ภายในประเทศ ตลอดจน แลกเปลี่ยนเรียนรู้ประสบการณ์ในการบริหารจัดการเกี่ยวกับการจัดระบบการผลิต การจำหน่ายไบโอดีเซล เทคโนโลยีการผลิตยานยนต์ และการพัฒนาเทคโนโลยีพลังงานทดแทน โดยที่การขอเปลี่ยนแปลงรายการงบประมาณดังกล่าวเป็นการแก้ไขเปลี่ยนแปลงรายการในหมวดค่าใช้จ่ายเดียวกัน โดยแยกรายการใช้จ่ายให้มีความชัดเจนขึ้น และไม่ได้เปลี่ยนแปลงงบประมาณค่าใช้จ่ายของโครงการที่ได้รับอนุมัติไว้แล้ว
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้ สนพ. แก้ไขเปลี่ยนแปลงรายการงบประมาณค่าใช้จ่ายโครงการสนับสนุนประสานผลักดันนโยบายและแผนพลังงานสู่การปฏิบัติ ในหมวดงบรายจ่ายอื่น จากเดิมซึ่งเป็น "ค่าใช้จ่ายสำหรับโครงการศึกษาวิจัย จำนวน 3,000,000 บาท (สามล้านบาทถ้วน)" เปลี่ยนเป็น "ค่าใช้จ่ายสำหรับโครงการศึกษาวิจัย จำนวน 2,224,000 บาท (สองล้านสองแสนสองหมื่นสี่พันบาทถ้วน) และค่าใช้จ่ายสำหรับการศึกษาและดูงานในต่างประเทศ จำนวน 776,000 บาท (เจ็ดแสนเจ็ดหมื่นหกพันบาทถ้วน)"
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 17 มีนาคม 2535 เห็นชอบการออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงและการผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration ที่ใช้พลังงานเชิงพาณิชย์เป็นเชื้อเพลิง และเมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2550 การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP จำนวน 300 เมกะวัตต์ ซึ่งต่อมาคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 9 กรกฎาคม 2539 ได้มีมติเห็นชอบให้ขยายปริมาณการรับซื้อเป็น 3,200 เมกะวัตต์ สำหรับการรับซื้อไฟฟ้าในช่วงปี พ.ศ. 2539 - 2543 และให้มีการรับซื้อไฟฟ้าที่ผลิตจากพลังงานนอกรูปแบบ กาก หรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิงต่อไป โดยไม่กำหนดปริมาณการรับซื้อไฟฟ้า นอกจากนี้เพื่อเป็นการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยเฉพาะโครงการขนาดเล็กที่อยู่ในพื้นที่ห่างไกล คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 เห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ โดย กฟน. และ กฟภ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เมื่อวันที่ 10 มิถุนายน 2545 และวันที่ 15 กรกฎาคม 2545 ตามลำดับ
2. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบนโยบายเกี่ยวกับการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ ดังนี้ (1) เห็นชอบการขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP (2) เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าจากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี และ (3) เห็นชอบแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
4. อย่างไรก็ตาม กพช. วันที่ 4 ธันวาคม 2549 ได้มีมติเห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) ตามปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อ ไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน โดยให้ผู้สนใจยื่นข้อเสนอภายในปี 2551 และกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนจำแนกตามประเภทเชื้อเพลิง ดังนี้
เชื้อเพลิง/เทคโนโลยี | ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (บาทต่อกิโลวัตต์-ชั่วโมง) |
ชีวมวล | 0.30 |
ก๊าซชีวภาพ | 0.30 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) | 0.40 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (< 50 กิโลวัตต์) | 0.80 |
ขยะ | 2.50 |
พลังงานลม | 2.50 |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 |
5. เพื่อเป็นการส่งเสริมผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กให้มากขึ้น กพช. ได้มีมติเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 ให้ กฟผ. เปิดการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กทุกประเภทเชื้อเพลิงตามที่กำหนดในระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า โดยให้ขยายปริมาณการรับซื้อไฟฟ้าจากเดิม 3,200 เมกะวัตต์ เป็น 4,000 เมกะวัตต์ และมอบให้ สนพ. ดำเนินการปรับปรุงระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กระบบ Cogeneration
6. ณ เดือนธันวาคม 2549 VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 1 เมกะวัตต์ ได้เสนอขายไฟฟ้าเข้าระบบรวม 97 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้า 16.86 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้วจำนวน 22 ราย (12.01 เมกะวัตต์) เป็นโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. และ กฟน. จำนวน 19 และ 3 ราย ตามลำดับ (11.05 และ 0.96 เมกะวัตต์ ตามลำดับ)
7. การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ที่ กฟภ และ กฟน ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้า เมื่อวันที่ 7 ธันวาคม 2549 และวันที่ 27 ธันวาคม 2549 ตามลำดับ ณ เดือนมีนาคม 2550 มีโครงการขอยื่นแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย จำนวน 35 ราย (จำนวนเสนอขาย 186.68 เมกะวัตต์) เป็นโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟภ. จำนวน 33 ราย (จำนวนเสนอขาย 186.6 เมกะวัตต์) โดยปริมาณพลังไฟฟ้าดังกล่าวมาจากโครงการ SPP เดิม และ VSPP ที่สิ้นสุดสัญญาแล้ว จำนวน 15 ราย (96.40 เมกะวัตต์) และเป็นโครงการ VSPP รายใหม่ จำนวน 18 ราย (90.20 เมกะวัตต์) นอกจากนี้มีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของ กฟน. จำนวน 2 ราย เป็น VSPP รายใหม่ (0.08 เมกะวัตต์)
8. ต่อมา กฟภ. และ กฟน. ได้ออกประกาศการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก เมื่อวันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2550 และวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 ตามลำดับ และเมื่อวันที่ 2 กุมภาพันธ์ 2550 กพช ได้มีมติเห็นควรให้มีการสนับสนุนผู้ผลิตไฟฟ้าที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิง โดยกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ที่ใช้ก๊าซชีวภาพเป็นเชื้อเพลิง
9. การรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP (ณ เดือนธันวาคม 2549) มี SPP ที่ได้รับการตอบรับซื้อไฟฟ้า จำนวน 119 ราย ปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายรวม 2,821.1 เมกะวัตต์ โดยมีโครงการที่ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว จำนวน 82 ราย (2,383.6 เมกะวัตต์) จำแนกเป็นโครงการที่ใช้พลังงานนอกรูปแบบ จำนวน 52 ราย (479.9 เมกะวัตต์) พลังงานเชิงพาณิชย์ จำนวน 26 ราย (1,670.2 เมกะวัตต์) และพลังงานผสม (พลังงานนอกรูปแบบ/พลังงานเชิงพาณิชย์) จำนวน 4 ราย (233.0 เมกะวัตต์)
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 6 การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย
สรุปสาระสำคัญ
1. ปัจจุบันค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่ใช้เป็นฉบับเดือนเมษายน 2549 ซึ่งคณะอนุกรรมการ การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ในการประชุมเมื่อวันที่ 15 ธันวาคม 2549 ได้มีมติเห็นชอบให้มีการปรับปรุง ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าใหม่ โดยมอบหมายให้คณะทำงานจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้ารับไปดำเนินการ ทั้งนี้ ค่าพยากรณ์ฯ ดังกล่าวจะถูกนำไปใช้ในการจัดทำแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (Power Development Plan: PDP 2007)
2. คณะทำงานจัดทำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ได้นำความเห็นจากการประชุมหารือเรื่อง ทางเลือกการใช้เชื้อเพลิงในการผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย เมื่อวันที่ 24 กุมภาพันธ์ 2550 และการสัมมนาสภาอาจารย์ มหาวิทยาลัยธรรมศาสตร์ เรื่อง แผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า (PDP) กับการพัฒนาที่ยั่งยืน เมื่อวันที่ 8 มีนาคม 2550 มาพิจารณาประกอบการปรับปรุงค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น โดยให้ชื่อค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าที่ปรับปรุงเป็น "ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ฉบับเดือนมีนาคม 2550" และจัดส่งค่าพยากรณ์ฯ ให้ กฟผ. เพื่อจัดทำแผน PDP 2007 ซึ่งต่อมาเรื่องทั้งสองได้ถูกเสนอเพื่อรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้องในการสัมมนาเรื่อง การพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าและแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศ (PDP) ในวันที่ 3 เมษายน 2550
3. ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า ฉบับมีนาคม 2550 เป็นการจัดทำการพยากรณ์ฯ ตั้งแต่ปี 2550 - 2564 เป็น 3 กรณี เพื่อเป็นทางเลือกในการวางแผน ได้แก่ กรณีต่ำ กรณีฐาน และกรณีสูง โดยทำการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าของระบบ กฟผ. ซึ่งรวมปริมาณไฟฟ้าที่ขายให้กับประเทศเพื่อนบ้าน แต่ไม่รวมความต้องการไฟฟ้านอกระบบที่ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) หรือผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ขายตรงให้ ผู้ใช้ไฟฟ้าที่อยู่ในบริเวณใกล้เคียงโดยไม่ผ่านระบบสายส่งและระบบสายจำหน่ายของการไฟฟ้า ซึ่งสรุปสาระสำคัญได้ดังนี้
3.1 สมมติฐานที่ใช้ในการพยากรณ์
3.1.1 อัตราการเจริญเติบโตทางเศรษฐกิจ (GDP) ตามการประมาณการโดย สศช. โดยที่ (1) กรณีฐานมี GDP ในช่วงแผนฯ 10 11 และ 12 เฉลี่ยร้อยละ 5.0 5.6 และ 5.6 ต่อปี ตามลำดับ (2) กรณีต่ำ มี GDP ต่ำกว่ากรณีฐานร้อยละ 0.5 และ (3) กรณีสูง มี GDP สูงกว่ากรณีฐานร้อยละ 0.5
3.1.2 ค่าพลังงานไฟฟ้าที่สูญเสียในระบบ (ค่า Loss) กำหนดค่า Loss สำหรับ (1) ระบบส่งของ กฟผ. เท่ากับร้อยละ 2.50 (2) ระบบจำหน่ายของ กฟน. เท่ากับร้อยละ 3.64 และ (3) ระบบจำหน่ายของ กฟภ. เท่ากับร้อยละ 5.10 ในช่วงปี 2550-2555 และ 5.00 ในช่วงปี 2556-2564
3.1.3 มาตรการประหยัดพลังงาน/การจัดการด้านการใช้ไฟฟ้า (DSM) ได้คำนึงถึงมาตรการต่างๆ ประกอบด้วย (1) การกำหนดประสิทธิภาพของเครื่องใช้ไฟฟ้าตามโครงการ DSM (2) การจัดตั้งบริษัท จัดการด้านพลังงาน (ESCO) (3) โครงการประหยัดพลังงานในอาคารและโรงงาน และ (4) โครงการเปลี่ยนหลอดไส้ซึ่งเป็นโครงการใหม่ของ DSM จะลดความต้องการพลังงานไฟฟ้าได้ประมาณ 330 ล้านหน่วยต่อปี
3.1.4 การรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ซึ่ง กฟน. และ กฟภ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ได้โดยตรง ทำให้ซื้อไฟฟ้าจาก กฟผ. ลดลงประมาณ 970 เมกะวัตต์ ในปี 2564
3.2 วิธีการพยากรณ์
3.2.1 การพยากรณ์ความต้องการพลังงานไฟฟ้า (Energy) มีวิธีการพยากรณ์ ดังนี้ (1) ระบบ กฟน. และ กฟภ. ใช้ตัวแบบเศรษฐมิติ โดยคำนึงถึงมาตรการประหยัดและประสิทธิภาพการใช้ไฟฟ้า (2) ลูกค้าตรงของ กฟผ. ใช้การสอบถามจากลูกค้าตรงทุกราย (3) ระบบ กฟผ. ใช้ Energy ในระบบ กฟน. กฟภ. และลูกค้าตรงของ กฟผ. รวมกับค่า Loss ในระบบส่ง , ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ใช้ในกระบวนการผลิตและการใช้ภายในโรงไฟฟ้า , และปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ในการสูบน้ำของโรงไฟฟ้าพลังน้ำสูบกลับ และ (4) ภาพรวมของประเทศ ใช้ปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ กฟผ. ต้องการทั้งหมด รวมกับปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ กฟน. และ กฟภ. รับซื้อจาก VSPP และ กฟภ. รับซื้อจากกรมพัฒนาพลังงานทดแทนฯ และผลิตเอง
3.3.2 การพยากรณ์ความต้องการพลังไฟฟ้าสูงสุด (Peak) มีวิธีการพยากรณ์ ดังนี้ (1) ระบบ กฟน. กฟภ. และ ลูกค้าตรงของ กฟผ. ใช้ลักษณะการใช้ไฟฟ้า (Load Profile) ของแต่ละประเภทผู้ใช้ไฟฟ้า โดยนำ Load Profile ของ ผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละประเภททำการปรับค่า Energy ตามค่าพยากรณ์แล้วนำมา รวมกัน เพื่อคำนวณหาค่า Peak (2) ระบบ กฟผ. ใช้ Load Profile ของ กฟน. กฟภ. และลูกค้าตรงฯ ที่ปรับ Energy ตามค่าพยากรณ์แล้วนำมารวมกัน เพื่อคำนวณหาค่า Peak และ (3) ภาพรวมของประเทศ นำค่า Peak ของระบบ กฟผ. มารวมกับค่า Peak ของ VSPP
3.3 ผลการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฯ พบว่า ความต้องการไฟฟ้าเพิ่มขึ้นเฉลี่ยในช่วงปี 2550-2564 สำหรับกรณีฐาน กรณีต่ำ และกรณีสูงเท่ากับ 1,859.60 1,597.80 และ 2,117.27 เมกะวัตต์ต่อปี ตามลำดับ หรือคิดเป็นอัตราการเจริญเติบโตเฉลี่ยร้อยละ 5.78 5.20 และ 6.32 ต่อปี ตามลำดับ โดยความต้องการไฟฟ้าในกรณีต่ำและกรณีสูงจะแตกต่างจากกรณีฐานเมื่อสิ้นปี 2564 ประมาณ 3,900 เมกะวัตต์
4. แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2550-2564 (PDP 2007) เป็นการจัดทำแผนการก่อสร้างโรงไฟฟ้าและระบบส่งไฟฟ้าในระยะยาว 10-15 ปี ซึ่งสรุปสาระสำคัญได้ ดังนี้
4.1 สมมติฐานที่ใช้ในการจัดทำแผน PDP 2007 ประกอบด้วย (1) ค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าฉบับเดือน มีนาคม 2550 (กรณีฐาน กรณีต่ำ และกรณีสูง) ; (2) ราคาเชื้อเพลิง ใช้ข้อมูลจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เช่น ก๊าซธรรมชาติ (ส่วนเพิ่ม) น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซล ประมาณการโดย ปตท ; (3) โรงไฟฟ้าที่ปลดออกจากระบบในช่วง 2550-2564 รวมจำนวน 7,689 เมกะวัตต์ ; (4) โรงไฟฟ้าที่นำมาคัดเลือกเข้าแผนฯ ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังความร้อน (ถ่านหิน 700 เมกะวัตต์) โรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (LNG 700 เมกะวัตต์) โรงไฟฟ้ากังหันแก๊ส (ดีเซล 230 เมกะวัตต์) และโรงไฟฟ้าพลังความร้อน (นิวเคลียร์ 1,000 เมกะวัตต์) ; (5) ความร่วมมือด้านพลังงานไฟฟ้ากับประเทศเพื่อนบ้านที่มีศักยภาพจำนวนรวม 16,200 เมกะวัตต์ ; (6) ตั้งแต่ปี 2554 เป็นต้นไป ภาครัฐมีนโยบายการส่งเสริมการใช้พลังงานหมุนเวียนในโครงการ SPP และ VSPP แทนการส่งเสริมการใช้ พลังงานทดแทน (Renewable Portfolio Standard: RPS) ; (7) ปี 2555 - 2563 นโยบายของภาครัฐมีการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP-Firm เพิ่มขึ้นอีก 1,700 เมกะวัตต์ เพื่อให้ครบ 4,000 เมกะวัตต์ ; (8) กำหนดความมั่นคงของระบบไฟฟ้าด้วยตัวชี้วัดโอกาสไฟฟ้าดับ (Loss of Load Probability : LOLP) ไม่เกิน 24 ชั่วโมงต่อปี และกำลังผลิตไฟฟ้าสำรองไม่น้อยกว่าร้อยละ 15 ; และ (9) พิจารณาการจัดการด้านแหล่งผลิต โดยดำเนินการเพิ่ม ประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าด้วยการติดตั้งระบบ CHP ที่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ทำให้ได้กำลังผลิตเพิ่มขึ้น
4.2 การจัดทำแผนทางเลือก มีการจัดทำแผน PDP 2007 เบื้องต้น รวม 9 แผนทางเลือก โดยจัดทำเป็น 3 กรณีตามค่าพยากรณ์ฯ ฉบับเดือนมีนาคม 2550 คือ กรณีฐาน (B) กรณีต่ำ (L) และกรณีสูง (H) และแต่ละกรณีได้มีการจัดทำแผนทางเลือกอีก 3 แผนทางเลือก คือ (1) แผนที่มีค่าใช้จ่ายต่ำสุด (Least-cost plan) (2) พิจารณาโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีความเป็นไปได้ และ (3) พิจารณาการจัดหาก๊าซธรรมชาติเหลว (Liquefied Natural Gas: LNG) ปริมาณ 10 ล้านตันต่อปี และรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศเพิ่มขึ้น โดยสรุปแผนการจัดหาโรงไฟฟ้าในกรณีใช้ค่าพยากรณ์ฯ กรณีฐาน (B) ในแต่ละแผนทางเลือก ได้ดังนี้
4.2.1 แผน B1: กรณีที่มีค่าใช้จ่ายต่ำสุด พบว่า จะมีแผนจัดหาโรงไฟฟ้าในช่วงปี 2555 - 2564 จาก (1) โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ 2,800 เมกะวัตต์ (2) โรงไฟฟ้าถ่านหิน 18,200 เมกะวัตต์ (3) โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 4,000 เมกะวัตต์ (4) โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก 1,700 เมกะวัตต์ และ (5) การรับซื้อไฟฟ้าจาก ต่างประเทศ 5,090 เมกะวัตต์
4.2.2 แผน B2: กรณีพิจารณาโรงไฟฟ้าถ่านหินที่มีความเป็นไปได้ เนื่องจากโรงไฟฟ้า ถ่านหินยังมีปัญหาเรื่องการยอมรับของประชาชนและการจัดหาสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้า พบว่า จะมีแผนจัดหาโรงไฟฟ้าในช่วงปี 2555 - 2564 จาก (1) โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ 18,200 เมกะวัตต์ (2) โรงไฟฟ้าถ่านหิน 2,800 เมกะวัตต์ (3) โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 4,000 เมกะวัตต์ (4) โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก 1,700 เมกะวัตต์ และ (5) การรับซื้อ ไฟฟ้าจากต่างประเทศ 5,090 เมกะวัตต์
