Super User
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 14-20 มกราคม 2556
รัฐบาล นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร 06 มีนาคม 55
กพช. ครั้งที่ 104 - วันศุกร์ที่ 3 กุมภาพันธ์ 2549
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 1/2549 (ครั้งที่ 104)
วันศุกร์ที่ 3 กุมภาพันธ์ พ.ศ. 2549 เวลา 09.30 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์พลังงานไทยในปี 2548 และแนวโน้มปี 2549
2.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 พ.ย. 48 - 25 ม.ค. 49)
3.รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2548
4.กรอบการกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
5.ข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
6.การปรับปรุงสูตรราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนสำหรับโครงการ ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิง
7.ค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
8.การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน
9.มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ
นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์พลังงานไทยในปี 2548 และแนวโน้มปี 2549
สรุปสาระสำคัญ
1. ภาพรวม ในปี 2548 การขยายตัวของเศรษฐกิจอยู่ที่ระดับร้อยละ 4.7 เป็นผลจากราคาน้ำมัน ในตลาดโลกปรับสูงขึ้นและปัญหาต่างๆ ที่เกิดขึ้นในประเทศ อาทิ ภาวะภัยแล้ง และปัญหาการระบาดของไข้หวัดนก เป็นต้น การใช้และการผลิตพลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นของประเทศอยู่ที่ระดับ 1,525 และ 742 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน และมีอัตราขยายตัวเพิ่มขึ้นอยู่ที่ ร้อยละ 4.9 และ 9.4 ตามลำดับ โดยที่การนำเข้า (สุทธิ) พลังงานเชิงพาณิชย์อยู่ที่ระดับ 969 เทียบเท่าพันบาร์เรลน้ำมันดิบต่อวัน หรือขยายตัวลดลงจากปีก่อน ร้อยละ 2.3 มีมูลค่านำเข้าพลังงานรวม 774,282 ล้านบาท เพิ่มขึ้นจากปีที่ผ่านมาคิดเป็นร้อยละ 36.7 ส่วน การส่งออกพลังงานมีมูลค่ารวม 146,814 ล้านบาท หรือเพิ่มขึ้นเป็นร้อยละ 42.8 ทำให้มูลค่าการนำเข้า (สุทธิ) พลังงานค่ารวม 627,468 ล้านบาท เพิ่มขึ้นร้อยละ 35.4
2. น้ำมันดิบ การจัดหาน้ำมันดิบได้ลดลงจากปีก่อนมาอยู่ที่ระดับ 925 พันบาร์เรลต่อวัน เป็นการผลิตภายในประเทศและนำเข้าจากต่างประเทศในสัดส่วนร้อยละ 12 และ 88 ตามลำดับ ขณะที่การผลิตภายในประเทศ เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 33.1 อยู่ที่ระดับ 113 พันบาร์เรลต่อวัน ส่วนการนำเข้าน้ำมันดิบได้ลดลงถึงร้อยละ 7.0 เนื่องจากราคาน้ำมันดิบในตลาดโลกเพิ่มขึ้นในช่วง 6 เดือนแรกของปี เพิ่มขึ้นเกือบ 10 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล จากระดับราคา 41.93 เหรียญสหรัฐในเดือนมกราคม เป็น 51.15 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรลในเดือนพฤษภาคม และในช่วง 6 เดือนหลังของปี การนำเข้าน้ำมันดิบได้ชะลอตัวลง แต่มูลค่าการนำเข้าน้ำมันดิบยังคงขยายตัวเพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 29.3