4.2.3 แผน B3: พิจารณาการจัดหา LNG จำนวน 10 ล้านตันต่อปี และรับซื้อไฟฟ้า ต่างประเทศเพิ่มขึ้น เนื่องจาก บมจ.ปตท. มีแผนในการจัดหา LNG ที่ชัดเจนเพียง 10 ล้านตันต่อปี พบว่าจะมีแผนจัดหาโรงไฟฟ้าในช่วงปี 2555 - 2564 จาก (1) โรงไฟฟ้าก๊าซธรรมชาติ 9,800 เมกะวัตต์ (2) โรงไฟฟ้าถ่านหิน 2,800 เมกะวัตต์ (3) โรงไฟฟ้านิวเคลียร์ 4,000 เมกะวัตต์ (4) โครงการผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก 1,700 เมกะวัตต์ และ (5) การรับซื้อไฟฟ้าจากต่างประเทศ 13,490 เมกะวัตต์
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ และมอบหมายให้ สนพ. นำค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า และแผนการจัดหาก๊าซธรรมชาติ นำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 7 แนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
สนพ. ได้ดำเนินการจัดทำร่างแนวทางการจัดตั้งกองทุนพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะเกิดขึ้นในอนาคต โดยมีสาระสำคัญดังนี้
1. วัตถุประสงค์ เพื่อเป็นเงินพัฒนาสิ่งแวดล้อมและคุณภาพชีวิตของประชาชนในชุมชนพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ซึ่งได้รับผลกระทบจากการก่อสร้างโรงไฟฟ้า โดยเก็บเงินจากโรงไฟฟ้าที่ตั้งอยู่ในพื้นที่ดังกล่าว
2. อัตราการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ กำหนดให้โรงไฟฟ้าทุกแห่ง ต้องจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ โดยโรงไฟฟ้าที่จะเกิดขึ้นใหม่หลังปี 2553 จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ โดยระหว่างการก่อสร้าง ให้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ในอัตราขั้นต่ำ 30,000 บาท/เมกะวัตต์/ปี และภายหลังการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบตามสัญญา (Commercial Operation Date: COD) ให้จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ในอัตราขั้นต่ำ 1 สตางค์/หน่วยของพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ ตามประเภทเชื้อเพลิง ที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า สำหรับโรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าที่ได้รับอนุมัติก่อสร้างแล้ว และโรงไฟฟ้าปัจจุบัน (โรงไฟฟ้าเก่า) จ่ายเงินเข้ากองทุนฯ ในอัตราขั้นต่ำ 1 สตางค์/หน่วยของพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ตามประเภทเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า
3. การกำกับดูแลการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ให้มีคณะกรรมการกำกับดูแลกองทุนพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ซึ่งแต่งตั้งโดยผู้ว่าราชการจังหวัดที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ และมีคณะกรรมการกำกับดูแลกองทุนพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ทำหน้าที่ในการกำหนดหลักเกณฑ์และวิธีการบริหารงานกองทุนฯ
4. การกำหนดผู้ได้รับผลประโยชน์จากกองทุน ให้กำหนดจากการแบ่งขอบเขตพื้นที่ คือ พื้นที่ชั้นใน หมายถึงขอบเขตของพื้นที่ที่อยู่ในรัศมีขั้นต่ำ 5 กิโลเมตรจากขอบเขตของโรงไฟฟ้า หรือขอบเขตของนิคมอุตสาหกรรม ที่โรงไฟฟ้าตั้งอยู่ และพื้นที่ชั้นนอก หมายถึงขอบเขตของพื้นที่ที่อยู่นอกเหนือพื้นที่ชั้นใน โดยให้อยู่ในดุลพินิจของคณะกรรมการบริหารกองทุนพัฒนาพื้นที่รอบโรงไฟฟ้า ทั้งนี้ ผู้ได้รับผลประโยชน์จากกองทุนให้หมายรวมถึง ประชาชน หน่วยงานของภาครัฐ องค์กรบริหารส่วนท้องถิ่นหรือองค์กรบริหารส่วนเทศบาลที่อยู่ในพื้นที่ดังกล่าว
5. กรอบการใช้จ่ายเงินกองทุน ต้องเป็นการใช้จ่ายเพื่อประโยชน์ของส่วนรวมเป็นหลัก และให้ความสำคัญกับพื้นที่ชั้นในเป็นลำดับแรก
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 ผลการทดสอบสมรรถนะและความทนทานของเครื่องยนต์คาร์บิวเรเตอร์ในการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์
สรุปสาระสำคัญ
1. กระทรวงพลังงานได้กำหนดเป้าหมายให้มีการใช้เอทานอล เพื่อทดแทน MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 วันละ 1 ล้านลิตร ในปี 2549 และเพิ่มเป็นวันละ 3 ล้านลิตร เพื่อทดแทน MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 และทดแทนเนื้อน้ำมันในน้ำมันเบนซิน 91 ภายในปี 2554 ต่อมากรมธุรกิจพลังงานร่วมกับสมาคมอุตสาหกรรมยานยนต์ไทย จัดทำบัญชีรายการรุ่นรถยนต์ที่ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 พบว่ารถยนต์ส่วนใหญ่เป็นเครื่องยนต์หัวฉีด ตั้งแต่ปี 2538 ที่สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ได้ รวมทั้งรถยนต์ที่เป็นเครื่องยนต์คาร์บิวเรเตอร์
2. กรมพัฒนาพลังงานทดแทนฯ ได้ศึกษาโครงการพัฒนาปรับปรุงเครื่องยนต์คาร์บิวเรเตอร์ของรถยนต์ที่ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์เพื่อศึกษาผลกระทบและหาแนวทางแก้ไขโดยการปรับแต่งเครื่องยนต์ที่จะทำให้รถยนต์สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ได้ โดยได้ทำการสำรวจประชากรรถยนต์ที่จดทะเบียนไม่เกินปี 2538 ที่มีระบบจ่ายเชื้อเพลิงแบบคาร์บิวเรเตอร์ และพบว่ารถยนต์ยี่ห้อโตโยต้า ฮอนด้า และมิตซูบิชิมีสัดส่วนรถยนต์ที่มีระบบจ่าย เชื้อเพลิงแบบคาร์บิวเรเตอร์มากที่สุดตามลำดับ จึงใช้รถยนต์จาก 3 บริษัทๆ ละ 3 คัน รวมรถยนต์ทดสอบจำนวน 9 คัน ได้ประเมินชิ้นส่วนเครื่องยนต์ ประเมินผลด้านมลพิษ สมรรถนะ และความสามารถในการขับขี่ก่อนการ นำไปวิ่งทดสอบ (ระยะทาง 0 กิโลเมตร) แล้วนำรถยนต์ที่ใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ไปวิ่งทดสอบภาคสนามสะสมระยะทาง 100,000 กิโลเมตร โดยระหว่างดำเนินการจะทดสอบสมรรถนะและมลพิษรถยนต์ วิเคราะห์คุณสมบัติของน้ำมันหล่อลื่นที่ใช้แล้วทุกๆ 20,000 กิโลเมตร เพื่อหาข้อสรุปว่าอุปกรณ์และชิ้นส่วนใดที่ได้รับผลกระทบจากการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์
3. ผลการประเมินภายหลังจากรถยนต์ได้วิ่งทดสอบภาคสนาม 100,000 กิโลเมตร พบว่ารถทดสอบให้ผลทดสอบกำลังที่แตกต่างกัน โดยขึ้นกับเทคโนโลยีและสภาพการสึกหรอของเครื่องยนต์ทดสอบ และผลทดสอบด้านมลพิษและการสิ้นเปลืองเชื้อเพลิง ค่า THC และ CO มีแนวโน้มทั้งลดลงและไม่เปลี่ยนแปลงสำหรับรถยนต์บางรุ่น ส่วนค่า NOx มีทิศทางทั้งเพิ่มขึ้นและลดลงจึงทำให้ไม่สามารถสรุปภาพรวมได้ เนื่องจาก 1) การควบคุมส่วนผสมของเชื้อเพลิงกับอากาศเข้าเครื่องยนต์ทำได้ไม่ดี 2) รถทดสอบมีสภาพค่อนข้างเก่า เลขไมล์เริ่มต้นทดสอบประมาณ 200,000 กิโลเมตร การวิ่งรถทดสอบไปอีก 100,000 กิโลเมตร ทำให้การสึกหรอของเครื่องยนต์เพิ่มขึ้น และสภาพเครื่องยนต์ภายหลังวิ่งทดสอบแล้วจะมีสภาพที่ใกล้หมดอายุ จึงได้ส่งผลโดยตรงต่อปริมาณสารพิษและการสิ้นเปลืองเชื้อเพลิง
4. สำหรับการสิ้นเปลืองเชื้อเพลิง พบว่าความสามารถในการขับขี่หลังวิ่งสะสมครบ 100,000 กิโลเมตร โดยภาพรวมค่อนข้างดี ช่วยให้เกิดการประหยัดเชื้อเพลิงได้ร้อยละ 5 - 8 ขณะที่การสิ้นเปลืองเชื้อเพลิงได้เพิ่มขึ้นเล็กน้อย ในการเปรียบเทียบความเสถียรของเครื่องยนต์ที่ระยะทาง 0 กิโลเมตร เมื่อทดสอบกับน้ำมันเบนซิน ออกเทน 95 และน้ำมันแก๊สโซฮอล์ออกเทน 95 อยู่ในเกณฑ์ที่ดีทั้ง 9 คันโดยไม่มีความแตกต่างของชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ แต่ที่ระยะทาง 100,000 กิโลเมตร พบว่าเครื่องยนต์เดินเบาไม่ค่อยเรียบแต่ยังอยู่ในเกณฑ์ที่รับได้ ส่วนความสามารถในการขับขี่ที่ 0 กิโลเมตรและ 100,000 กิโลเมตร ระหว่างการใช้น้ำมันเบนซินออกเทน 95 กับน้ำมัน แก๊สโซฮอล์ 95 โดยรวมอยู่ในเกณฑ์ดี
5. ส่วนผลการประเมินชิ้นส่วนเครื่องยนต์ทั้ง 9 คันก่อนการทดสอบอยู่ในสภาพใช้งานได้ และผลการทดสอบน้ำมันหล่อลื่นมีค่าไม่แตกต่างกันมากและอยู่ต่ำกว่าเกณฑ์ที่ควรระวังที่กำหนดไว้มาก
6. การตรวจประเมินเครื่องยนต์และระบบเชื้อเพลิงสรุปได้ว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล์สามารถนำไปใช้กับ รถยนต์คาร์บิวเรเตอร์ได้ โดยอาจต้องปรับแต่งเครื่องยนต์ในส่วนผสมอากาศต่อเชื้อเพลิง ส่วนผลกระทบต่อ การใช้งานระยะยาวพบว่าน้ำมันแก๊สโซฮอล์ไม่ก่อให้เกิดผลการสึกหรอของชิ้นส่วนในเครื่องยนต์ที่ผิดปกติที่ 100,000 กิโลเมตร
7. ปัญหาทั่วไปในการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์จะเกิดขึ้นกับระบบที่เป็นยางหรือพลาสติก ส่วนรถยนต์ยี่ห้อและรุ่นอื่นๆ เมื่อใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์แล้วเกิดปัญหา จึงควรพิจารณาอะไหล่ เช่น ปั๊มดูดน้ำมันเชื้อเพลิงในถัง ท่อยางระบบเชื้อเพลิงทั้งหมด และควรบำรุงรักษารถยนต์และเครื่องยนต์อย่างสม่ำเสมอ โดยควรใช้อะไหล่ ของแท้ ทั้งนี้ในช่วงของการใช้งานอาจเกิดปัญหาเกี่ยวกับการกรองเชื้อเพลิงตัน เนื่องจากน้ำมันแก๊สโซฮอล์ไป ชะล้างคราบตะกอน หรือเขม่าคาร์บอนตามท่อยางต่างๆ แล้วไปอุดตันอยู่ที่กรองเชื้อเพลิง ดังนั้นช่วงแรก ควรเปลี่ยนกรองเชื้อเพลิงเร็วขึ้น
8. การเผยแพร่ผลการศึกษาได้มีการจัดประชุมร่วมกับบริษัทผู้ผลิตรถยนต์ ซึ่งที่ประชุมได้เสนอแนวทางการส่งเสริมการใช้แก๊สโซฮอล์ 95 กับรถยนต์คาร์บิวเรเตอร์โดยให้เผยแพร่ผลการศึกษาวิจัยให้ผู้บริโภคได้รับทราบข้อมูลผลการทดสอบการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 กับรถยนต์คาร์บิวเรเตอร์ ในกรณีที่รถยนต์รุ่นใด ไม่สามารถใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ได้ควรส่งเสริมให้รถยนต์เปลี่ยนไปใช้น้ำมันเบนซิน 91 หรือในกรณีที่รถยนต์รุ่นใดไม่สามารถใช้น้ำมันเบนซิน 91 ได้ ให้ขอความร่วมมือจากบริษัทค้าน้ำมันผลิตสารเพิ่มออกเทนโดยให้ ผู้บริโภคเติมน้ำมันเบนซิน 91 และเติมสารเพิ่มออกเทนให้มีออกเทนเป็น 95 นอกจากนี้ได้มีการจัดสัมมนาเพื่อนำเสนอผลการศึกษาโครงการฯดังกล่าว โดยเชิญผู้แทนหน่วยงานราชการ บริษัทน้ำมัน อุตสาหกรรมโรงกลั่น อู่กลางการประกันภัยเข้าร่วม
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ครั้งที่ 19 - วันศุกร์ ที่ 16 มีนาคม พ.ศ. 2550
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 2/2550 (ครั้งที่ 19)
วันศุกร์ที่ 16 มีนาคม พ.ศ. 2550 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. การส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์
2. การส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5
3. มาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
4. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (1 กุมภาพันธ์ - 15 มีนาคม 2550)
5. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2550 ได้พิจารณาเรื่อง การปรับปรุงโครงสร้างราคาเอทานอลเพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยมีมติเห็นชอบให้กำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ 1.50 บาท/ลิตร และฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 1.00 บาท/ลิตร พร้อมทั้งเห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อเป็นกลไกให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ถูกกว่าราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 91 ลิตรละ 1.50 บาท ตลอดจนเห็นชอบแนวทางการใช้กองทุนน้ำมันฯ เพื่อเป็นกลไก ในการรักษาระดับค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ตามหลักเกณฑ์ โดยมีสูตรราคาหน้าโรงกลั่นของน้ำมัน แก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 เป็นดังนี้
ราคาแก๊สโซฮอล์ 95 = 90% ของ[ราคาเบนซินออกเทน 95 + (1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + 10%ของราคาเอทานอล
ราคาแก๊สโซฮอล์ 91 = 90% ของ[ราคาเบนซินออกเทน 91 + (1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984)] + 10%ของราคาเอทานอล
2. ปัจจุบันมีผู้ประกอบการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง จำนวน 6 ราย กำลังการผลิตติดตั้งรวม 855,000 ลิตร/วัน ซึ่งสามารถผลิตได้รวม 750,000 ลิตร/วัน แต่ในเดือน กุมภาพันธ์ 2550 สามารถผลิตเอทานอลรวมได้เพียง 403,200 ลิตร/วัน อย่างไรก็ตามในช่วงเดือนมีนาคม - มิถุนายน 2550 จะมีโรงงานผลิตเอทานอลที่มีกำหนดก่อสร้างโรงงานแล้วเสร็จเพิ่มขึ้นอีก 3 ราย ซึ่งมีกำลังการผลิตรวม 360,000 ลิตร/วัน
3. สำหรับสัดส่วนการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 เทียบกับน้ำมันออกเทน 95 และสัดส่วนการใช้น้ำมัน แก๊สโซฮอล์ 91 เทียบกับน้ำมันออกเทน 91 โดยรวมอยู่ที่ร้อยละ49 และ 2 ตามลำดับ โดยปัจจุบันมีบริษัทค้าน้ำมันแก๊สโซฮอล์จำนวน 10 บริษัท สถานีบริการน้ำมันแก๊สโซฮอล์รวม 3,466 แห่ง (ณ เดือนธันวาคม 2549) โดยยอดขายแก๊สโซฮอล์เฉลี่ยในปี 2549 เดือนมกราคม และเดือนกุมภาพันธ์ 2550 เท่ากับ 3.50 3.35 และ 3.61 ล้านลิตร/วัน ตามลำดับ และปริมาณสำรองเอทานอล (หัก dead stock แล้ว) ของผู้ค้าฯ รวม 20.26 ล้านลิตร (ณ วันที่ 31 มกราคม 2550) โดยมีราคาขายปลีกของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 ต่ำกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 เท่ากับ 2.00 บาท/ลิตร และ 1.50 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ผู้ค้าน้ำมันได้มีหนังสือถึง สนพ. ร้องเรียนเกี่ยวกับหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ตามมติ กบง. ในข้อ 1 ซึ่งไม่สะท้อนต้นทุนการผลิตที่เป็นจริงของผู้ค้าน้ำมัน โดยต้นทุนการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน 91 เมื่อนำไปผสมเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 อยู่ในระดับที่สูงกว่าน้ำมันเบนซิน 91 ค่อนข้างมาก เนื่องจากผู้ผลิตต้องใช้น้ำมันองค์ประกอบที่มีราคาแพงในการผสมด้วยสัดส่วนที่สูง เพื่อให้ได้คุณภาพตามที่กำหนด ขณะที่ผู้ผลิตต้องจำหน่ายน้ำมันองค์ประกอบอื่นๆ ที่เหลือ ด้วยการส่งออกในราคาถูก
5. เมื่อวันที่ 12 มีนาคม 2550 สนพ. ได้หารือกับผู้ผลิตและหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง เพื่อพิจารณาเรื่อง ต้นทุนการผลิตน้ำมันเบนซินพื้นฐาน 91 เพื่อนำไปผสมเป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 โดยที่ประชุมเห็นควรให้กำหนดราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซินพื้นฐาน 91 เท่ากับ ราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันเบนซิน 91 + 2 $/BBL ซึ่งจะมีผลทำให้ต้นทุน ราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันพื้นฐาน 91 เพิ่มขึ้นประมาณ 0.20 บาท/ลิตร และเพื่อเพิ่มแรงจูงใจให้ประชาชนมาใช้แก๊สโซฮอล์มากขึ้นรัฐบาลจึงควรออกมาตรการปรับราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ให้ ถูกกว่า น้ำมันเบนซินมากกว่าเดิม
6. หากปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ จาก 1.50 บาท/ลิตร เป็น 1.00 บาท/ลิตร จะทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 และ 91 ถูกกว่าน้ำมันเบนซิน 95 และ 91 ได้ถึงระดับ 2.50 บาท/ลิตร และ 2.00 บาท/ลิตร ตามลำดับ อย่างไรก็ตาม เมื่อปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของ น้ำมันแก๊สโซฮอล์มาอยู่ที่ระดับฐาน คือ 1.00 บาท/ลิตร แล้ว หากราคาเอทานอลปรับตัวสูงขึ้น หรือราคาน้ำมันเบนซินปรับตัวลดลงจากระดับปัจจุบัน จะทำให้ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล์น้อยกว่าค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน ขณะที่กองทุนน้ำมันฯ ไม่สามารถปรับลดอัตราส่งเงินเข้ากองทุนฯ ลงได้อีก เนื่องจากมีข้อจำกัดฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ตามมติ กบง. ในข้อ 1 และการปรับฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมัน แก๊สโซฮอล์ลงนี้ จะทำให้เงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ลดลงเฉลี่ยประมาณ 332 ล้านบาท/เดือน
7. เพื่อเป็นการส่งเสริมให้เกิดการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์เพิ่มมากขึ้น ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 และปรับฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ ดังนี้
7.1 ขอความเห็นชอบในการปรับสูตรการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ดังนี้
ราคาแก๊สโซฮอล์ 91 = 90% ของ[ราคาเบนซินออกเทน 91 + (2 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984)] + 10%ของราคาเอทานอล
7.2 ขอความเห็นชอบกำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ 1.50 บาท/ลิตร และฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.50 บาท/ลิตร
ทั้งนี้ ให้มีผลตั้งแต่วันที่ 19 มีนาคม 2550 เป็นต้นไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการปรับปรุงหลักเกณฑ์การกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 และปรับฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 17 มีนาคม 2550 เป็นต้นไป ดังนี้
1.1 ให้ปรับสูตรการกำหนดราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 เป็นดังนี้
ราคาแก๊สโซฮอล์ 91 = 90% ของ[ราคาเบนซินออกเทน 91+(2$/BBL´อัตราแลกเปลี่ยน/158.984)] + 10% ของราคาเอทานอล
1.2 กำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ 1.50 บาท/ลิตร และฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.50 บาท/ลิตร
2. มอบหมายให้ สนพ. รับไปดำเนินการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์เพื่อเพิ่มความแตกต่างของราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 95 และแก๊สโซฮอล์ 95 เป็น 2.5 บาท/ลิตร โดยให้เริ่มมีผลตั้งแต่วันที่ 17 มีนาคม 2550 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 2 การส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2550 กบง. ได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซล (B100) โดยอิงจากราคาน้ำมันปาล์มดิบและเมทานอลซึ่งเป็นวัตถุดิบหลักในการผลิตไบโอดีเซล และเห็นชอบให้ใช้ กองทุนน้ำมันฯ เป็นกลไกในการรักษาระดับค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ตามหลักเกณฑ์กำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ที่ 0.55 บาท/ลิตร และฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.30 บาท/ลิตร รวมทั้งเห็นชอบในหลักการให้ใช้อัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพื่อทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว ในระดับ 1.00 บาท/ลิตร โดยมอบหมายให้ สนพ. ดำเนินการเมื่อการผลิตไบโอดีเซล(B100) มีปริมาณพอเพียงกับความต้องการแล้ว
2. ปัจจุบันมีโรงงานผลิตไบโอดีเซล (B100) จำนวน 5 ราย กำลังผลิตติดตั้ง 840,000 ลิตร/วัน และ โรงงานผลิตไบโอดีเซลที่อยู่ระหว่างพัฒนา จำนวน 5 ราย กำลังผลิตประมาณ 1,070,000 ลิตร/วัน และในเดือนกุมภาพันธ์ 2550 ปริมาณการผลิตของไบโอดีเซล (B100) อยู่ที่ระดับ 24,000 ลิตร/วัน และปริมาณสต๊อกไบโอดีเซล (B100) รวม 1,702,000 ลิตร สำหรับการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 มีผู้ค้าจำนวน 2 ราย คือ ปตท. และบางจาก โดยมีสถานีบริการรวมทั้งสิ้น 431 แห่ง รวมปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 660,000 ลิตร/วัน หรือเทียบเท่าปริมาณไบโอดีเซล (B100) ประมาณ 33,000 ลิตร/วัน และเพื่อสร้างแรงจูงใจให้ประชาชนใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพิ่มขึ้น สนพ. ได้ปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เป็น 0.30 บาท/ลิตร ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.70 บาท/ลิตร
3. จากมติ กบง. เมื่อวันที่ 5 กุมภาพันธ์ 2550 ได้เห็นชอบในหลักการให้ใช้การกำหนดอัตราเงินกองทุนน้ำมันฯ สำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เพื่อทำให้ราคาขายปลีกของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ต่ำกว่าราคา ขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.00 บาท/ลิตร ซึ่งไม่สามารถดำเนินการได้ เนื่องจากข้อจำกัดเรื่องการกำหนดฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ที่ 0.30 บาท/ลิตร ทำให้ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้เพียง 0.70 บาท/ลิตร เท่านั้น ซึ่งหากจะเพิ่มส่วนต่างของ ราคาเป็น 1 บาท/ลิตร จะต้องปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 อยู่ในระดับ 0.05 บาท/ลิตร สนพ. ได้พิจารณาแล้วเห็นควรกำหนดให้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วมีเกรดเดียว ทั้งนี้การดำเนินการจะต้องได้ข้อสรุปในเรื่องคุณภาพ น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว โครงสร้างภาษีสรรพสามิต และการยอมรับของกลุ่มยานยนต์และผู้ค้าน้ำมัน
4. เพื่อเป็นการส่งเสริมและจูงใจให้ประชาชนเปลี่ยนมาใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 มากขึ้น โดยให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ต่ำกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 1.00 บาท/ลิตร สนพ. จึงขอเสนอให้ปรับลดฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จาก 0.30 บาท/ลิตร เป็น 0.05 บาท/ลิตร โดยมอบให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศ กบง. เพื่อให้มีผลบังคับใช้ ต่อไป ทั้งนี้จะทำให้รายรับกองทุนฯลดลงประมาณ 224 ล้านบาท/เดือน และเมื่อรวมรายได้ที่ลดลงจากการปรับลดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของน้ำมัน แก๊สโซฮอล์อีก 332 ล้านบาท/เดือน จะทำให้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงชำระหนี้ได้ช้าลง จากเดือนมกราคม 2551 จะเลื่อนออกไปเป็นในเดือนเมษายน 2551และประเด็นน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดเดียว สนพ. ขอรับไปประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องถึงความเป็นไปได้ต่อไป
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการให้มีการปรับลดฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันดีเซล หมุนเร็ว บี 5 จาก 0.30 บาท/ลิตร เป็น 0.05 บาท/ลิตร โดยให้ชะลอการดำเนินการเพื่อเพิ่มความแตกต่างของราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วกับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 เป็น 1 บาท/ลิตร ไว้ก่อน จนกว่าจะได้ความชัดเจนในเรื่องแนวทางการส่งเสริมน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเกรดเดียว
2. มอบหมายให้ สนพ. รับไปประสานหน่วยงานที่เกี่ยวข้องเพื่อศึกษาความเป็นไปได้ของแนวทางที่จะส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซลเกรดเดียว และนำมาเสนอคณะกรรมการฯ ในการประชุมครั้งต่อไป
เรื่องที่ 3 มาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 2 พฤศจิกายน 2542 ได้มีมติเห็นชอบตามมติ กพช. เรื่องมาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย โดยให้ความเห็นชอบมาตรฐานคุณภาพบริการของการ ไฟฟ้านครหลวง (กฟน.) และการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) ตลอดจนแนวทางการกำกับดูแลเรื่องมาตรฐาน คุณภาพบริการของการไฟฟ้า และให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนเมษายน 2543 เป็นต้นไป ต่อมา คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 14 พฤษภาคม 2545 ได้อนุมัติตามมติ กพช. ให้มีการปรับปรุงเกณฑ์มาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย โดยให้เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนเมษายน 2545 เป็นต้นไป ซึ่ง สนพ. ได้ ดำเนินการว่าจ้างสถาบันวิจัยพลังงาน จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย เพื่อทำการวิเคราะห์และประเมินผลการ ดำเนินงานของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายตามเกณฑ์มาตรฐานคุณภาพบริการที่ปรับปรุงใหม่เป็นประจำทุกปี โดยเริ่มตั้งแต่ปี 2545 เป็นต้นมา
2. ผลการประเมินมาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายประจำปี 2545-2548 สรุปได้ ดังนี้
2.1 กฟน. มีผลการประเมินที่ไม่ผ่านเกณฑ์มาตรฐาน คุณภาพแรงดันไฟฟ้าในระดับ 12 kV และ 24 kV และไม่สามารถประเมินแรงดัน 69 kV ได้เนื่องจากข้อมูลที่สุ่มได้และข้อมูลที่ได้รับจาก กฟน. ไม่สอดคล้องกัน
2.2 กฟภ. มีผลการประเมินที่ไม่ผ่านเกณฑ์มาตรฐาน ที่การไฟฟ้ารับประกันเรื่องระยะเวลาการ ขอใช้ไฟฟ้าใหม่ในระบบแรงดันต่ำ และการคืนหลักประกันการใช้ไฟฟ้า รวมทั้งมาตรฐานคุณภาพแรงดันไฟฟ้า ในระดับ 33 kV, 22 kV และ 220/380 V เนื่องจากข้อมูลที่สุ่มได้และข้อมูลที่ได้รับจาก กฟภ. ไม่สอดคล้องกันนอกจากนี้ไม่สามารถประเมินมาตรฐานค่าดัชนีจำนวนไฟฟ้าดับต่อรายต่อปี (SAIFI) และค่าดัชนีระยะเวลา ไฟฟ้าดับต่อ รายต่อปี (SAIDI) เนื่องจากไม่ได้รับข้อมูลสถิติไฟฟ้าดับในจำนวนที่มากพอ
2.3 ที่ปรึกษา สถาบันวิจัยพลังงาน ได้เสนอแนะการปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ดังนี้
2.3.1 กฟน. และ กฟภ. ควรพัฒนาระบบฐานข้อมูลให้ถูกต้องแม่นยำและมีรูปแบบการบันทึกข้อมูลเป็นมาตรฐานเดียวกันทุกการไฟฟ้าเขต สำหรับใช้ในการตรวจสอบ และปรับปรุงการบริการไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายให้ดีขึ้น
2.3.2 การกำหนดเป้าหมายและแผนการปรับปรุงคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในระยะต่อไป ควรดำเนินการ ดังนี้ (1) ควรปรับปรุงมาตรฐานด้านเทคนิคในส่วนของความเชื่อถือได้ให้เหมาะสม โดยปรับปรุงมาตรฐานค่า SAIFI และ SAIDI จากการถ่วงน้ำหนักระหว่างค่าเกณฑ์มาตรฐานเดิมกับผลการดำเนินงานปี 2548 ในสัดส่วนร้อยละ 50:50 และ (2) ควรศึกษาความเหมาะสมของเกณฑ์มาตรฐานให้เหมาะสมมากขึ้นในระยะยาว
ข้อเสนอการปรับเกณฑ์มาตรฐานความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย
เขตพื้นที่ | มาตรฐาน คุณภาพบริการ | ผลการดำเนินงาน ประจำปี 2548 | มาตรฐานใหม่ ที่นำเสนอ | |||
SAIFI | SAIDI | SAIFI | SAIDI | SAIFI | SAIDI | |
การไฟฟ้านครหลวง | ||||||
เขตนิคมอุตสาหกรรม |
3.41 | 84.91 | 1.84 | 23.56 | 2.63 | 54.23 |
เขตเมืองและย่านธุรกิจ | 3.35 | 74.62 | 1.57 | 35.10 | 2.46 | 54.86 |
เขตชานเมือง | 5.43 | 128.37 | 3.22 | 72.37 | 4.32 | 100.37 |
รวมทุกพื้นที่ | 3.70 | 82.73 | 1.87 | 41.41 | 2.79 | 62.07 |
การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค | ||||||
เขตนิคมอุตสาหกรรม |
4.95 | 324 | 4.75 | 151.50 | 4.85 | 237.75 |
เขตเมืองและย่านธุรกิจ | 13.7 | 884 | 8.21 | 356.38 | 10.95 | 620.19 |
เขตชานเมือง | 21.28 | 1,615 | 13.39 | 731.69 | 17.34 | 1,173.35 |
รวมทุกพื้นที่ | 18.85 | 1,496 | 12.00 | 630.65 | 15.42 | 1,063.32 |
3. ฝ่ายเลขานุการฯ ได้เสนอให้มีการปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพการให้บริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายให้มีความเหมาะสมเพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าได้รับคุณภาพบริการไฟฟ้าที่ดียิ่งขึ้น ดังนี้
3.1 ระยะสั้น : ควรให้มีการปรับปรุงเกณฑ์มาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ตามข้อเสนอของสถาบันวิจัยพลังงาน โดยให้เริ่มดำเนินการตั้งแต่เดือนเมษายน 2550 เป็นต้นไป และเห็นควรให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายดำเนินการปรับปรุงระบบฐานข้อมูลให้มีความถูกต้องแม่นยำ ตลอดจน จัดทำเอกสารและรูปแบบการบันทึกข้อมูลมาตรฐานคุณภาพบริการที่เป็นมาตรฐานเดียวกันทุกการไฟฟ้าเขต
3.2 ระยะยาว : ควรให้มีการประเมินมาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายต่อเนื่องเป็นประจำทุกปี และควรศึกษาแนวทางการปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายและระบบฐานข้อมูลมาตรฐานคุณภาพบริการให้มีความเหมาะสมยิ่งขึ้น โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเป็นผู้ออก ค่าใช้จ่าย
มติของที่ประชุม
1. รับทราบผลการศึกษาการประเมินผลการดำเนินงานตามมาตรฐานคุณภาพบริการ ของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ปี 2545-2548
2. เห็นชอบการปรับปรุงเกณฑ์มาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายสำหรับปีปฏิทิน 2550 รายละเอียดตามเอกสารแนบ 3.3.5 และมอบหมายให้ กฟน. และ กฟภ. ดำเนินการปรับปรุงระบบฐาน ข้อมูล และรูปแบบการบันทึกข้อมูลมาตรฐานคุณภาพบริการที่เป็นมาตรฐานเดียวกันทุกการไฟฟ้าเขต ตลอดจน ดำเนินการปรับปรุงมาตรฐานและประสานงานกับ กฟผ. ให้ปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพบริการของ กฟผ. ให้ดีขึ้น เพื่อให้ผู้ใช้ไฟฟ้าได้รับมาตรฐานคุณภาพบริการตามเกณฑ์ที่กำหนด
3. เห็นชอบให้ สนพ. ดำเนินการ ดังนี้
3.1 ประเมินมาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเป็นประจำทุกปี โดยให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเป็นผู้ออกค่าใช้จ่าย
3.2 ศึกษาแนวทางการปรับปรุงมาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตและการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย และระบบฐานข้อมูลมาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้า ตลอดจน การกำหนดบทปรับกรณีการไฟฟ้าไม่สามารถปรับปรุงระบบฐานข้อมูล รูปแบบการบันทึกข้อมูลที่เป็นมาตรฐานเดียวกัน และมีผลการดำเนินงานไม่เป็นไปตามเกณฑ์มาตรฐานคุณภาพบริการที่กำหนด เพื่อนำมาใช้เป็นแนวทางการกำกับดูแล มาตรฐานคุณภาพบริการของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตและการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายในปีปฏิทิน 2551 ต่อไป โดยการ ไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง เป็นผู้ออกค่าใช้จ่าย
เรื่องที่ 4 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (1 กุมภาพันธ์ - 15 มีนาคม 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยในเดือนกุมภาพันธ์ 2550 อยู่ที่ระดับ 55.75 และ 57.94 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล เฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 4.06 และ 3.71 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากข่าว BP ต้องหยุดดำเนินการแหล่งผลิตน้ำมันดิบ Northstar ที่ Alaska และข่าวอิหร่านออกมาปฏิเสธข้อตกลงในการระงับการทดลองเสริมสมรรถนะแร่ยูเรเนียม และในช่วงวันที่ 1 -15 มีนาคม ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 58.45 และ 61.35 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เฉลี่ยปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้วเนื่องจากตลาดมองว่าสภาพเศรษฐกิจโลกมีแนวโน้มที่ยังเติบโตได้ดีกว่าที่คาดการณ์ไว้และจากข่าว International Enery Agency (IEA) คาดการณ์ความต้องการใช้น้ำมันของโลกในช่วงไตรมาสที่ 1 ปี 2550 จะเพิ่มขึ้นจากช่วงเวลาเดียวกันของปีก่อน ประมาณร้อยละ 2.7
2. ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลเดือนกุมภาพันธ์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 66.80, 65.73 และ 70.61 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้ว 5.21, 5.42 และ 4.53 เหรียญสหรัฐฯต่อ บาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบ และข่าวท่อขนส่งน้ำมันสำเร็จรูป บริษัท TEPPCO รั่วส่งผลให้การขนส่งน้ำมันสำเร็จรูปต่างๆ ต้องหยุดชะงัก ประกอบกับมีการนำน้ำมันเบนซินปริมาณ 400,000 ตัน จากญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ไปขายในแถบตะวันตก และช่วงวันที่ 1 - 15 มีนาคม ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 76.39, 74.85 และ 72.09 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนที่แล้วตามราคาน้ำมันดิบ ประกอบกับข่าว Reuter Polls ที่คาดการณ์ปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินอาจลดลง เนื่องจากโรงกลั่นหลายแห่งในสหรัฐอเมริกา และเวียดนามได้ออกประมูลซื้อน้ำมันดีเซลปริมาณ 20,000 ตัน รวมทั้งเกาหลีมีแผนงดส่งออกน้ำมันดีเซลในเดือนเมษายน
3. ราคาขายปลีกในเดือนกุมภาพันธ์ 2550 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ 95, 91 เพิ่มขึ้น 1 ครั้ง ปรับราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ลดลง 1 ครั้ง และปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว บี 5 เพิ่มขึ้น 1 ครั้ง และปรับลดลง 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ 95, 91 ดีเซลหมุนเร็วบี 5 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2550 อยู่ที่ระดับ 25.99, 25.19, 24.19, 23.69, 22.44 และ 22.94 บาท/ลิตร ตามลำดับ และช่วงวันที่ 1-15 มีนาคม 2550 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ 91เพิ่มขึ้น 4 ครั้ง ปรับราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 เพิ่มขึ้น 4 ครั้ง และปรับราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและดีเซลหมุนเร็ว บี 5 เพิ่มขึ้น 2 ครั้ง และปรับราคาดีเซลหมุนเร็ว บี 5 ลดลง 1 ครั้ง ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ 95, 91 ดีเซลหมุนเร็วบี 5 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 15 มีนาคม 2550 อยู่ที่ระดับ 27.59, 26.79, 25.59, 25.29, 23.04 และ 23.74 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ราคาน้ำมันในเดือนมีนาคม 2550 คาดว่าราคาน้ำมันยังคงผันผวน โดยแนวโน้มปรับตัวเพิ่มขึ้น ซึ่งราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 55 - 60 และ 58 - 63 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากกรณีความตึงเครียดระหว่างสหรัฐอเมริกากับอิหร่านเกี่ยวกับโครงการนิวเคลียร์และปัญหาการก่อการร้าย ในสามเหลี่ยมไนเจอร์ของไนจีเรีย และคาดว่าน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 68 - 75 และ 63 - 70 เหรียญสหรัฐฯต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากประเทศต่างๆ จะเริ่มสั่งซื้อน้ำมันเพื่อสำรองสำหรับเตรียมไว้ใช้สำหรับฤดูกาลท่องเที่ยว (Driving season) ตลอดจนจากราคา Naphtha ที่ปรับตัวสูงขึ้นทำให้โรงกลั่นต่างๆในเอเชียหันไปผลิต Naphtha มากขึ้น ประกอบกับโรงกลั่นต่างๆ จะเริ่มปิดเพื่อซ่อมบำรุงประจำปีในช่วงต้นเดือนมีนาคม
5. ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนกุมภาพันธ์ 2550 ได้ปรับตัวลดลง 21 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 526 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน จากอุปทานในภูมิภาคมีจำนวนมาก และเดือนมีนาคม ราคาก๊าซ LPG ได้ปรับตัวลดลง 20 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 506 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน จากความต้องการใช้ของญี่ปุ่นและเกาหลีใต้ลดลง ทำให้อุปทานในภูมิภาคมีจำนวนมาก ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 11.8028 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 1.7329 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก อยู่ที่ระดับ 3.1621 บาท/กิโลกรัม ส่วนแนวโน้มราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนเมษายน 2550 คาดว่าราคาจะทรงตัวอยู่ในระดับ 500 - 510 เหรียญสหรัฐฯ/ตัน
6. ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ณ วันที่ 12 มีนาคม 2550 มีเงินสดสุทธิ 4,743 ล้านบาท มีหนี้สินค้างชำระ 38,055 ล้านบาท แยกเป็นหนี้พันธบัตร 17,600 ล้านบาท หนี้เงินกู้สถาบันการเงิน 8,344 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาน้ำมันค้างชำระ 1,064 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 11,009 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 38 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 33,312 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 5 การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 กบง. ได้มีมติเห็นชอบการมอบอำนาจให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้มีอำนาจสั่งการในการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการต่างๆ ภายใต้ กบง. แทนคณะกรรมการฯ โดยให้รายงานผลให้คณะกรรมการฯ ทราบ ในการประชุมภายหลัง
2. ในช่วงเดือนพฤศจิกายน 2549 - มีนาคม 2550 ประธาน กบง. ได้ลงนามในหนังสือแต่งตั้ง คณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. จำนวน 7 คณะ ซึ่งประกอบด้วย คณะอนุกรรมการที่มีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธานอนุกรรมการ และกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงานเป็นอนุกรรมการและเลขานุการ จำนวน 5 คณะ ได้แก่ 1) คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตพลังงานจากขยะ (คำสั่งแต่งตั้ง ณ วันที่ 20 พฤศจิกายน 2549) 2) คณะอนุกรรมการเอทานอล (คำสั่งแต่งตั้ง ณ วันที่ 12 ธันวาคม 2549) 3) คณะอนุกรรมการ ไบโอดีเซล (คำสั่งแต่งตั้ง ณ วันที่ 12 ธันวาคม 2549) 4) คณะอนุกรรมการด้าน มาตรฐานประสิทธิภาพพลังงาน (คำสั่งแต่งตั้ง ณ วันที่ 7 กุมภาพันธ์ 2550) 5) คณะอนุกรรมการพัฒนาโครงการไฟฟ้าพลังน้ำ (คำสั่งแต่งตั้ง ณ วันที่ 16 กุมภาพันธ์ 2550) นอกจากนี้คณะอนุกรรมการที่มีปลัดกระทรวงหรือรองปลัดกระทรวง พลังงานที่ได้รับมอบหมายเป็นประธานอนุกรรมการ และมีผู้อำนวยการสำนักความร่วมมือระหว่างประเทศเป็นอนุกรรมการและเลขานุการฯ คือ 6) คณะอนุกรรมการประสานนโยบายและความร่วมมือพหุภาคีด้านพลังงานกับต่างประเทศ (คำสั่งแต่งตั้ง ณ วันที่ 1 มีนาคม 2550) และ 7) คณะอนุกรรมการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (คำสั่งแต่งตั้ง ณ วันที่ 28 กุมภาพันธ์ 2550) โดยมี ผอ.สนพ. เป็นประธานอนุกรรมการ และมีผู้แทน สนพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ครั้งที่ 18 - วันจันทร์ ที่ 5 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2550
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 1/2550 (ครั้งที่ 18)
วันจันทร์ที่ 5 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2550 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. การปรับปรุงโครงสร้างราคาเอทานอลเพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์
2. การปรับปรุงโครงสร้างราคาไบโอดีเซลเพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5
3. สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ปี 2549 - มกราคม 2550)
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายวีระพล จิรประดิษฐกุล) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การปรับปรุงโครงสร้างราคาเอทานอลเพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันแก๊สโซฮอล์
สรุปสาระสำคัญ
1. สถานการณ์การผลิตและจำหน่ายเอทานอลในปี 2550 เป็นต้นไป จะมีแนวโน้มปริมาณการผลิตมากกว่าปริมาณความต้องการ ทั้งในกรณีที่กำหนดให้มีการเปลี่ยนน้ำมันเบนซิน 95 เป็นน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ให้ได้ทั้งหมดและในกรณีที่มีการกำหนดให้ใช้เอทานอลใกล้เคียงกับความต้องการจริง และจากราคาเอทานอลที่อยู่ในระดับสูง ได้ส่งผลกระทบให้ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 ต่ำกว่าน้ำมันเบนซิน 95 อยู่ 0.3187 บาท/ลิตร และการที่น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 มีค่าการตลาดต่ำ ในขณะที่รัฐบาลยังไม่มีนโยบายยกเลิกการจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ทำให้ผู้ค้าน้ำมันไม่มีแรงจูงใจในการเร่งเพิ่มปริมาณการจำหน่ายแก๊สโซฮอล์ 95 และยังคงจำหน่ายน้ำมันเบนซิน 95 ในระดับเดิมต่อไป ประกอบกับ ปัจจุบันราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ถูกกว่า น้ำมันเบนซิน 91 เพียงลิตรละ 1 บาท ซึ่งยังไม่เป็นที่จูงใจให้ประชาชนเปลี่ยนมาใช้แก๊สโซฮอล์ 91 เพิ่มมากขึ้น
2. คณะอนุกรรมการเอทานอลได้มีการประชุมหารือหน่วยงานที่เกี่ยวข้อง ได้มีมติเห็นชอบการปรับหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอลเพื่อให้สะท้อนราคาตลาดโลก ดังนี้
ราคาเอทานอล = ราคาเอทานอลตลาดบราซิล + Freight + Insurance + Loss + Survey
ราคาเอทานอล ตลาดบราซิล | = | อ้างอิงราคาเอทานอล FOB ตลาด Brazilian Commodity Exchange Sao Paulo ประเทศบราซิล จาก Reuters, Alcohol Fuel - Front Month Continuation ที่มีการซื้อขายในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป |
Freight | = | 1) ค่าขนส่งเอทานอลภายในประเทศบราซิลจาก Sao Paulo ไป Santos คิดราคาตามที่เกิดขึ้นจริง (ราคา FOB Santos จาก JJ&A - FOB Sao Paulo ) โดยใช้ข้อมูลในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป 2) ค่าขนส่งเอทานอลทางเรือจากประเทศบราซิลมาไทยคิดที่ขนาดบรรทุก 30,000 ตันใช้ข้อมูลจาก Ship brokers จำนวน 3 ราย โดยใช้ข้อมูลของไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป |
Insurance | = | ค่าประกันภัย 0.0134% ของมูลค่า CFR |
Loss | = | ค่า Loss 0.20 % ของมูลค่า CIF |
Survey | = | 0.008 บาท/ลิตร (คงที่) |
อัตราแลกเปลี่ยน | = | อัตราแลกเปลี่ยน Selling rate จาก 1) dollar real => US dollar เป็นรายวัน ในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน 2) US dollar => Baht เป็นรายวัน ในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน อ้างอิงธนาคารแห่งประเทศไทย นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดอัตราแลกเปลี่ยนไตรมาสถัดไป |
การดำเนินการอื่นๆ ที่เกี่ยวข้อง
- การตกลงราคาซื้อขายเอทานอลอ้างอิงตามหลักการข้างต้นโดยพิจารณาช่วงของไตรมาส เช่น ใช้ ข้อมูลไตรมาส 4 ปี 2549 สำหรับกำหนดราคาไตรมาส 1 ปี 2550
- การชำระเงินพิจารณาจากวันที่มีการส่งมอบของตามที่ระบุในสัญญา เช่น กรณีทำสัญญาซื้อขายในเดือนมีนาคม 2550 แต่กำหนดส่งมอบเดือนมีนาคม - เมษายน 2550 ดังนั้นสินค้าที่ส่งมอบเดือนมีนาคมใช้ราคาซื้อขายที่อ้างอิงข้อมูลไตรมาส 4 ปี 2549 สำหรับสินค้าที่ส่งมอบเดือนเมษายน 2550 ใช้ราคาซื้อขายที่อ้างอิงข้อมูลไตรมาส 1 ปี 2550
- หากไม่มีการส่งมอบสินค้า จะมีกำหนดบทปรับที่คู่สัญญาเห็นชอบร่วมกันแล้วแต่กรณี และกรณีฝากสินค้าโดยเลื่อนการส่งมอบให้มีการเจรจาเป็นกรณีๆ ไป
3. เพื่อส่งเสริมและจูงใจให้ผู้ค้าน้ำมันจำหน่ายน้ำมันแก๊สโซฮอล์มากขึ้น จึงควรกำหนดให้ค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล์อยู่ในระดับที่ไม่น้อยกว่าค่าการตลาดของน้ำมันเบนซิน โดยใช้อัตรากองทุนน้ำมันฯ เป็น กลไกในการรักษาระดับค่าการตลาดแก๊สโซฮอล์ โดยใช้หลักการ ดังนี้
3.1 กำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ 1.50 บาท/ลิตร และฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 1.00 บาท/ลิตร
- กำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ 1.50 บาท/ลิตร
3.2 กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของแก๊สโซฮอล์ ดังนี้
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์ก่อน + [ค่าการตลาดแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์ก่อน - ค่าการตลาดเบนซิน 95 สัปดาห์ก่อน] |
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์ก่อน + [ค่าการตลาดแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์ก่อน - ค่าการตลาดเบนซิน 91 สัปดาห์ก่อน] |
หมายเหตุ : | 1) ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ ได้มาจากการคำนวณราคาตามหลักเกณฑ์ ค่าการตลาด = ราคาขายปลีก - ราคา ณ โรงกลั่น - ภาษี - กองทุน 2) ราคาขายปลีก = ราคาขายปลีก ณ กทม. ของ ปตท. 3) สูตรราคา ณ โรงกลั่นไทย เป็นดังนี้ - ราคาเบนซินออกเทน 95 = (ราคา MOP ULG 95 + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน /158.984 ใช้ Conversion factor 600 F / 860F และ พรีเมียม ที่ประกาศโดยโรงกลั่นไทยออยล์ ราคาน้ำมันสำเร็จรูปเป็น MOPS (Mean of Platt's Singapore) |
3.3 การกำหนดราคาขายปลีกแก๊สโซฮอล์ 91 เพื่อเพิ่มแรงจูงใจให้ประชาชนเปลี่ยนมาใช้ จึงควรกำหนดให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ถูกกว่าราคาน้ำมันเบนซิน 91 ลิตรละ 1.50 บาท เช่นเดียวกับ น้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95
4. จากการใช้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยใช้ประมาณการของปริมาณการผลิตเอทานอลที่ผลิตได้ในปี 2550 จะทำให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงประมาณ 1,763 ล้านบาท มีผลทำให้กองทุนน้ำมันฯ ชำระหนี้ได้ช้าลงประมาณ 1 เดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอล ดังนี้
ราคาเอทานอล = ราคาเอทานอลตลาดบราซิล + Freight + Insurance + Loss + Survey
โดย ราคาเอทานอล ตลาดบราซิล |
= | อ้างอิงราคาเอทานอล FOB ตลาด Brazilian Commodity Exchange Sao Paulo ประเทศบราซิล จาก Reuters, Alcohol Fuel - Front Month Continuation ที่มีการซื้อขายในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป |
Freight | = | 1) ค่าขนส่งเอทานอลภายในประเทศบราซิลจาก Sao Paulo ไป Santos คิดราคาตามที่เกิดขึ้นจริง (ราคา FOB Santos จาก JJ&A FOB Sao Paulo) โดยใช้ข้อมูลในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป |
2) ค่าขนส่งเอทานอลทางเรือจากประเทศบราซิลมาไทยคิดที่ขนาดบรรทุก 30,000 ตัน ใช้ข้อมูลจาก Ship brokers จำนวน 3 ราย โดยใช้ข้อมูลของไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป | ||
Insurance | = | ค่าประกันภัย 0.0134% ของมูลค่า CFR |
Loss | = | ค่า Loss 0.20 % ของมูลค่า CIF |
Survey | = | 0.008 บาท/ลิตร (คงที่) |
อัตราแลกเปลี่ยน | = | อัตราแลกเปลี่ยน Selling rate จาก 1) dollar real => US dollar เป็นรายวัน ในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน 2) US dollar => Baht เป็นรายวัน ในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน อ้างอิงธนาคารแห่งประเทศไทยนำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดอัตราแลกเปลี่ยน ไตรมาสถัดไป |
จากหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอลดังกล่าว ให้นำไปใช้เป็นเกณฑ์ในการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
2. เห็นชอบให้กำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ 1.50 บาท/ลิตร และฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 1.00 บาท/ลิตร
3. เห็นชอบแนวทางการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเป็นกลไกในการรักษาระดับค่าการตลาดของน้ำมัน แก๊สโซฮอล์ตามหลักเกณฑ์ดังนี้
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์ก่อน +[ค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์ก่อน - ค่าการตลาดน้ำมันเบนซิน 95 สัปดาห์ก่อน] |
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์ก่อน +[ค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์ก่อน - ค่าการตลาดน้ำมันเบนซิน 91 สัปดาห์ก่อน] |
หมายเหตุ : | 1) ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ได้มาจากการคำนวณราคาตามหลักเกณฑ์ ค่าการตลาด = ราคาขายปลีก - ราคา ณ โรงกลั่น - ภาษี - กองทุน 2) ราคาขายปลีก = ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพมหานคร ของ ปตท. 3) สูตรราคา ณ โรงกลั่นไทย เป็นดังนี้ - ราคาเบนซินออกเทน 95 = (ราคา MOP ULG 95 + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984 - ราคาเบนซินออกเทน 91 = (ราคา MOP ULG 95 + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984 - ราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 = 90% ของ[ราคาเบนซินออกเทน 95 + (1 $/BBLx อัตราแลกเปลี่ยน/158.984)] + 10%ของราคาเอทานอล - ราคาแก๊สน้ำมันโซฮอล์ 91 = 90% ของ[ราคาเบนซินออกเทน 91 + (1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984)] + 10%ของราคาเอทานอล |
|
ใช้ Conversion factor 600 F / 860F และ พรีเมียม ที่ประกาศโดยโรงกลั่นไทยออยล์ | ||
ราคาน้ำมันสำเร็จรูปเป็น MOPS (Mean of Platt's Singapore) |
4. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเป็นกลไกให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ถูกกว่าราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 91 ลิตรละ 1.50 บาท
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
เรื่องที่ 2 การปรับปรุงโครงสร้างราคาไบโอดีเซลเพื่อส่งเสริมการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี เมื่อวันที่ 18 มกราคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบยุทธศาสตร์การพัฒนาและส่งเสริมการใช้ ไบโอดีเซลจากปาล์ม โดยกำหนดเป้าหมายใช้ไบโอดีเซลประมาณ 8.5 ล้านลิตรต่อวัน (สัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซล 10 %) ในปี 2555 และให้มีการแต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมการใช้ไบโอดีเซล เพื่อ จัดทำแผนปฏิบัติการการพัฒนาและส่งเสริมไบโอดีเซลเสนอต่อรัฐมนตรี โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานเป็นประธาน และเมื่อวันที่ 17 พฤษภาคม 2548 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบในหลักการแผนปฏิบัติการพัฒนาและส่งเสริมไบโอดีเซลและให้ดำเนินการต่อไปได้ตามที่กระทรวงพลังงาน และคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ (กชช.) เสนอ ทั้งนี้ในหลักการควรกำหนดราคาไบโอดีเซล ณ โรงงาน (ไม่รวม VAT) ไว้ลิตรละ15.50 บาท เพื่อจูงใจผู้ประกอบการผลิตไบโอดีเซล สำหรับราคาจำหน่ายปลีกนั้นควรควบคุมราคาให้เหมาะสมตามกลไกตลาดและให้แข่งขันได้กับราคาน้ำมันเชื้อเพลิงปกติ
2. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบใน หลักการให้มีการกำหนดโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จากหลักการตามมติคณะรัฐมนตรีดังกล่าว ทำให้ราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ถูกกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลิตรละ 0.50 บาท และเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ได้มีมติเห็นควรให้ยกเลิก กชช. และให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการไบโอดีเซลขึ้นภายใต้ กบง. เพื่อให้การบริหารและจัดการเชื้อเพลิงชีวภาพมีความเป็นเอกภาพ คล่องตัวและมีประสิทธิภาพยิ่งขึ้น ต่อมาเมื่อวันที่ 12 ธันวาคม 2549 รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงานได้ลงนามคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการไบโอดีเซล มีอำนาจหน้าที่เสนอนโยบาย แผนการพัฒนาและส่งเสริม ไบโอดีเซล รวมทั้ง เสนอแนะมาตรการด้านราคา การซื้อ การจำหน่ายไบโอดีเซลและปฏิบัติหน้าที่อื่นๆ ตามที่ กบง.มอบหมาย และเมื่อวันที่ 26 ธันวาคม 2549 กพช. ได้มีมติเห็นชอบกรอบแผนอนุรักษ์พลังงาน ในช่วงปี 2550 -2554 โดยการส่งเสริมการให้ใช้ไบโอดีเซล 4 ล้านลิตร/วัน ในปี 2554 (สัดส่วนผสมไบโอดีเซลในน้ำมันดีเซล 5%)
3. ด้านการผลิตไบโอดีเซล ปัจจุบันมีโรงงานผลิตไบโอดีเซล (B100) ที่ผลิตได้คุณภาพตามประกาศของกรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) จำนวน 3 ราย มีกำลังผลิตติดตั้ง 590,000 ลิตร/วัน แต่ผลิตจริงเพียง 90,000 ลิตร/วัน เนื่องจากขาดวัตถุดิบ และโรงงานผลิตไบโอดีเซลที่อยู่ระหว่างพัฒนาคุณภาพตามประกาศ ธพ. จำนวน 5 ราย มีกำลังผลิตประมาณ 1,070,000 ลิตร/วัน นอกจากนั้นยังมีโรงงานผลิตไบโอดีเซลที่อยู่ระหว่างการขอ การส่งเสริมการลงทุนอีก 8 ราย รวมกำลังการผลิตประมาณ 2,380,000 ลิตร/วัน ในด้านการจำหน่ายไบโอดีเซล ปัจจุบันมีบริษัทน้ำมันที่จำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 2 ราย คือ ปตท. และ บางจาก โดยมีสถานีบริการของ ปตท. 110 แห่ง และบางจาก 180 แห่ง รวมทั้งสิ้น 290 แห่ง รวมปริมาณการจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จำนวน 190,000 ลิตร/วัน หรือเทียบเท่าปริมาณไบโอดีเซล (B100) ประมาณ 9,500 ลิตร/วัน และด้านราคาขายปลีก จากการเปรียบเทียบโครงสร้างราคาพบว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ถูกกว่า น้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.50 บาท/ลิตร เนื่องจากอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงสำหรับน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 น้อยกว่าน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว 0.87 บาท/ลิตร และส่วนหนึ่งเป็นการชดเชยต้นทุนราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ที่สูงกว่าราคา ณ โรงกลั่นของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว
4. นโยบายของรัฐบาลได้มุ่งส่งเสริมให้มีการใช้ไบโอดีเซล เพื่อลดการนำเข้าน้ำมันจากต่างประเทศและใช้เป็นพลังงานทดแทนในเชิงพาณิชย์ แต่ยังมีปัญหาด้านหลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซลที่ไม่สะท้อนราคาวัตถุดิบที่ใช้ในการผลิต ทำให้ผู้ประกอบการไม่มีความมั่นใจในผลตอบแทนการลงทุน และสร้างความลำบากในการหาแหล่งเงินลงทุน ดังนั้น รัฐจึงจำเป็นต้องกำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดราคาน้ำมันไบโอดีเซลให้มีสะท้อนราคาวัตถุดิบหรือต้นทุนการผลิตที่แท้จริง ดังนั้น การกำหนดราคาไบโอดีเซล (B100) จึงควรอ้างอิงราคาน้ำมันปาล์มดิบ ซึ่งในช่วงที่ผ่านมาราคาน้ำมันปาล์มดิบของไทยจะมีราคาเฉลี่ยอยู่ในระดับราคา น้ำมันปาล์มดิบของมาเลเซียบวกอีกประมาณ 1 บาท/ลิตร
5. แนวทางการปรับโครงสร้างการกำหนดราคาน้ำมัน
5.1 หลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซล (B100) โดยกระทรวงพลังงานได้มีการประชุมหารือกับผู้เกี่ยวข้องต่างๆ ได้แก่ ผู้ค้าน้ำมัน ผู้ประกอบการผลิตไบโอดีเซล และหน่วยงานภาครัฐ จำนวน 3 ครั้ง โดย ที่ประชุมได้มีมติเห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคาไบโอดีเซล (B100) โดยให้สะท้อนถึงต้นทุนที่แท้จริงใน อุตสาหกรรมไบโอดีเซล ซึ่งขึ้นอยู่กับราคาน้ำมันปาล์มดิบเป็นหลักคิดเป็นร้อยละ 76 ของต้นทุนการผลิตไบโอดีเซล โดยมีหลักเกณฑ์ดังนี้
B100 = 0.97 CPO + 0.15 MtOH + 3.32
B100 คือ ราคาขายไบโอดีเซล (B100) ในกรุงเทพมหานคร หน่วย บาท/ลิตร
CPO คือ ราคาขายน้ำมันปาล์มดิบในเขตกรุงเทพมหานคร หน่วย บาท/กิโลกรัม
MtOH คือ ราคาขายเมทานอลในกรุงเทพมหานคร หน่วย บาท/กิโลกรัม
หมายเหตุ
1) CPO หรือราคาขายน้ำมันปาล์มดิบในเขตกรุงเทพมหานคร ใช้ราคาขายส่งสินค้าเกษตร น้ำมันปาล์มดิบชนิดสกัดแยก (เกรดเอ) ตามที่กรมการค้าภายในประกาศ แต่ไม่สูงกว่าราคาน้ำมันปาล์มดิบในตลาดโลก (ตลาดมาเลเซีย) บวก 1 บาท/กิโลกรัม โดยราคาขายน้ำมันปาล์มดิบเฉลี่ยในสัปดาห์ที่แล้วจะนำมาใช้กำหนดราคาในสัปดาห์หน้า เช่น ราคาขายน้ำมันปาล์มดิบเฉลี่ยในสัปดาห์ที่ 1 จะนำมาแทนค่าเพื่อกำหนดราคาไบโอดีเซลในสัปดาห์ที่ 3 เป็นต้น ยกเว้นกรณีราคาน้ำมันปาล์มดิบในประเทศสูงกว่าราคาตลาดโลกมาก จะนำมาพิจารณาร่วมกันอีกครั้งหนึ่ง
2) MtOH หรือราคาขายเมทานอลในกรุงเทพมหานคร ใช้ราคาขายเมทานอลเฉลี่ยจากผู้ค้าเมทานอลในประเทศจำนวน 3 ราย เช่น Thai M.C., I.C.P. Chemicals และ Itochu (Thailand) โดยราคาขายเมทานอลเฉลี่ยในสัปดาห์ที่แล้วจะนำมาใช้กำหนดราคาในสัปดาห์หน้า เช่น ราคาขายเมทานอลเฉลี่ยในสัปดาห์ที่ 1 จะนำมาแทนค่าเพื่อกำหนดราคาไบโอดีเซลในสัปดาห์ที่ 3 เป็นต้น
หลักเกณฑ์ใหม่ข้างต้น จะทำให้ราคาซื้อขายไบโอดีเซล (B100) สูงขึ้นมาอยู่ที่ 24.54 บาท/ลิตร เพิ่มขึ้น 2.94 บาท/ลิตร ส่งผลให้ราคาดีเซลหมุนเร็วบี 5 ณ โรงกลั่นเพิ่มขึ้น 0.15 บาท/ลิตร หากไม่มีการปรับโครงสร้างราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จะมีผลให้ค่าการตลาดของดีเซลหมุนเร็วบี 5 ลดลงในระดับดังกล่าว ซึ่งจะเป็นปัจจัยลบต่อการสนับสนุนการใช้น้ำมันไบโอดีเซล เพราะผู้ค้าน้ำมันได้รับค่าการตลาดลดลง
5.2 การใช้กองทุนน้ำมันฯ รักษาระดับค่าการตลาด เพื่อไม่ให้การกำหนดหลักเกณฑ์การคำนวณราคาไบโอดีเซล (B100) ใหม่ สร้างอุปสรรคให้แก่การจำหน่ายน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ของผู้ค้าน้ำมัน จึงจำเป็นต้องใช้กลไกของเงินกองทุนน้ำมันฯ เพื่อรักษาระดับค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ให้อยู่ในระดับที่ผู้ค้า น้ำมันยอมรับได้ ซึ่งไม่ควรต่ำกว่าค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติบวก 0.20 บาท/ลิตร โดยกำหนดเพดานและฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 และการคำนวณอัตราเงินส่งเข้า กองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ดังนี้
1) กำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ที่ 0.55 บาท/ลิตรและฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 0.30 บาท/ลิตร หากราคาไบโอดีเซล (B100) ลดลง จะทำให้คำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ได้มากกว่า 0.55 บาท/ลิตร ผู้ค้าน้ำมันจะได้นำค่าการตลาดที่เพิ่มขึ้นไปปรับลดราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ให้มีราคาต่ำกว่าราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปกติได้มากกว่า 0.50 บาท/ลิตร และการกำหนดฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ที่ 0.30 บาท/ลิตร โดยยอมให้ราคาไบโอดีเซล (B100) มีความแตกต่างหรือสูงกว่าราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วที่ใช้ผสมเพิ่มขึ้นมากกว่าในปัจจุบันได้อีก 5 บาท/ลิตร ซึ่งเมื่อรวมความแตกต่างของราคาในปัจจุบัน ที่ประมาณ 8 บาท/ลิตร กองทุนน้ำมันฯ จะรับภาระความแตกต่างของราคาไบโอดีเซล (B100) ที่สูงกว่าราคา น้ำมันดีเซลหมุนเร็วได้สูงสุดประมาณ 13 บาท/ลิตร
2) กำหนดหลักเกณฑ์การกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ดังนี้
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 สัปดาห์ก่อน+ [ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 สัปดาห์ก่อน - (ค่าการตลาดน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว สัปดาห์ก่อน + ค่าใช้จ่ายในการดำเนินการ( 0.20 บาท/ลิตร)) ] |
หมายเหตุ | 1) ค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วและน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 ได้มาจากการคำนวณราคา ตามหลักเกณฑ์ ค่าการตลาด = ราคาขายปลีก - ราคา ณ โรงกลั่น - ภาษี - กองทุน 2) ราคาขายปลีก = ราคาขายปลีก ณ กทม. ของ ปตท. 3) สูตรราคา ณ โรงกลั่นไทย เป็นดังนี้ - ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว = (ราคา MOP GO 0.5% + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน / 158.984 - ราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 = 95% ของน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว + 5%ของราคาไบโอดีเซล |
|
ใช้ Conversion factor 600 F / 860F และ พรีเมียม ที่ประกาศโดยโรงกลั่นไทยออยล์ | ||
ราคาน้ำมันสำเร็จรูปเป็น MOPS (Mean of Platt's Singapore) |
6. ผลกระทบต่อกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการรักษาระดับค่าการตลาดของน้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 หากคำนวณการใช้น้ำมันดีเซลหมุนเร็วบี 5 จากความสามารถในการผลิตไบโอดีเซล (B100) ของปี 2550 ซึ่งอยู่ในระดับ 128 ล้านลิตร พบว่าจะกระทบให้กองทุนน้ำมันฯ มีรายรับลดลงเพียง 640 ล้านบาท/ปี ซึ่งไม่มีผลให้การชำระหนี้ของกองทุนน้ำมันฯ ต้องล่าช้าออกไปจากกำหนดเดิม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอล ดังนี้
ราคาเอทานอล = ราคาเอทานอลตลาดบราซิล + Freight + Insurance + Loss + Survey
โดย ราคาเอทานอล ตลาดบราซิล | = | อ้างอิงราคาเอทานอล FOB ตลาด Brazilian Commodity Exchange Sao Paulo ประเทศบราซิล จาก Reuters, Alcohol Fuel - Front Month Continuation ที่มีการซื้อขายในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป |
Freight | = | 1) ค่าขนส่งเอทานอลภายในประเทศบราซิลจาก Sao Paulo ไป Santos คิดราคาตามที่เกิดขึ้นจริง (ราคา FOB Santos จาก JJ&A - FOB Sao Paulo) โดยใช้ข้อมูลในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน นำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาสถัดไป 2) ค่าขนส่งเอทานอลทางเรือจากประเทศบราซิลมาไทยคิดที่ขนาด บรรทุก 30,000 ตัน ใช้ข้อมูลจาก Ship brokers จำนวน 3 ราย โดย ใช้ข้อมูลของไตรมาสก่อนนำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดราคาในไตรมาส ถัดไป |
Insurance | = | ค่าประกันภัย 0.0134% ของมูลค่า CFR |
Loss | = | ค่า Loss 0.20 % ของมูลค่า CIF |
Survey | = | 0.008 บาท/ลิตร (คงที่) |
อัตราแลกเปลี่ยน | = | อัตราแลกเปลี่ยน Selling rate จาก 1) dollar real => US dollar เป็นรายวัน ในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน 2) US dollar => Baht เป็นรายวัน ในช่วงวันที่ 1 - 80 ในไตรมาสก่อน |
อ้างอิงธนาคารแห่งประเทศไทยนำมาเฉลี่ยสำหรับกำหนดอัตราแลกเปลี่ยนไตรมาสถัดไป |
จากหลักเกณฑ์การกำหนดราคาเอทานอลดังกล่าว ให้นำไปใช้เป็นเกณฑ์ในการกำหนดอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
2. เห็นชอบให้กำหนดเพดานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ที่ 1.50 บาท/ลิตร และฐานอัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ที่ 1.00 บาท/ลิตร
3. เห็นชอบแนวทางการใช้กองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเป็นกลไกในการรักษาระดับค่าการตลาดของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ตามหลักเกณฑ์ดังนี้
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์ก่อน+[ค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 สัปดาห์ก่อน - ค่าการตลาดน้ำมันเบนซิน 95 สัปดาห์ก่อน] |
อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์นี้ |
= | อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์ก่อน+[ค่าการตลาดน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 สัปดาห์ก่อน - ค่าการตลาดน้ำมัน เบนซิน 91 สัปดาห์ก่อน] |
หมายเหตุ : | 1) ค่าการตลาดของน้ำมันเบนซินและแก๊สโซฮอล์ได้มาจากการคำนวณราคาตามหลักเกณฑ์ ค่าการตลาด = ราคาขายปลีก - ราคา ณ โรงกลั่น - ภาษี - กองทุน 2) ราคาขายปลีก = ราคาขายปลีก ณ กรุงเทพมหานคร ของ ปตท. 3) สูตรราคา ณ โรงกลั่นไทย เป็นดังนี้ - ราคาเบนซินออกเทน 95 = (ราคา MOP ULG 95 + พรีเมียม) ที่ 600 F xอัตราแลกเปลี่ยน/158.984 - ราคาเบนซินออกเทน 91 = (ราคา MOP ULG 95 + พรีเมียม) ที่ 600 F x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984 - ราคาน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 95 = 90% ของ[ราคาเบนซินออกเทน 95 + (1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984)] + 10%ของราคาเอทานอล - ราคาแก๊สน้ำมันโซฮอล์ 91 = 90% ของ[ราคาเบนซินออกเทน 91 + (1 $/BBL x อัตราแลกเปลี่ยน/158.984)] + 10%ของราคาเอทานอล |
|
ใช้ Conversion factor 600 F / 860F และ พรีเมียม ที่ประกาศโดยโรงกลั่นไทยออยล์ | ||
ราคาน้ำมันสำเร็จรูปเป็น MOPS (Mean of Platt's Singapore) |
4. เห็นชอบให้ใช้เงินกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อเป็นกลไกให้ราคาขายปลีกน้ำมันแก๊สโซฮอล์ 91 ถูกกว่าราคาขายปลีกน้ำมันเบนซิน 91 ลิตรละ 1.50 บาท
โดยมอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงานรับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อให้มีผลบังคับใช้ต่อไป
เรื่องที่ 3 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ปี 2549 - มกราคม 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. ในปี 2549 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 61.53 และ 65.73 เหรียญสหรัฐต่อ บาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 11.98 และ 10.88 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ สาเหตุจากความ ขัดแย้งระหว่างสหรัฐอเมริกาและอิหร่าน ในเรื่องที่สหรัฐอเมริกาคัดค้านการพัฒนาโครงการนิวเคลียร์เพื่อผลิตพลังงานเชื้อเพลิงของอิหร่านอาจทำให้การส่งออกน้ำมันประมาณ 20% ของโลกจากตะวันออกกลางมีความเสี่ยงจากการสกัดเรือเดินน้ำมันโดยอิหร่าน ประกอบกับตลาดยังคงกังวลกับสถานการณ์ในตะวันออกกลางระหว่างอิสราเอลและกลุ่มขบวนการติดอาวุธเฮชบอลเลาะห์ นอกจากนั้นโรงกลั่นของสหรัฐอเมริกา 2 แห่ง ต้องปิดฉุกเฉินเนื่องจากกระแสไฟฟ้าขัดข้องจากผลกระทบของพายุ และในเดือนมกราคม 2550 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 51.69 และ 54.23 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนธันวาคม 2549 7.00 และ 8.07 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากการพยากรณ์อุณหภูมิในสหรัฐอเมริกาจะยังคง อบอุ่นกว่าระดับปกติ และโอเปคยังไม่ลดกำลังการผลิตเพิ่มเติมนอกเหนือจากมติลดกำลังการผลิตในเดือนกุมภาพันธ์ 2550 และสหประชาชาติคาดการณ์ว่าการขยายตัวทางเศรษฐกิจของโลกจะชะลอตัวลงมาอยู่ที่ ร้อยละ 3.2 ในปีนี้ หลังจากที่ขยายตัวที่ระดับร้อยละ 3.8 ในปี 2549
2. ในตลาดจรสิงคโปร์ปี 2549 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 73.20 และ 72.38 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 10.82 และ 11.02 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากโรงกลั่นในภูมิภาคเอเชียหลายแห่งปิดซ่อมบำรุง โดยคาดว่าจะกลับมาดำเนินการได้เพียง 90% ของกำลังการกลั่นทั้งหมดไปจนตลอดปี และตลาดยังคงมีความต้องการซื้อจากผู้ซื้อหลักในภูมิภาค ได้แก่ อินโดนีเซียและเวียดนาม ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 76.79 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้น 12.44 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากมีความต้องการนำเข้าน้ำมันดีเซลเพิ่มเพื่อใช้ในโรงไฟฟ้าซึ่งเกิดปัญหาในระบบท่อส่งก๊าซ และในเดือนมกราคม 2550 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 61.59 และ 60.31 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนธันวาคม 2549 6.57 และ 6.71 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ตามราคาน้ำมันดิบและจากอินโดนีเซียลดปริมาณนำเข้าน้ำมันเบนซินเดือนกุมภาพันธ์ลงร้อยละ 4.5 มาอยู่ที่ระดับ 3.82 ล้านบาร์เรล ประกอบกับการรายงานปริมาณสำรองน้ำมันสำเร็จรูปของสิงคโปร์เพิ่มขึ้น 1.06 ล้านบาร์เรล มาอยู่ที่ระดับ 8.60 ล้านบาร์เรล ส่วนราคาน้ำมันดีเซลเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 66.07 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนธันวาคม 2549 3.86 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล เนื่องจากจีนยังคงชะลอการเข้าซื้อในตลาดเพราะความต้องการใช้ในประเทศที่ลดลงโดยลดปริมาณการนำเข้าลงจากเดือนธันวาคม 2549 ประมาณ 10,000 ตัน มาอยู่ที่ระดับ 30,000 ตัน ในเดือนมกราคม 2550
3. ราคาขายปลีกในปี 2549 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ 27.56, 26.76 และ 25.57 บาท/ลิตร ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากปี 2548 อยู่ 3.65, 3.65 และ 5.53 บาท/ลิตร ตามลำดับ และในเดือนมกราคม 2550 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. ราคาน้ำมันปี 2550 คาดว่ายังคงผันผวน โดยแนวโน้มราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์จะเฉลี่ย อ่อนตัวลงจากปี 2549 โดยเคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 55 - 65 และ 62 - 70 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ และคาดว่าราคาน้ำมันเบนซิน 95 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วในตลาดจรสิงคโปร์เคลื่อนไหวอยู่ที่ระดับ 65 - 75 และ 68 - 75 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปัจจัยที่ส่งผลต่อราคา คือ เศรษฐกิจของโลกอยู่ในช่วงชะลอตัว และความต้องการใช้น้ำมันลดลง ประกอบกับอุปทานน้ำมัน รวมถึงปริมาณสำรองน้ำมันดิบของโลก โดยเฉพาะของสหรัฐอเมริกาและกลุ่มประเทศ OECD อยู่ในระดับสูงกว่าช่วงเดียวกันของปีก่อน ในขณะที่ปริมาณการผลิตของกลุ่มประเทศโอเปคอยู่ที่ 33.3 ล้านบาร์เรลต่อวัน และกลุ่มนอกโอเปคอยู่ที่ป 50 ล้านบาร์เรลต่อวัน รวมกำลังการผลิตประมาณ 83.3 ล้านบาร์เรลต่อวันในปี 2550 ซึ่งใกล้เคียงกับปีที่ผ่านมา แม้ว่ากลุ่มโอเปค จะปรับลดกำลังการผลิตประมาณ 800,000 บาร์เรล/วัน ทั้งนี้อีกปัจจัยหนึ่งที่มีแนวโน้มที่จะส่งผลต่อราคาได้แก่ ประเด็นการกำหนดปริมาณสำรองน้ำมันดิบของสหรัฐฯ
5. สถานการณ์ราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนมกราคม 2550 ปรับตัวสูงขึ้น 61 เหรียญสหรัฐ/ตัน มาอยู่ที่ระดับ 547 เหรียญสหรัฐ/ตัน จากความต้องการซื้อในภูมิภาคมีมาก และอุปทานตึงตัวในแถบตะวันออกกลาง ประกอบกับอัตราค่าขนส่งปรับตัวเพิ่มขึ้น ราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ในระดับ 11.8089 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 1.7390 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 485.43 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออกอยู่ที่ระดับ 3.9575 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 116.07 ล้านบาท/เดือน และแนวโน้มราคาก๊าซ LPG ตลาดโลกในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ 2550 คาดว่าราคาจะอ่อนตัวลงเคลื่อนไหวอยู่ในระดับ 490 - 495 เหรียญสหรัฐ/ตัน จากอุปทานในภูมิภาคมีมากเนื่องจากราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกเดือนมกราคม 2550 อยู่ในระดับสูง ส่งผลให้ความต้องการซื้อจากแถบตะวันตก ลดลง รวมทั้งสถานการณ์ราคาน้ำมันดิบที่ปรับตัวลดลงอย่างต่อเนื่อง โดยประมาณราคาก๊าซ LPG ณ โรงกลั่นอยู่ที่ระดับ 11.6983 -11.7080 บาท/กิโลกรัม อัตราเงินชดเชยจากกองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ที่จำหน่ายในประเทศอยู่ในระดับ 1.6284 - 1.6381 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 415.84 - 418.44 ล้านบาท/เดือน อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออกอยู่ที่ระดับ 2.9852 - 3.0705 บาท/กิโลกรัม คิดเป็น 87.56 - 90.06 ล้านบาท/เดือน ณ อัตราแลกเปลี่ยน 36.0585 บาท/เหรียญสหรัฐ
6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง 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 ซึ่งคาดว่ากองทุนน้ำมันฯ จะมีเงินสะสมเพียงพอที่จะชำระหนี้ได้หมดประมาณเดือนธันวาคม 2550 แต่อย่างไรก็ตาม หนี้ในส่วนของพันธบัตรงวดที่ 2 จำนวน 8,800 ล้านบาท จะต้องไถ่ถอนตามกำหนดเวลาเดิมในเดือนตุลาคม 2551
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อคำนึงถึงแผนการดำเนินการตามโครงการ NGV ทั้งทางด้านการเพิ่มจำนวนรถแท็กซี่ที่ปรับเปลี่ยนการใช้ LPG ไปเป็น NGV การเพิ่มจำนวนสถานี NGV และราคา LPG ในตลาดโลกซึ่งคาดว่าในช่วงกลางปี ซึ่งเป็นช่วงฤดูร้อนราคา LPG จะปรับตัวลดลงแล้วนั้น คาดว่าช่วงกลางปี 2550 เป็นช่วงเวลาที่เหมาะสมในการดำเนินการยกเลิกการตรึงราคาก๊าซ LPG
2. กบง. เมื่อวันที่ 20 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติให้มีการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG โดยการปรับราคาเพดานของราคา ณ โรงกลั่นจาก 315 USD/ตัน ให้สูงขึ้นในระดับที่รายจ่ายของ กองทุนน้ำมันฯ ที่เพิ่มขึ้นในส่วนนี้เท่ากับรายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่ได้จากการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG ส่งผลให้อัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ปรับเพิ่มขึ้นจากเดิม ตามส่วนต่างของระดับราคาเพดานกับราคาตลาดโลกที่เพิ่มขึ้น รวมทั้งถ้าอัตราแลกเปลี่ยนในประเทศอ่อนตัวลง อาจจะทำให้อัตราเงิน ชดเชยเกิน 2 บาท/กก
3. เพื่อแก้ไขปัญหาดังกล่าวรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน ในฐานะประธาน กบง. จึงได้ให้ความเห็นชอบตามข้อเสนอของ สนพ. ดังนี้
3.1 เห็นชอบให้คงนโยบายราคาก๊าซ LPG ในปัจจุบันโดยขยายระยะเวลาการยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ต่อไปอีกจนถึงสิ้นปี 2550 โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2550 เป็นต้นไป
3.2 เห็นชอบในการขยายเวลาการกำหนดอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG สูงกว่าระดับเพดานอัตราเงินชดเชยสูงสุด 2 บาท/กก. ต่อไปอีกจนถึงสิ้นปี 2550 โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 มกราคม 2550 เป็นต้นไป เพื่อให้สอดคล้องกับข้อ 3.1
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
ครั้งที่ 17 - วันพุธ ที่ 20 พฤศจิกายน พ.ศ. 2549
มติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
ครั้งที่ 6/2549 (ครั้งที่ 17)
วันพุธที่ 20 พฤศจิกายน พ.ศ. 2549 เวลา 10.00 น.
ณ ห้องประชุมบุญรอด - นิธิพัฒน์ ชั้น 11 อาคาร 7 กระทรวงพลังงาน
1. การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
2. การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
3. ข้อเสนอมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศ
6. การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (RPS)
7. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
8. การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
9. ขออนุมัติเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการติดตั้งอุปกรณ์ NGV
10. การลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย
รัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน (นายปิยสวัสดิ์ อัมระนันทน์) ประธานกรรมการ
ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (นายเมตตา บันเทิงสุข) กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 การขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
สรุปสาระสำคัญ
คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน ร่างระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration และร่างระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิด ไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ทั้งนี้ เมื่อดำเนินการแล้วเสร็จให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเร่งดำเนินการออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก ผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากต่อไป โดยมอบหมายให้ สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายพิจารณาในรายละเอียด (1) การคำนวณค่าปรับสำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration (2) ค่าใช้จ่ายการเชื่อมโยงระบบ ไฟฟ้า สำหรับ VSPP ที่มีปริมาณไฟฟ้าเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ โดยที่ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ ค่าใช้จ่ายการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ายังคงตามระเบียบเดิม (3) แนวทางในการทดสอบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และการกำหนดขั้นตอนและหลักการในการขออนุญาตเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า (4) แบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และ (5) ต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จเพื่อเสนอต่อคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ให้ความเห็นชอบก่อนออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมากต่อไป
ต่อมาเมื่อวันที่ 26 ตุลาคม 2549 คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้าได้พิจารณาและหารือประเด็นที่ได้รับมอบหมายจาก กพช. และได้มีข้อสรุปดังนี้
2.1 การคำนวณสัดส่วนการประหยัดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า (PES) โดยเห็นควรให้ ปรับปรุงสูตรการคำนวณสัดส่วนการประหยัดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า (PES) โดยกำหนดค่าประสิทธิภาพทางความร้อนอ้างอิงของระบบผลิตความร้อนและประสิทธิภาพทางความร้อนอ้างอิงของระบบผลิตไฟฟ้า แตกต่างกันตามชนิดเชื้อเพลิงที่ใช้ผลิตไฟฟ้า ได้แก่ ก๊าซธรรมชาติ ถ่านหิน และน้ำมัน เป็นร้อยละ 45 และ 85, ร้อยละ 40 และ 80, และร้อยละ 40 และ 80 ตามลำดับ นอกจากนี้ เห็นชอบในหลักการการตรวจวัดประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าโดยการตรวจวัดพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้ทั้งระบบ ส่วนการตรวจวัดพลังงานความร้อนที่นำไปใช้ประโยชน์จริง เห็นควรให้พิจารณาเป็นกรณีๆ ไป โดยให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจัดส่งข้อมูลเกี่ยวกับระบบผลิตไฟฟ้าและความร้อน โดยกำหนดในแบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า พร้อมทั้งมอบหมายให้ สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจัดทำคู่มือการตรวจวัดฯ
2.2 การคำนวณค่าปรับสำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยพลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration เห็นควรกำหนดบทปรับสำหรับ VSPP ที่ไม่สามารถรักษาสัดส่วนการประหยัดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า (PES) ตามที่กำหนดในระเบียบ โดยมีสูตรการคำนวณ ดังนี้
ค่าปรับ - [(PESที่กำหนด - PESจริง)/100] x รายได้ค่าพลังงานไฟฟ้าที่ซื้อในรอบปีนั้น
ทั้งนี้ ค่าปรับที่เรียกเก็บจาก VSPP ให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายนำไปลดค่าไฟฟ้าให้กับประชาชน ผ่านสูตร Ft
2.3 ค่าใช้จ่ายการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า สำหรับ VSPP ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเกินกว่า 6 เมกะวัตต์ โดย กฟภ. จะเรียกเก็บค่าใช้จ่ายเกี่ยวกับระบบป้องกัน อาทิ กรณีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาด 6 เมกะวัตต์ขึ้นไป โดยเฉพาะเครื่องกำเนิดไฟฟ้าแบบ Synchronous โดยให้ติดตั้ง Synchronizing Check Relay ที่สถานีไฟฟ้าของ กฟภ. และกรณีเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาดเกิน 500 เมกะวัตต์ แต่ไม่เกิน 6 เมกะวัตต์ กฟภ. กำหนดเป็นเงื่อนไข ให้การคิดค่าใช้จ่ายดังกล่าวจะเกิดขึ้นเมื่อ VSPP มีความประสงค์ต้องการติดตั้งเท่านั้น นอกจากนี้ กฟภ. ได้ขอเรียกเก็บค่าบริการทางวิศวกรรม ได้แก่ ค่าใช้จ่ายด้านบุคลากรที่รับผิดชอบในการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ทั้งนี้ ฝ่ายเลขานุการฯ เห็นว่าการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายควรนำรายได้จากค่าดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ร้อยละ 2 ของปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบของ VSPP ที่ทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเกินกว่า 1 เมกะวัตต์ ไปช่วยลดภาระค่าใช้จ่ายด้านบุคลากร
2.4 คู่มือการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยเห็นควรให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายปรับปรุงคู่มือการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ให้ใช้ปฏิบัติได้กับผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และผู้ผลิตไฟฟ้าระบบ Cogeneration นอกจากนี้เพื่อเป็นการดูแลด้านผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ในกรณีที่ผู้ผลิตไฟฟ้ามีขนาดกำลัง การผลิตติดตั้งไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ เห็นควรให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจะต้องนำใบอนุญาตประกอบกิจการโรงงาน ซึ่งได้รับอนุมัติจากกรมโรงงานอุตสาหกรรม ยื่นต่อการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย ก่อนวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญาด้วย ซึ่งได้มีการกำหนดไว้ในคู่มือการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP แล้ว
2.5 แบบคำขอจำหน่ายไฟฟ้าและการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ได้มีการปรับปรุงเพิ่มเติมต้นแบบสัญญาซื้อขายไฟฟ้า สำหรับ VSPP 1 เมกะวัตต์ ที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน โดยให้ VSPP จะต้องจัดส่งปริมาณของเชื้อเพลิงที่ใช้ต่อปีและค่าความร้อนเฉลี่ยของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิต ไฟฟ้า ทั้งเชื้อเพลิงหลักและเชื้อเพลิงเสริม ขณะที่กรณี VSPP ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนเป็นเชื้อเพลิง หากพลังงานความร้อนที่ได้จากการใช้เชื้อเพลิงเสริมในแต่ละรอบปี เกินร้อยละ 25 ของพลังงานความร้อนทั้งหมดที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าในรอบปีนั้น ให้เปลี่ยนไปใช้สัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration ส่วนสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ VSPP ที่ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานเชิงพาณิชย์ ระบบ Cogeneration เห็นควรเพิ่มเติมรายละเอียดวิธีการคำนวณค่าปรับ การชำระเงินค่าปรับให้ VSPP พร้อมทั้งกำหนดให้ VSPP จะต้องจัดทำรายงานการวิเคราะห์สัดส่วนการประหยัดเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้าเป็นประจำทุกเดือน และจัดส่งให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเป็นประจำทุก 3 เดือน เพื่อใช้ในการพิจารณาคุณสมบัติ Cogeneration และ VSPP
2.6 ผู้ผลิตไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เมื่อผลิตไฟฟ้าใช้ในกระบวนการผลิตหรือใช้ในโรงไฟฟ้าแล้ว สามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยไม่สามารถจำหน่ายให้กับผู้ใช้ไฟในบริเวณใกล้เคียงได้
2.7 เห็นควรให้ผู้ผลิตไฟฟ้าปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมตามประกาศกรมโรงงานอุตสาหกรรม ทั้งนี้ หากมีปัญหาการร้องเรียนให้เร่งดำเนินการแก้ไขโดยเร็ว
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบเอกสารประกอบการออกประกาศขยายการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP)
2. เห็นชอบให้ผู้ผลิตไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP เมื่อผลิตไฟฟ้าใช้ในกระบวนการผลิต หรือใช้ในโรงไฟฟ้าแล้วสามารถขายไฟฟ้าเข้าระบบการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายได้ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ โดยไม่สามารถจำหน่ายให้กับผู้ใช้ไฟในบริเวณใกล้เคียงได้
3. เห็นชอบให้ผู้ผลิตไฟฟ้าปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านสิ่งแวดล้อมตามประกาศกรมโรงงานอุตสาหกรรม ทั้งนี้ หากมีปัญหาการร้องเรียนให้เร่งดำเนินการแก้ไขโดยเร็ว
4. มอบหมายให้ สนพ. และการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจัดทำคู่มือการตรวจวัดประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าและจัดให้มีการรับฟังความคิดเห็นจากผู้มีส่วนเกี่ยวข้อง ทั้งนี้เมื่อได้ข้อยุติแล้วให้การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายปรับปรุงคู่มือการพิจารณารับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ให้สอดคล้องกันต่อไป
เรื่องที่ 2 การกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยมีมติให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนโดยใช้มาตรการจูงใจด้านราคาผ่านระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) และผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) โดยกำหนดส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ SPP หรือ VSPP ตามประเภทเชื้อเพลิงและเทคโนโลยี ทั้งนี้ ให้คำนึงถึงภาระค่าไฟฟ้าของประชาชน
2. เมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2549 กระทรวงพลังงานได้พิจารณาแนวทางส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจาก พลังงานหมุนเวียน และได้เห็นชอบกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้า แยกตามประเภทเชื้อเพลิง โดยมีแนวทางในการให้การสนับสนุน ได้แก่ 1) ผู้ผลิตไฟฟ้า ที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP ได้รับส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ และ 2) ผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังงานไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญา เกินกว่า 10 เมกะวัตต์ จะเปิดให้มีการประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มอัตรารับซื้อไฟฟ้า
3. จากผลการศึกษาของกรมพัฒนาพลังงานทดแทนฯ และ สนพ. ในเรื่องต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน พบว่าต้นทุนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียน มีความแตกต่างกันตามเทคโนโลยี ชนิดของเชื้อเพลิงที่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า ขนาดกำลังการผลิต รวมทั้งรายละเอียดในการลงทุนต่างๆ ทำให้ระดับ ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) มีความหลากหลาย ดังนั้น เพื่อเป็นการจูงใจให้ผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนขนาดเล็กมากเข้าสู่ระบบเพิ่มขึ้น จึงควรให้กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) โดยพิจารณาจาก
3.1 ระยะเวลาการให้การสนับสนุน : ควรเป็นระยะเวลา 7 ปี นับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา
3.2 การบังคับใช้ : กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขาย ไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบ VSPP โดยให้ การสนับสนุนเฉพาะโรงไฟฟ้าใหม่ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ภายหลังวันที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์
3.3 ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) แยกตามประเภทเชื้อเพลิง เป็นดังนี้ 1) เชื้อเพลิงชีวมวล, 2) พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์), 3) พลังน้ำขนาดเล็ก (< 50 กิโลวัตต์), 4) ขยะ, 5) พลังงานลม และ 6) พลังงานแสงอาทิตย์ ให้คิดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตรา 0.30, 0.40, 0.80, 2.50, 2.50 และ 8.00 บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) ตามลำดับ
3.4 ภาระค่าไฟฟ้า : มูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าตามส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าว ให้ส่งผ่านค่า ไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
มติของที่ประชุม
เห็นชอบการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) ตามรายละเอียด ดังนี้
1. ระยะเวลาการให้การสนับสนุน : ให้การสนับสนุนเป็นระยะเวลา 7 ปีนับจากวันเริ่มต้นซื้อขายไฟฟ้าตามสัญญา
2. การบังคับใช้ : กำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP โดยให้การสนับสนุนเฉพาะโรงไฟฟ้าใหม่ที่ยื่นคำร้องขอขายไฟฟ้าตามระเบียบรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP ภายหลังวันที่การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายออกประกาศขยายระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก VSPP สำหรับปริมาณ พลังไฟฟ้าเสนอขายเข้าระบบไม่เกิน 10 เมกะวัตต์
3. ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) แยกตามประเภทเชื้อเพลิง เป็นดังนี้
เชื้อเพลิง/เทคโนโลยี | ส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า บาท/กิโลวัตต์-ชั่วโมง) |
ชีวมวล | 0.30 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (50-200 กิโลวัตต์) | 0.40 |
พลังน้ำขนาดเล็ก (< 50 กิโลวัตต์) | 0.80 |
ขยะ | 2.50 |
พลังงานลม | 2.50 |
พลังงานแสงอาทิตย์ | 8.00 |
4. ภาระค่าไฟฟ้า : มูลค่าการรับซื้อไฟฟ้าตามส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าดังกล่าวในข้อ 3 ให้ส่งผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
เรื่องที่ 3 ข้อเสนอมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซปิโตรเลียมเหลวในประเทศ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 6 กุมภาพันธ์ 2546 กบง. ได้มีมติเรื่องการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ดังนี้
1.1 กำหนดรายได้ของผู้ผลิตและผู้นำเข้าให้เท่ากับราคาประกาศเปโตรมิน (CP) ที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบีย เป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทนเป็น 60 ต่อ 40 ลบ 16 USD/ตัน มีราคาต่ำสุดในระดับ 185 USD/ตัน และสูงสุดในระดับ 315 USD/ตัน
1.2 จำกัดอัตราเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG สูงสุด เพื่อยุติการไหลออกของเงินกองทุนน้ำมัน เชื้อเพลิง และให้กองทุนน้ำมันฯ สามารถชำระหนี้ได้หมดภายในปี 2547 โดย 1) เดือนกรกฎาคม 2546 จำกัดอัตราชดเชยไม่เกิน 3 บาท/กก. ซึ่งเป็นระดับไม่สูงกว่ารายได้ของกองทุนน้ำมันฯ 2) เดือนกรกฎาคม 2547 จำกัดอัตราชดเชยไม่เกิน 2 บาท/กก. 3) เดือนกรกฎาคม 2548 ให้ยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG ยกเลิกการควบคุมราคาระบบ "ลอยตัวเต็มที่"
1.3 ให้ใช้อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้ลูกค้าธนาคารทั่วไป ที่ประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังวันทำการธนาคารแห่งประเทศไทยในสัปดาห์ผ่านมา
2. ต่อมา กบง. ได้พิจารณาและมีมติเห็นชอบแนวทางการแก้ไขปัญหาราคาก๊าซ LPG และฐานะกองทุนน้ำมันฯ อย่างต่อเนื่อง โดยเมื่อวันที่ 12 กันยายน 2549 ได้มีมติให้คงนโยบายราคาก๊าซ LPG ในปัจจุบันต่อไปอีก 6 เดือน พร้อมทั้งให้ขยายเวลาการกำหนดอัตราเงินชดเชยสูงกว่าระดับเพดานอัตราเงินชดเชยสูงสุด 2 บาท/กก. โดยให้มีผลย้อนหลังตั้งแต่วันที่ 1 กรกฎาคม 2549 - 31 ธันวาคม 2549 เนื่องจากการใช้ LPG ในภาคการขนส่งโดยเฉพาะกลุ่มรถแท็กซี่มีแพร่หลายมากขึ้น แต่การใช้ NGV ตามนโยบายรัฐบาลทำได้อย่างจำกัด
3. เนื่องจากราคาก๊าซ LPG ในตลาดโลกได้ปรับสูงขึ้นกว่าระดับราคาเพดานที่ภาครัฐกำหนด ณ ระดับ 315 USD/ตัน ทำให้ผู้ผลิตและผู้ค้าก๊าซ LPG มีการส่งออกมากกว่าการจำหน่ายภายในประเทศ และประกอบกับประชาชนได้เปลี่ยนมาใช้ก๊าซ LPG ในรถยนต์มากขึ้นด้วยปัญหาราคาน้ำมันแพง ซึ่งทำให้ปริมาณความต้องการใช้ LPG ภายในประเทศมีปริมาณใกล้เคียงกับปริมาณการผลิต ซึ่งหากความต้องการใช้ก๊าซ LPG ยังคงขยายตัวต่อเนื่อง อาจทำให้เกิดการขาดแคลนก๊าซ LPG ได้ กระทรวงพลังงานได้ดำเนินการแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นโดยการจัดสรรให้ส่งออกได้เฉพาะผู้ผลิต โดยคำนวณปริมาณการส่งออกจากสัดส่วนปริมาณการผลิตและการส่งออกของก๊าซ LPG นอกจากนี้ได้กำหนดให้ผู้ที่มีปริมาณการผลิตมากจะต้องรับผิดชอบปริมาณการจำหน่ายในประเทศมากขึ้นตามสัดส่วนการผลิต ซึ่งมาตรการดังกล่าวไม่สามารถแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นได้และก่อให้เกิดความขัดแย้งระหว่างผู้ค้าก๊าซ LPG และเกิดการร้องเรียนจากผู้บริโภคต่อภาครัฐอย่างต่อเนื่อง
4. ส่วนแนวทางที่จะแก้ไขปัญหาที่เกิดขึ้นอย่างยั่งยืนจึงควรจะต้องปรับเพิ่มราคา LPG ให้สูงขึ้นถึงระดับที่เป็นจริง และเร่งส่งเสริมการใช้ก๊าซ NGV ในรถยนต์ให้เป็นทางเลือกที่ดีกว่าการใช้ก๊าซ LPG โดยเร็วที่สุด โดยดำเนินการ ดังนี้ 1) ยกเลิกการจ่ายเงินชดเชยราคาก๊าซ LPG เพื่อให้สะท้อนกับต้นทุนตามเพดานราคาที่รัฐกำหนด 2) เร่งขยายโครงการ NGV เพื่อให้ประชาชนได้รับผลประโยชน์มากกว่าการใช้ก๊าซ LPG และ 3) ยกเลิกการกำหนดรายได้ของผู้ผลิตและผู้นำเข้า (ราคาต่ำสุดในระดับ 185 USD/ตัน และสูงสุดในระดับ 315 USD/ตัน) เพื่อให้เป็นราคาที่แท้จริงตามราคาตลาดโลก โดยทั้งนี้การดำเนินการตามแนวทางดังกล่าวจะต้องใช้เวลานานพอควรในการปรับราคา LPG เพิ่มขึ้น และหากปรับราคาทันทีอาจส่งผลกระทบต่อประชาชนและหน่วยงานต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับการกำกับดูแลราคาสินค้าและบริการได้
5. เพื่อเป็นการแก้ไขปัญหาระยะสั้นด้านความเสี่ยงภัยการขาดแคลน LPG ฝ่ายเลขานุการฯ จึงเสนอให้มีการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออก LPG ซึ่งทำให้ผู้ส่งออกมีรายได้จากส่วนต่างด้านราคา น้อยลงและนำรายได้ในส่วนนี้ไปจ่ายชดเชยให้แก่ผู้ที่จำหน่าย LPG ในประเทศแทน เพื่อเพิ่มแรงจูงใจให้เกิดการจำหน่ายในประเทศและลดการส่งออก โดยการปรับราคาเพดานของราคา ณ โรงกลั่นจาก 315 USD/ตัน ให้สูงขึ้นในระดับที่รายจ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ที่เพิ่มขึ้น ในส่วนนี้เท่ากับรายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่ได้จากการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของ LPG ส่งออก โดยให้ออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ดังนี้
1) หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่ทำในราชอาณาจักรและนำเข้า โดยให้ใช้ราคา FOB ของราคาประกาศเปโตรมินที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบีย เป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทนเป็น 60 ต่อ 40 ลบ 16 USD/ตัน และให้รับประกันราคา ณ โรงกลั่นและราคานำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว ณ รับประกันราคาต่ำสุดที่ระดับ 185 USD/ตัน และรับประกันราคาสูงสุดในระดับที่ได้จากการคำนวณตามสูตรต่อไปนี้
โดยที่
- Px หมายถึง ราคาส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลวซึ่งกำหนดให้เท่ากับราคา FOB ของราคาประกาศเปโตรมินที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบีย เป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทน เป็น 60 ต่อ 40
x หมายถึง ปริมาณการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลวของประเทศ ตามแผนที่ผู้ค้าแจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงาน
c หมายถึง ปริมาณการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวของประเทศซึ่งคำนวณจากแผนการผลิต และส่งออกที่ผู้ค้าแจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงาน
2) หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของก๊าซ LPG ส่งออก ให้เท่ากับครึ่งหนึ่งของส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ส่งออก และราคาก๊าซ LPG ที่ทำในราชอาณาจักร ตามที่กำหนดในข้อ 1)
3) ประกาศเปลี่ยนแปลงราคาจะมีการเปลี่ยนแปลงทุกสัปดาห์ โดยให้มีการประกาศใช้ทุกวันจันทร์ และวันที่ 1 ของเดือน
4) ข้อมูลที่ใช้ประกอบในการคำนวณ โดยใช้อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้ ลูกค้าธนาคารทั่วไป และปริมาณการใช้และการส่งออกก๊าซ LPG ของประเทศ จากกรมธุรกิจพลังงาน
6. เมื่อดำเนินการตามข้อ 5 อาจจะส่งผลกระทบต่อผู้ผลิต คือ ราคา ณ โรงกลั่นจะเพิ่มขึ้นเป็น 11.77 บาท/กก. ซึ่งได้จากการเก็บเข้ากองทุนน้ำมันฯ ร้อยละ 50 ของรายได้จากการส่งออกประมาณ 78.6 ล้านบาท/เดือน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้มีการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงจากการส่งออกก๊าซ LPG ซึ่งจะทำให้ผู้ส่งออกมีรายได้จากส่วนต่างด้านราคาน้อยลงและนำรายได้ในส่วนนี้ไปจ่ายชดเชยให้แก่ผู้ที่จำหน่ายก๊าซ LPG ในประเทศแทนเพื่อเพิ่มแรงจูงใจให้เกิดการจำหน่ายในประเทศและลดการส่งออก โดยการปรับราคาเพดานของราคา ณ โรงกลั่นจาก 315 USD/ตัน ให้สูงขึ้นในระดับที่รายจ่ายของกองทุนน้ำมันฯ ที่เพิ่มขึ้นในส่วนนี้เท่ากับ รายรับของกองทุนน้ำมันฯ ที่ได้จากการเก็บเงินเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG
2. มอบหมายให้สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) จัดทำการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อการแก้ไขปัญหาความเสี่ยงภัยการขาดแคลนก๊าซ LPG ในระยะสั้นโดยมีหลักเกณฑ์ดังนี้
2.1 หลักเกณฑ์การคำนวณราคาก๊าซ LPG ที่ทำในราชอาณาจักรและนำเข้า
(1) ให้ใช้ราคา FOB ของราคาประกาศเปโตรมินที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบีย เป็นสัดส่วนระหว่างโพรเทนกับบิวเทน เป็น 60 ต่อ 40 ลบ 16 USD/ตัน
(2) ให้รับประกันราคา ณ โรงกลั่น และราคานำเข้าก๊าซปิโตรเลียมเหลว ดังนี้
(2.1) รับประกันราคาต่ำสุดที่ระดับ 185 USD/ตัน
(2.2) รับประกันราคาสูงสุดในระดับที่ได้จากการคำนวณตามสูตรต่อไปนี้
- โดยที่
Px หมายถึง ราคาส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลวซึ่งกำหนดให้เท่ากับราคา FOB ของราคาประกาศเปโตรมินที่ราสทานูรา ซาอุดิอาระเบียเป็นสัดส่วนระหว่างโพรเพนกับบิวเทนเป็น 60 ต่อ 40
x หมายถึง ปริมาณการส่งออกก๊าซปิโตรเลียมเหลวของประเทศ ตามแผนที่ผู้ค้าแจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงาน
c หมายถึง ปริมาณการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวของประเทศซึ่งคำนวณจากแผนการผลิตและส่งออกที่ผู้ค้าแจ้งต่อกรมธุรกิจพลังงาน
(3) ให้ใช้อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ขายให้ลูกค้าธนาคารทั่วไป มีประกาศโดยธนาคารแห่งประเทศไทย โดยใช้ค่าเฉลี่ยย้อนหลังวันทำการของธนาคารแห่งประเทศไทยในสัปดาห์ที่ผ่านมา
2.2 หลักเกณฑ์การคำนวณอัตราเงินส่งเข้ากองทุนฯ ของก๊าซปิโตรเลียมเหลวส่งออก อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ ของก๊าซ LPG ส่งออกให้เท่ากับครึ่งหนึ่งของส่วนต่างระหว่างราคาก๊าซ LPG ส่งออก และราคาก๊าซ LPG ที่ทำในราชอาณาจักรตามที่กำหนดในข้อ 2.1
2.3 ประกาศเปลี่ยนแปลงราคา ให้มีการเปลี่ยนแปลงราคาทุกสัปดาห์ โดยให้มีการประกาศใช้ ทุกวันจันทร์และวันที่ 1 ของทุกเดือน
2.4 ข้อมูลที่ใช้ประกอบในการคำนวณ คือ อัตราแลกเปลี่ยนถัวเฉลี่ยที่ธนาคารพาณิชย์ ขายให้ลูกค้าธนาคารทั่วไป
1. เห็นชอบให้แก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 เรื่อง กำหนดมาตรการเพื่อการแก้ไขและป้องกันภาวะการขาดแคลนน้ำมันเชื้อเพลิง เพื่อรองรับแนวทางและวิธีการปฏิบัติตามมาตรการป้องกันการขาดแคลนก๊าซ LPG โดยเฉพาะประเด็นการเรียกเก็บเงินส่งเข้ากองทุนฯ จากการส่งออกก๊าซ LPG
2. เห็นชอบให้บังคับใช้มาตรการในข้อ 1 และ 2 หลังจากการแก้ไขคำสั่งนายกรัฐมนตรี ที่ 4/2547 ตามข้อ 3 เรียบร้อยแล้ว
3. เห็นชอบให้ สนพ. รับไปพิจารณาความเหมาะสมของช่วงเวลาเกี่ยวกับข้อมูลปริมาณการผลิต ปริมาณการส่งออก และปริมาณการใช้ก๊าซปิโตรเลียมเหลวของประเทศ ตามแผนที่ผู้ค้าแจ้งต่อกรมธุรกิจ พลังงาน
4. เห็นชอบให้ สนพ. รับไปดำเนินการออกประกาศคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และติดตามผลการเปลี่ยนแปลงปริมาณการส่งออกและการจำหน่ายก๊าซ LPG ในประเทศ และหากพบว่าจำเป็นต้องมีการปรับสัดส่วนการเก็บเงินส่งเข้ากองทุนน้ำมันฯ จากร้อยละ 50 ของส่วนต่างระหว่างราคาส่งออกและจำหน่ายในประเทศให้สามารถปรับได้ตามความเหมาะสม โดยมอบหมายให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้พิจารณาให้ความเห็นชอบแทนคณะกรรมการฯ
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กบง. เมื่อวันที่ 28 สิงหาคม 2549 ได้มีมติเห็นชอบในหลักการ "โครงการจัดตั้งศูนย์ประสานงานเพื่อผลักดันยุทธศาสตร์พลังงานสู่การปฏิบัติ" โดยมอบหมายให้ สนพ. จัดทำรายละเอียดโครงการ (TOR) ให้เป็นรูปธรรมและชัดเจนมากขึ้น พร้อมทั้งประมาณการงบประมาณดำเนินการเพื่อนำเสนอต่อคณะกรรมการฯ อีกครั้ง
2. กพช. ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบนโยบายและแผนพัฒนา พลังงานของประเทศ โดยเน้นความสำคัญของแผนพัฒนาพลังงานระยะสั้นที่ต้องเร่งดำเนินการให้แล้วเสร็จในรัฐบาลชุดปัจจุบัน และเพื่อให้สอดคล้องกับสถานการณ์ปัจจุบันและเกิดความรวดเร็วในการดำเนินงาน สนพ. ได้ปรับแผนการดำเนินงานจาก การจัดตั้งศูนย์ประสานงานฯ เป็นการจัดจ้างผู้เชี่ยวชาญและนักวิชาการด้านพลังงาน เพื่อดำเนินงานกับ สนพ. ในการผลักดันแผนพลังงานสู่การปฏิบัติและเป็นรูปธรรมภายใน 1 ปี ซึ่งจำเป็นต้องมีผู้เชี่ยวชาญที่มีความรู้ความชำนาญเฉพาะด้าน และมีการจัดกิจกรรมเชิงรุก อาทิ การประชาสัมพันธ์ การสัมมนาระดมความคิดเห็น การศึกษาวิจัย การติดตามเก็บรวบรวมข้อมูล เพื่อผลักดันสนับสนุนงานนโยบายด้านพลังงานไปสู่การปฏิบัติ โดยการปรับเปลี่ยนโครงการจัดตั้งศูนย์ประสานเพื่อผลักดันยุทธศาสตร์ฯ ที่ได้รับการสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันฯ เป็นโครงการสนับสนุนการประสานผลักดันนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานสู่การปฏิบัติ
3. โครงการสนับสนุนการประสานผลักดันฯ จะดำเนินงานระยะเวลา 12 เดือน โดยประกอบด้วย 3 กิจกรรม คือ (1) การจัดจ้างผู้เชี่ยวชาญด้านพลังงาน 4 คน นักวิชาการ 2 คน และเจ้าหน้าที่ธุรการ 2 คน (2) การจ้างศึกษาวิจัย และ (3) การจัดกิจกรรมเพื่อผลักดันนโยบาย เพื่อให้เกิดกิจกรรมเชิงรุกที่สอดรับต่อเป้าประสงค์ของนโยบายและแผนพัฒนาประเทศ เกิดการประสานงานระหว่างภาครัฐ เอกชน และยุทธศาสตร์ ที่เกี่ยวข้อง โดยมีกลุ่มเป้าหมาย คือ หน่วยงานภายใต้กระทรวงพลังงาน หน่วยงานราชการด้านการวางแผนบริหารราชการแผ่นดินและแผนงบประมาณ และด้านยุทธศาสตร์พลังงาน รวมทั้งหน่วยงานและองค์กรอื่นที่เกี่ยวข้อง เช่น สถาบันการเงิน สภาอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย สภาที่ปรึกษาฯ ผู้ประกอบการด้านพลังงาน นักวิชาการ สื่อมวลชน และประชาชน
4. งบประมาณดำเนินการโครงการฯ จำนวน 23.5 ล้านบาท แบ่งเป็น ค่าจ้างบุคลากร 8.5 ล้านบาท ค่าจ้างศึกษาวิจัย 3.0 ล้านบาท และค่าจัดกิจกรรมเพื่อผลักดันนโยบาย 12.0 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
อนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในโครงการสนับสนุนการประสานผลักดันนโยบายและแผนพัฒนาพลังงานสู่การปฏิบัติ ให้กับ สนพ. เป็นวงเงิน 23,500,000 บาท (ยี่สิบสามล้านห้าแสนบาทถ้วน) โดยมีระยะเวลาดำเนินการ 12 เดือน (ธันวาคม 2549 - พฤศจิกายน 2550)
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 13 กันยายน 2549 กรมธุรกิจพลังงาน (ธพ.) ได้มีหนังสือถึงฝ่ายเลขานุการฯ เพื่อขอรับการสนับสนุนงบประมาณจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงในการดำเนิน "โครงการส่งเสริมผู้ตรวจและทดสอบรถยนต์ NGV" เพื่อเพิ่มจำนวนบุคลากรที่ทำหน้าที่ในการตรวจและทดสอบรถยนต์ NGV โดยใช้เงินงบประมาณรวม 27.811 ล้านบาท ต่อมา ธพ. ได้ขอปรับลดเงินสนับสนุนโครงการฯ ใหม่ เพื่อให้เหมาะสมกับสถานการณ์ปัจจุบันโดยขอรับเงินสนับสนุนเหลือเพียงจำนวน 14.250 ล้านบาท
2. จากเป้าหมายการเพิ่มปริมาณรถยนต์ที่ใช้ก๊าซ NGV ของ ปตท. จำนวน 300,000 คัน ในปี 2551 และเพิ่มขึ้นเป็น 500,000 คัน ในปี 2553 โดยมีรถที่ติดตั้งส่วนควบและอุปกรณ์เกี่ยวกับก๊าซ NGV ต้องได้รับการตรวจและทดสอบเพื่อความปลอดภัย ต้องตรวจสภาพรถยนต์ในครั้งแรกและครั้งต่อไปตามระยะเวลามีจำนวนมากขึ้น ทำให้ปริมาณงานการตรวจและทดสอบรถมีจำนวนมากขึ้นเช่นกัน แต่ปัจจุบันมีผู้ตรวจและทดสอบที่ได้รับอนุญาตเพียง 20 ราย ซึ่งไม่เพียงพอต่อความต้องการผู้ใช้ก๊าซ NGV โดยที่การตรวจและทดสอบส่วนใหญ่ จะอยู่ในเขตกรุงเทพและปริมณฑล ทำให้ไม่สามารถรองรับการให้บริการรถที่จะทำการติดตั้ง NGV ที่จะเกิดขึ้นตามเป้าหมายที่กำหนดไว้ได้ และเพื่อให้มีการผลิตบุคลากรผู้ตรวจและทดสอบเพื่อรองรับการกระจายตัวของรถ NGV ที่จะเกิดขึ้น และเพิ่มจำนวนสถานที่ตรวจและทดสอบรับอนุญาตให้ครอบคลุมทั่วประเทศ ธพ. จึงได้จัดทำโครงการเสริมสร้างผู้ตรวจและทดสอบรถยนต์ NGV ขึ้น
3. ธพ. มีแนวทางในการดำเนินโครงการฯ โดยการจัดทำหลักสูตรการฝึกอบรม จัดทำเอกสารคู่มือ จัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์การฝึกอบรม จัดการฝึกอบรมให้แก่ข้าราชการและพนักงานของหน่วยงานต่างๆ ที่มีหน้าที่ในการตรวจและทดสอบหรือบุคคลที่สนใจเป็นผู้ตรวจและทดสอบ จำนวนรวม 80 คน (4 รุ่นๆ ละ 20 คน) จัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์ให้กับหน่วยงานราชการที่จะประสงค์เป็นผู้ตรวจและทดสอบรับอนุญาต สถานที่ ฝึกอบรม ณ สถาบันพัฒนาเทคนิคพลังงาน กรมธุรกิจพลังงาน จ.ชลบุรี มีระยะเวลาตั้งแต่เดือนพฤศจิกายน 2549 - กันยายน 2550
มติของที่ประชุม
อนุมัติเงินสนับสนุนจากกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิงให้กับกรมธุรกิจพลังงานเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในโครงการเสริมสร้างผู้ตรวจและทดสอบรถยนต์ NGV ในวงเงิน 14,250,000 บาท (สิบสี่ล้านสองแสนห้าหมื่นบาทถ้วน) โดยมีระยะเวลาดำเนินการตั้งแต่เดือนธันวาคม 2549 - เดือนกันยายน 2550)
เรื่องที่ 6 การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (RPS)
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 24 สิงหาคม 2547 ได้มีมติอนุมัติเรื่อง แผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2547 - 2558 (PDP 2004) โดยเห็นชอบให้การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) ดำเนินโครงการโรงไฟฟ้า 4 โรง รวมกำลังผลิต 2,800 เมกะวัตต์ ทั้งนี้จะต้องมีสัดส่วนการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย Renewable Portfolio Standard (RPS) ร้อยละ 5 ของกำลังผลิตโรงไฟฟ้าใหม่ที่จะสร้างขึ้นตามแผน PDP 2004 หรือปริมาณ 140 เมกะวัตต์ และต่อมาในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 ได้มีมติเรื่อง แนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration โดยเห็นชอบการกำหนดสัดส่วนกำลังการผลิตของโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย RPS ของ กฟผ. และมอบให้ กฟผ. เร่งดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน กำลังการผลิตประมาณ 80 เมกะวัตต์ สำหรับกำลังการผลิตส่วนที่เหลืออีก 60 เมกะวัตต์ ให้ กฟผ. เร่งดำเนินการออกประกาศเชิญชวนให้ผู้ลงทุนยื่นข้อเสนอขายไฟฟ้า โดยใช้วิธีประมูลแข่งขัน ส่วนราคาที่ได้จากการประมูลแข่งขันดังกล่าว ให้ สนพ. นำไปประกอบการพิจารณากำหนดส่วนเพิ่มอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนต่อไป
2. ต่อมากระทรวงพลังงานได้ขอให้ กฟผ. พิจารณาทบทวนสัดส่วนโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มี ต้นทุนสูง และ กฟผ. ได้มีหนังสือถึงปลัดกระทรวงพลังงานเมื่อวันที่ 7 พฤศจิกายน 2549 เรื่องการทบทวนแผนพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนตามนโยบาย RPS สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. เพื่อนำเสนอ สศช. ให้ความเห็นชอบและนำเสนอคณะรัฐมนตรีพิจารณาอนุมัติต่อไป
3. สาระสำคัญของการทบทวนแผนพัฒนาโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน RPS สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. ซึ่งมีกำลังการผลิตติดตั้ง 140.7 เมกะวัตต์ โดยแบ่งออกเป็น 2 กลุ่ม คือ 1) กฟผ. ดำเนินการเอง ได้แก่ โรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กจำนวน 78.7 เมกะวัตต์ ระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์จำนวน 1 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้ากังหันลมจำนวน 1 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้น 80.7 เมกะวัตต์ 2) กฟผ. ดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชน ได้แก่ ระบบผลิตไฟฟ้าจากพลังงานแสงอาทิตย์จำนวน 1 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้ากังหันลมจำนวน 3 เมกะวัตต์ โรงไฟฟ้าขยะจำนวน 20 เมกะวัตต์ และโรงไฟฟ้าชีวมวลจำนวน 36 เมกะวัตต์ รวมทั้งสิ้น 60 เมกะวัตต์ ซึ่งมีกำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบในช่วงปี 2551 - 2553
4. ผลการวิเคราะห์ค่าไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าฯ พบว่าราคาไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดเล็กอยู่ที่ 2.21 บาท/หน่วย ส่วนราคาไฟฟ้าจากระบบพลังงานแสงอาทิตย์, โรงไฟฟ้ากังหันลม, โรงไฟฟ้าขยะ และโรงไฟฟ้าชีวมวล ราคาไฟฟ้าเป็น 20.20, 5.98, 4.63 และ 2.63 บาท/หน่วย ตามลำดับ หรือมีราคาไฟฟ้าเฉลี่ยรวมอยู่ที่ 2.92 บาท/หน่วย ซึ่งจะส่งผลกระทบทำให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยของทั้งระบบสูงขึ้นตั้งแต่ปี 2551 - 2554 เป็น 0.0001, 0.0021, 0.0045 และ 0.0044 บาท/หน่วยจำหน่าย ตามลำดับ
5. จากแนวทางการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเพิ่มเติมในมติ กพช. เมื่อวันที่ 4 กันยายน 2549 โดยให้มีการกำหนดส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้าในอัตราคงที่ สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าที่มีปริมาณ พลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 10 เมกะวัตต์ ซึ่งขายไฟฟ้าเข้าระบบตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าขนาดเล็กมาก (VSPP) และให้มีการเปิดประมูลแข่งขันส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) สำหรับผู้ผลิตไฟฟ้า ที่มีปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายตามสัญญาเกินกว่า 10 เมกะวัตต์ ดังนั้น จึงให้ กฟผ. ดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน RPS สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. กำลังการผลิต 80.7 เมกะวัตต์ ตามแผนที่ กฟผ. เสนอ และให้ กฟผ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขันจำนวน 60 เมกะวัตต์ โดยให้มีการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุนส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) จากราคารับซื้อไฟฟ้าตามระเบียบ VSPP หรือ SPP ที่จะมีการเปิดประมูลแข่งขันในอนาคต ทั้งนี้ ให้คงสัดส่วนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่ากับร้อยละ 5 ของกำลังการผลิตตามเดิม
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบให้ กฟผ. ดำเนินการลงทุนโครงการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียน RPS สำหรับโรงไฟฟ้าใหม่ของ กฟผ. กำลังการผลิต 81.7 เมกะวัตต์ ดังนี้
โรงไฟฟ้า | กำลังการผลิตของโรงไฟฟ้า RPS หน่วยเมกะวัตต์) |
1. พลังน้ำขนาดเล็ก | 78.7 |
2. แสงอาทิตย์ | 1 |
3. กังหันลม | 2 |
รวม | 81.7 |
2. เห็นชอบให้ กฟผ. ยุติการรับซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชนโดยวิธีการเปิดประมูลแข่งขัน โดยส่งเสริม การผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนผ่านมาตรการสนับสนุนส่วนเพิ่มราคารับซื้อไฟฟ้า (Adder) และให้คง สัดส่วนการส่งเสริมการผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนเท่ากับร้อยละ 5 ของกำลังการผลิตใหม่ตามเดิม
เรื่องที่ 7 การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. ครั้งที่ 4/2549 เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 ได้มีมติเห็นชอบให้ยกเลิกระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 และให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วง เปลี่ยนผ่าน ต่อมาฝ่ายเลขานุการฯ ได้เวียนหนังสือขอความเห็นชอบจากคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน เรื่อง การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการของคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน และคณะกรรมการฯ ได้มีมติ เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 ดังนี้ 1) เห็นชอบให้แต่งตั้งคณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน เพื่อดำเนินการยกร่างกฎหมายการประกอบกิจการพลังงาน 2) เห็นชอบการมอบอำนาจให้ประธานกรรมการบริหารนโยบายพลังงานเป็นผู้มีอำนาจในการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการต่างๆ ภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
2. เมื่อวันที่ 15 พฤศจิกายน 2549 ประธาน กบง. ได้มีคำสั่งคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ที่ 4/2549 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการยกร่างพระราชบัญญัติการประกอบกิจการพลังงาน โดยมีปลัดกระทรวงพลังงานหรือรองปลัดกระทรวงพลังงานที่ได้รับมอบหมายเป็นประธานอนุกรรมการ และมีผู้เกี่ยวข้องด้าน พลังงานเป็นอนุกรรมการ รวม 23 คน โดยมีผู้แทน สนพ. เป็นอนุกรรมการและเลขานุการ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 8 การแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กพช. เมื่อวันที่ 6 พฤศจิกายน 2549 ได้พิจารณาเรื่อง แนวทางการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าและก๊าซธรรมชาติ และได้มีมติให้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแล กิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน จำนวน 4 คณะ ได้แก่ 1) คณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและ ค่าบริการ 2) คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า 3) คณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า และ 4) คณะอนุกรรมการประเมินและคัดเลือกข้อเสนอการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
2. เมื่อวันที่ 17 พฤศจิกายน 2549 ประธาน กบง. ได้มีคำสั่งแต่งตั้งคณะอนุกรรมการภายใต้ กบง. ขึ้น จำนวน 3 คณะ คือ 1) คำสั่ง กบง. ที่ 5/2549 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการกำกับดูแลอัตราค่าไฟฟ้าและค่าบริการ 2) คำสั่ง กบง. ที่ 6/2549 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า และ 3) คำสั่ง กบง. ที่ 7/2549 เรื่อง แต่งตั้งคณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ซึ่งคณะอนุกรรมการทั้ง 3 คณะ จะมี สนพ. เป็นฝ่ายเลขานุการฯ
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 9 ขออนุมัติเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการติดตั้งอุปกรณ์ NGV
สรุปสาระสำคัญ
1. ในการประชุม กบง. ครั้งที่ 3/2549 เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2549 ได้มีมติอนุมัติเงินสนับสนุนจาก กองทุนน้ำมันเชื่อเพลิงให้ ธพ. เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานโครงการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการติดตั้งอุปกรณ์ NGV ในวงเงิน 2 ล้านบาท มีระยะเวลาดำเนินการ 1 ปี
2. เมื่อวันที่ 11 ตุลาคม 2549 ธพ. ได้มีหนังสือถึง สนพ. เรื่อง ขอหารือการเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการรับรองมาตรฐานฯ ที่ได้รับอนุมัติแล้ว โดยขอเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการฯ ใน 3 ประเด็น ซึ่ง เกี่ยวกับ 1) วิธีดำเนินงานเรื่องการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการ 2) การเปลี่ยนผู้รับผิดชอบโครงการ และ 3) การเปลี่ยนแปลงรายละเอียดงบประมาณ โครงการ
มติของที่ประชุม
เห็นชอบให้กรมธุรกิจพลังงานเปลี่ยนแปลงรายละเอียดโครงการรับรองมาตรฐานสถานประกอบการ ติดตั้งอุปกรณ์ NGV ที่ได้รับอนุมัติจาก กบง. ในการประชุมครั้งที่ 3/2549 เมื่อวันที่ 8 มิถุนายน 2549 โดยมีการเปลี่ยนแปลงดังนี้
1. เปลี่ยนวิธีการดำเนินงานเรื่องการแต่งตั้งคณะอนุกรรมการจาก "คณะอนุกรรมการที่แต่งตั้ง โดยคณะกรรมการพัฒนาเทคโนโลยีก๊าซธรรมชาติ" เป็น "คณะกรรมการที่ปลัดกระทรวงพลังงานแต่งตั้ง"
2. เปลี่ยนผู้รับผิดชอบโครงการจาก "คณะอนุกรรมการที่แต่งตั้งโดยคณะกรรมการพัฒนาเทคโนโลยีก๊าซธรรมชาติ" เป็น "กรมธุรกิจพลังงาน"
3. เปลี่ยนแปลงรายละเอียดงบประมาณจาก "ประกอบด้วย ค่าเบี้ยเลี้ยงเดินทาง ค่าพาหนะ ค่าจัดทำใบรับรอง ค่าจัดทำป้ายมาตรฐาน ค่าจ้างบุคลากรและค่าเอกสารอื่นๆ" เป็น "ประกอบด้วย ค่าเบี้ยประชุม ค่าใช้จ่ายในการเดินทาง ค่าใช้จ่ายในการประชุม ค่าพาหนะ ค่าจัดทำใบรับรอง ค่าจัดทำป้ายมาตรฐาน ค่าจ้างบุคลากร ค่าวัสดุ และค่าเอกสารอื่นๆ"
เรื่องที่ 10 การลดค่ากระแสไฟฟ้าเพื่อช่วยเหลือประชาชนผู้ประสบอุทกภัย
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 10 พฤศจิกายน 2549 กระทรวงมหาดไทย ได้เชิญผู้แทน กฟภ. เข้าร่วมการประชุมเพื่อกำหนดแนวทางในการแก้ไขปัญหาและการช่วยเหลือผู้ประสบอุทกภัย โดยมีรัฐมนตรีช่วยว่าการกระทรวงมหาดไทย (นายบัญญัติ จันทร์เสนะ) เป็นประธานการประชุมฯ ซึ่งที่ประชุมได้มีมติมอบหมายให้ กฟภ. พิจารณาแนวทางช่วยเหลือผู้ประสบอุทกภัยเนื่องจากน้ำท่วม
2. การดำเนินการช่วยเหลือผู้ประสบอุทกภัยเมื่อปี 2538 คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2538 ได้อนุมัติให้กำหนดส่วนลดค่าไฟฟ้าให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้า ประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการขนาดเล็กที่ประสบอุทกภัยเนื่องจากน้ำท่วมขังจำนวน 500 บาท/ราย โดยให้ส่วนลดค่าไฟฟ้ารายละ 100 บาท/เดือน เป็นระยะเวลา 5 เดือน ซึ่งในกรณีที่ผู้ใช้ไฟรายใดใช้ไฟไม่เกินอัตราที่กำหนด สามารถลดค่าไฟฟ้าในเดือนถัดไปจนครบอัตราที่กำหนด โดยให้ 1) กฟผ. และ กฟน. แบ่งรับภาระที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟน. ฝ่ายละครึ่ง และ 2) กฟผ. และ กฟภ. แบ่งรับภาระที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟภ. ฝ่ายละครึ่ง ทั้งนี้ การให้ส่วนลด ค่าไฟฟ้าในเขต กฟภ. เมื่อปี 2538 คิดเป็นมูลค่า 833 ล้านบาท จำแนกเป็น กฟผ. และ กฟภ. รับภาระฝ่ายละ 416.5 ล้านบาท
3. กฟภ. ได้พิจารณาแนวทางช่วยเหลือผู้ประสบอุทกภัยในปี 2549 รวม 47 จังหวัด ซึ่งมีพื้นที่สถานการณ์คลี่คลายแล้ว 32 จังหวัด และยังคงมีพื้นที่ประสบอุทกภัย 15 จังหวัด โดยเสนอเรื่องการกำหนดส่วนลดค่าไฟฟ้าให้แก่ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ประสบอุทกภัยต่อกระทรวงมหาดไทย เพื่อพิจารณาลงนามถึงรัฐมนตรีว่าการกระทรวงพลังงาน
มติของที่ประชุม
1. เห็นชอบในหลักการกำหนดส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าประเภทบ้านอยู่อาศัย และกิจการ ขนาดเล็กที่ประสบอุทกภัย รายละ 100 บาท/เดือน เป็นระยะเวลา 5 เดือน ระหว่างเดือนธันวาคม 2549 - เมษายน 2550 ทั้งนี้ ในกรณีที่ผู้ใช้ไฟฟ้ารายใดใช้ไฟฟ้าไม่เกิน 100 บาท/เดือน จะไม่สามารถนำส่วนลดค่าไฟฟ้าดังกล่าวมาลดค่าไฟฟ้าในเดือนถัดไปได้
2. เห็นชอบแนวทางการแบ่งรับภาระส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ประสบอุทกภัย โดยให้ (1) กฟผ. และ กฟน. แบ่งรับภาระที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟน. ฝ่ายละครึ่ง และ (2) กฟผ. และ กฟภ. แบ่งรับภาระ ที่เกิดจากการลดค่าไฟฟ้าในเขต กฟภ. ฝ่ายละครึ่ง
3. มอบหมายให้ กฟน. และ กฟภ. จัดทำประมาณการภาระส่วนลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ประสบอุทกภัย โดยพิจารณาถึงปริมาณการใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัยและกิจการขนาดเล็กที่ประสบอุทกภัยร่วมด้วย และจัดส่งให้ สนพ. เพื่อใช้เป็นข้อมูลประกอบการนำเสนอคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติเพื่อทราบ ต่อไป