3. น้ำมันสำเร็จรูป การจัดหาน้ำมันสำเร็จรูปมีปริมาณรวม 51,416 ล้านลิตร เป็นการผลิตภายในประเทศที่ 49,220 ล้านลิตร และเป็นการนำเข้าจำนวน 2,196 ล้านลิตร โดยเป็นการนำเข้าน้ำมันเตาคุณภาพดีเพื่อใช้ผลิตไฟฟ้า ส่วนการใช้น้ำมันสำเร็จรูปมีปริมาณ 42,005 ล้านลิตร ขยายตัวเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 0.9 ปริมาณการใช้น้ำมันเบนซินลดลงร้อยละ 5.3 เนื่องจากราคาขายปลีกที่สูงขึ้น และมาตรการประหยัดพลังงานของภาครัฐ ทำให้ประชาชนหันมาเปลี่ยนพฤติกรรมการบริโภคอย่างชัดเจน ขณะที่การใช้ก๊าซธรรมชาติในรถยนต์ (NGV) และ LPG มีปริมาณเพิ่มขึ้น ส่วนแก๊สโซฮอล์มีปริมาณเพิ่มขึ้นร้อยละ 873.3 จากรัฐบาลได้มีนโยบาย ในการยกเลิกการใช้ MTBE ในน้ำมันเบนซิน 95 เปลี่ยนเป็นแก๊สโซฮอล์ทั้งหมดภายในเดือนมกราคม 2550 และราคาแก๊สโซฮอล์มีราคาถูกกว่าน้ำมันเบนซินทั่วไป สำหรับการใช้น้ำมันดีเซลมีปริมาณ 19,633 ล้านลิตร เพิ่มขึ้นจากปีก่อนเพียงร้อยละ 0.1 เนื่องจากรัฐบาลได้ปล่อยลอยตัวราคาขายปลีกดีเซลในช่วงกลางปีทำให้ปริมาณการ ใช้ดีเซลชะลอตัวลง และการรณรงค์ของภาครัฐในมาตรการประหยัดพลังงาน ขณะที่การใช้น้ำมันเตาเพื่อการผลิตไฟฟ้าได้เพิ่มขึ้นร้อยละ 61.7 ส่วนการใช้ในภาคอุตสาหกรรมได้ลดลงร้อยละ 8.1 เนื่องจากอุตสาหกรรม SME บางประเภทหันมาใช้ถ่านหินแทนน้ำมันเตามากขึ้น ส่วนการใช้น้ำมันเครื่องบิน + ก๊าด และ LPG ขยายตัวเพิ่มขึ้นเพียงร้อยละ 1 และ 7.5 ตามลำดับ
4. ด้านไฟฟ้า ณ วันที่ 31 ตุลาคม 2548 มีกำลังการผลิตติดตั้งไฟฟ้าอยู่ที่ 26,431 เมกะวัตต์ ความต้องการไฟฟ้าสูงสุดเกิดขึ้นในเดือนเมษายน ที่ระดับ 20,538 เมกะวัตต์ สูงกว่าปีที่ผ่านมาจำนวน 1,212 เมกะวัตต์ ค่าตัวประกอบไฟฟ้าเฉลี่ย (Load Factor) อยู่ที่ร้อยละ 75.7 และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุด (Reserved Margin) อยู่ที่ร้อยละ 22.6 ขณะที่ปริมาณการใช้ไฟฟ้า อยู่ที่ระดับ 120,988 กิกะวัตต์ชั่วโมง ขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 6.0 เป็นการใช้ในเขตนครหลวง เขตภูมิภาค และการใช้จากลูกค้าตรงของ กฟผ. ที่ เพิ่มขึ้นร้อยละ 2.8, 7.5 และ 12.7 ตามลำดับ ส่วนภาคอุตสาหกรรมมีการใช้เพิ่มขึ้นร้อยละ 6.5 เช่นเดียวกับสาขาธุรกิจ บ้านและที่อยู่อาศัย สาขาเกษตร และสาขาอื่นๆ เพิ่มขึ้นร้อยละ 5.6, 4.8, 7.9 และ 3.7 ตามลำดับ
5. แนวโน้มการใช้พลังงานปี 2549 จาก สศช. ได้ประมาณเศรษฐกิจของไทยจะขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.7 - 5.7 ในปี 2549 จึงสามารถคาดการณ์การใช้พลังงานเชิงพาณิชย์ขั้นต้นของประเทศจะขยายตัวเพิ่ม ขึ้นจากปี 2548 ประมาณร้อยละ 5.6 ประกอบด้วย การเพิ่มขึ้นของน้ำมันและก๊าซธรรมชาติ ร้อยละ 3.9 และ 7.6 ตามลำดับ สำหรับการใช้ลิกไนต์/ ถ่านหินคาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.7 เนื่องจากโรงไฟฟ้า BLCP ที่ใช้ถ่านหินนำเข้าเป็นเชื้อเพลิงจะเข้าระบบ ส่วนการใช้ไฟฟ้าพลังน้ำ/ไฟฟ้านำเข้า ลดลงร้อยละ 8.4
การใช้น้ำมันสำเร็จรูปโดยรวมจะขยายตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.9 ประกอบด้วย น้ำมันเบนซินที่ปรับตัวเพิ่มขึ้นร้อยละ 2.4 น้ำมันดีเซลที่ยังคงปรับตัวลดลงร้อยละ 0.7 น้ำมันก๊าด + เครื่องบิน จะมีการใช้เพิ่มขึ้น ร้อยละ 3.5 และน้ำมันเตาจะใช้เพิ่มขึ้นถึงร้อยละ 19.8 ซึ่งส่วนใหญ่ใช้ในการผลิตไฟฟ้า เนื่องจากท่อก๊าซฯ เส้นที่ 3 ของ ปตท. จะยังคงสร้างไม่เสร็จในช่วงครึ่งปีแรกของปี 2549 นอกจากนี้การใช้ LPG คาดว่าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 4.2 และการใช้ไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้นร้อยละ 7.0 โดยมีค่าความต้องการใช้ไฟฟ้าสูงสุดอยู่ที่ 21,822 เมกะวัตต์ และกำลังผลิตสำรองไฟฟ้าต่ำสุดอยู่ที่ร้อยละ 15.86
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 พ.ย. 48 - 25 ม.ค. 49)
สรุปสาระสำคัญ
1. ราคาน้ำมันดิบ
ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยเดือนพฤศจิกายนอยู่ที่ระดับ 51.39 และ 55.15 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนก่อน เนื่องจากอุณหภูมิในสหรัฐอเมริกาสูงกว่าระดับปกติ และปริมาณสำรองน้ำมันดิบในสหรัฐอเมริกาและยุโรปมีการสะสมเพิ่มขึ้น และเดือนธันวาคม ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 53.20 และ 57.42 เหรียญสหรัฐอเมริกาต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากท่อ ขนส่งน้ำมันดิบของบริษัทเชลล์ในประเทศไนจีเรียถูกลอบวางระเบิด ทำให้กำลังการผลิตน้ำมันดิบต้องหยุดชะงัก ประกอบกับโอเปคมีแนวโน้มที่จะลดปริมาณการผลิตก่อนเข้าสู่ไตรมาส 2 ปี 2549 โดยอิหร่านสนับสนุนให้ลดเพดานการผลิตลง 1 ล้านบาร์เรล/วัน
สำหรับเดือนมกราคม 2549 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรท์ได้ปรับตัวสูงขึ้นเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 58.28 และ 63.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ เนื่องจากท่อขนส่งน้ำมันในประเทศไนจีเรียถูกลอบวางระเบิด และกลุ่มประเทศยุโรปได้ร่างมติยื่นต่อคณะกรรมการพลังงานปรมาณูระหว่างประเทศ (IAEA) แจ้งให้ U.N. Security Council ดำเนินการคว่ำบาตรประเทศอิหร่าน เนื่องจากอิหร่านดำเนินการทดสอบพลังงานนิวเคลียร์ ดังนั้น ช่วง 2 เดือนครึ่งที่ผ่านมา ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 53.99 และ 58.31 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล โดยราคาน้ำมันดูไบปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนตุลาคม 0.35 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล และน้ำมันเบรนท์ปรับตัวลดลง 0.47 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล
2. ราคาน้ำมันสำเร็จรูปในตลาดสิงคโปร์
ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 และ 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็ว เฉลี่ยเดือนพฤศจิกายนอยู่ที่ระดับ 60.56 , 59.21 และ 61.50 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ได้ปรับตัวลดลงเนื่องจากเวียดนามลด การนำเข้าน้ำมันเบนซินลง ร้อยละ 50 และบริษัท Cosmo Oil ประเทศญี่ปุ่น และ GS Caltex ประเทศเกาหลี ออกประมูลขายน้ำมันดีเซลส่งมอบเดือนพฤศจิกายน 2548 สำหรับเดือนธันวาคมราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 61.01 59.90 และ 63.83 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ปรับตัวเพิ่มขึ้นเนื่องจากจะมีการนำน้ำมันเบนซิน 95 จากเอเซียไปขายในสหรัฐอเมริกามากขึ้น ประกอบกับ อินโดนีเซียออกประมูลซื้อน้ำมันเบนซินปริมาณ 800,000 บาร์เรล และอากาศที่หนาวเย็นลงทั้งในสหรัฐอเมริกา ยุโรป และ เอเซียเหนือ ทำให้ความต้องการใช้น้ำมันเพื่อทำความอบอุ่นเพิ่มสูงขึ้น
เดือนมกราคม 2549 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 66.84 65.49 และ 69.26 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ได้ปรับตัวเพิ่มขึ้น เนื่องจากอินโดนีเซียเพิ่มการ นำเข้าน้ำมันเบนซินในเดือนมกราคม ประกอบกับเวียดนามมีแผนการนำเข้าน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น ร้อยละ 3 ในปีนี้ และความต้องการใช้น้ำมันก๊าดเพื่อทำความอบอุ่นในญี่ปุ่นเพิ่มขึ้นส่งผลให้ โรงกลั่นทั่วภูมิภาคหันมาผลิตน้ำมันก๊าด ทำให้อุปทานน้ำมันดีเซลในภูมิภาคลดลง ดังนั้นในช่วงเวลา 2 เดือนครึ่งที่ผ่านมา ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 62.60, 61.33 64.64 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวลดลงจากเดือนตุลาคม 6.50 6.61 และ 7.98 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ
3. ราคาขายปลีก
ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 3 ครั้ง รวมเป็น 1.30 บาท/ลิตร ในเดือนพฤศจิกายน และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วลดลง 3 ครั้ง รวมเป็น 1.10 บาท/ลิตร โดยราคา ขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 พฤศจิกายน 2548 อยู่ที่ระดับ 24.84 24.04 23.34 และ 22.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ และเดือนธันวาคมผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีก น้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 ธันวาคม 2549 อยู่ที่ระดับ 27.24 26.44 25.74 และ 24.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ
เดือนมกราคม 2549 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร รวมเป็น 1.20 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 แก๊สโซฮอล์ และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 25 มกราคม 2549 อยู่ที่ระดับ 27.24 26.44 25.74 และ 24.69 บาท/ลิตร ตามลำดับ
4. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง
ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ประมาณการ ณ วันที่ 23 มกราคม 2549 มีเงินสดสุทธิ 11,667 ล้านบาท หนี้สินค้างชำระ 87,007 ล้านบาท แยกเป็นหนี้เงินกู้เดิม (อายุไม่เกิน 1 ปี) 15,660 ล้านบาท หนี้พันธบัตร 26,400 ล้านบาท หนี้สถาบันบริหารกองทุนฯ อายุ 5 ปี 32,000 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาค้างชำระ 2,027 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 10,579 ล้านบาท หนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 159 ล้านบาท ดอกเบี้ยค้างจ่ายประจำเดือน 182 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันฯ ติดลบ 75,340 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 3 รายงานผลการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2548
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติว่าด้วยการบริหารกองทุนเงินอุด หนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม พ.ศ. 2535 และที่แก้ไขเพิ่มเติม (ฉบับที่ 2) พ.ศ. 2546 ได้กำหนดให้มีคณะกรรมการกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม เพื่อทำหน้าที่แทน รมว. พน ในการจัดสรรเงินกองทุนฯ ให้ กับส่วนราชการที่ปฏิบัติงานด้วยพลังงานและปิโตรเลียม และให้ สนพ. จัดทำงบแสดงผลการรับจ่ายเงินในระหว่างปีงบประมาณและงบแสดงฐานะการเงินของกอง ทุน ณ วันสิ้นปีงบประมาณส่งคณะกรรมการกองทุนฯ เพื่อเสนอ รมว. พน เพื่อทราบ และนำเสนอ กพช.เพื่อทราบภายในสามสิบวันทำการนับแต่วันสิ้นปีงบประมาณ
2. ผลสรุปการดำเนินงานของกองทุนเงินอุดหนุนจากสัญญาโรงกลั่นปิโตรเลียม ประจำปีงบประมาณ 2548 ดังนี้
2.1 แผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2547 - 2549
เมื่อวันที่ 24 ตุลาคม 2546 รมว. พน. ได้เห็นชอบแผนการใช้จ่ายเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2547 - 2549 ภายในวงเงินรวมทั้งสิ้น 30 ล้านบาท โดยแบ่งออกเป็นปีละ 10 ล้านบาท ใน 6 หมวดรายจ่าย ได้แก่ หมวดการค้นคว้าวิจัยและการศึกษา หมวดการโฆษณาฯ หมวดเงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม หมวด เดินทางเพื่อศึกษาดูงานฯ หมวดจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน และหมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน
2.2 การอนุมัติเงินกองทุนฯ ปีงบประมาณ 2548
คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติเงินกองทุน เพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดต่างๆ ณ วันที่ 30 กันยายน 2548 รวมเป็นเงินทั้งสิ้น 8,280,703 บาท ดังนี้
(1) หมวดเงินทุนการศึกษาและฝึกอบรม ได้อนุมัติทุนการศึกษาและฝึกอบรมให้กับ หน่วยงานที่ปฏิบัติงานด้านพลังงานและปิโตรเลียม จำนวน 5,572,500 บาท ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (จำนวน 743,000 บาท) สนพ. (จำนวน 679,500 บาท) กรมธุรกิจพลังงาน (จำนวนเงิน 2,750,000บาท) กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (จำนวน 750,000 บาท) และกรมบัญชีกลาง (จำนวน 650,000 บาท) เพื่อเป็นทุนในการศึกษาระดับปริญญาโทและอบรมภาษาอังกฤษทั้งในประเทศและต่างประเทศ
(2) หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรมและสัมมนา ได้อนุมัติเงินกองทุนให้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน จำนวน 2 โครงการ ในวงเงิน 708,203 บาท
(3) หมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน ได้อนุมัติเงินกองทุนในการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน จำนวนทั้งสิ้น 1,700,000 บาท ได้แก่ สำนักงานปลัดกระทรวงพลังงาน (จำนวน 160,000 บาท) สนพ.(จำนวน 412,000 บาท) กรมธุรกิจพลังงาน (จำนวน 250,000 บาท) และ กรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน (จำนวน 878,000 บาท)
(4) หมวดค่าใช้จ่ายในการบริหารงาน ได้อนุมัติเงินจำนวน 300,000 บาท เพื่อเป็น ค่าใช้จ่ายที่จำเป็นในการบริหารงานฯ ได้แก่ เงินเดือนค่าจ้างของเจ้าหน้าที่ค่าตอบแทนใช้สอยและวัสดุ ที่จะช่วยให้การปฏิบัติงานเกี่ยวกับกองทุนฯ
3. คณะกรรมการกองทุนฯ ได้อนุมัติค่าใช้จ่ายในปีงบประมาณ 2548 ในทั้ง 4 หมวด รวมเป็นเงิน 8,280,703 บาท โดยได้เบิกจ่ายเงินไปแล้วทั้งสิ้น 4,470,352.21 บาท และยอดเงินคงเหลือผูกพันเพื่อเป็นค่าใช้จ่ายในหมวดทุนการศึกษาและฝึกอบรม จำนวน 1,942,270.33 หมวดการเดินทางเพื่อศึกษา ดูงาน ประชุม อบรม และสัมมนา จำนวน 509,287.34 บาท และหมวดการจัดหาเครื่องมือและอุปกรณ์สำนักงาน จำนวน 853,347.08 บาท รวมเป็นจำนวนเงิน 3,304,904.75 บาท และมีเงินคงเหลือ 505,446.04 บาท ทั้งนี้ ณ วันที่ 30 กันยายน 2548 กองทุนฯ มีงบฐานะการเงินของกองทุนมีสินทรัพย์ 407,685,116.41 บาท และงบแสดงผลการดำเนินงานทางการเงิน สำหรับรอบระยะเวลาบัญชี สิ้นสุดวันที่ 30 กันยายน 2548 มีรายได้สูงกว่าค่าใช้จ่ายสุทธิ 8,930,372.27 บาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 4 กรอบการกำกับดูแลของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 1 มีนาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบร่างระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแล กิจการไฟฟ้า พ.ศ. .... ตามที่กระทรวงพลังงานเสนอ ซึ่งร่างระเบียบฯ ได้ลงประกาศในราชกิจจานุเบกษาเมื่อวันที่ 25 มีนาคม 2548 และต่อมาคณะรัฐมนตรีเมื่อวันที่ 22 พฤศจิกายน 2548 ได้มีมติแต่งตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า จำนวน 7 ราย โดยมีผลตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2548 เป็นต้นไป เพื่อทำหน้าที่กำกับดูแลอัตราค่าบริการของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า กำหนดมาตรการส่งเสริมการ แข่งขันและป้องกันการใช้อำนาจผูกขาดในทางมิชอบ กำหนดวิธีการและกำกับการแข่งขันการก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่ กำกับดูแลการปฏิบัติงานของผู้ประกอบกิจการไฟฟ้า กำหนดและกำกับดูแลมาตรฐานทางวิชาการและความปลอดภัยของการประกอบกิจการไฟฟ้า โดยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ประกอบด้วย นายยงยุทธ วิชัยดิษฐ เป็นประธานกรรมการ นายอาคม เติมพิทยาไพสิฐ นายวิชิต หล่อจีระชุณห์กุล นายชัยเกษม นิติสิริ นายอนันต์ อัศวโภคิน นายวีระพล จิรประดิษฐกุล เป็นกรรมการ และนายศิริชัย สายะศิลปี เป็นกรรมการและเลขานุการ
2. กรอบการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า
2.1 การดำเนินงานด้านนโยบายและการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าที่ผ่านมา โดย กพช. ได้มีการจัดตั้งคณะกรรมการและคณะอนุกรรมการเพื่อช่วยปฏิบัติงานของ กพช. ได้แก่ คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) ทำหน้าที่เสนอแนะนโยบาย แผนการบริหารและพัฒนา และมาตรการทางด้านพลังงานและราคาพลังงานของประเทศ คณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ทำหน้าที่พิจารณาการแก้ไขระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับ ระบบของการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (SPP Grid Code) และระบบของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่าย โดยที่ กบง. ได้มีการจัดตั้งคณะอนุกรรมการต่างๆ เพื่อช่วย ปฏิบัติงานโดยเฉพาะด้านไฟฟ้าอีกจำนวน 5 คณะ
2.2 กรอบการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าในช่วงเปลี่ยนผ่าน ได้แยกกรอบการดำเนินงานด้านนโยบายและการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าออกจากกันให้มี ความชัดเจนในการดำเนินงาน โดยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าซึ่งแต่งตั้งขึ้นตามระเบียบสำนักนายก รัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 จะเป็นผู้กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าภายใต้นโยบายของรัฐ และ กพช. จะเป็นผู้พิจารณากำหนดกรอบนโยบายของกิจการไฟฟ้า กระทรวงพลังงานจึงได้แบ่งขอบเขตงานด้านนโยบายและการกำกับดูแล ดังนี้
(1) กพช. ทำหน้าที่เป็นผู้พิจารณาและเสนอแนะนโยบายต่อคณะรัฐมนตรี ในการบริหารและพัฒนาพลังงานของประเทศ ได้แก่ นโยบายการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า นโยบายการกำหนดรูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้า นโยบายการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนและประเทศเพื่อนบ้าน นโยบายด้านแผนการลงทุนของการไฟฟ้า โดยกำหนดระดับกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรองที่เหมาะสม และพิจารณาให้ความเห็นชอบแผนพัฒนากำลังการผลิตไฟฟ้า ตลอดจนพิจารณาให้ความเห็นชอบค่าพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้าของประเทศ เป็นต้น
(2) คณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ทำหน้าที่เป็นผู้กำกับดูแลกิจการไฟฟ้าภายใต้นโยบายของ กพช. ได้แก่ การศึกษาและจัดทำรายละเอียดข้อเสนอแนะโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ตลอดจนกำกับดูแลการปรับราคาไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ ตามกรอบของสูตรที่ กพช. และคณะรัฐมนตรีให้ความเห็นชอบ การกำกับดูแลการดำเนินงาน ของผู้ประกอบการในกิจการไฟฟ้า ที่สอดคล้องกับรูปแบบโครงสร้างกิจการไฟฟ้าที่กำหนด การดำเนินการส่งเสริมการแข่งขันในกิจการไฟฟ้า ออกประกาศเชิญชวนการรับซื้อไฟฟ้าภายใต้กรอบนโยบายที่กำหนด และการกำกับดูแลการดำเนินการตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้า ตลอดจน ติดตามสถานการณ์ความต้องการไฟฟ้าและระดับกำลังการผลิตไฟฟ้าสำรอง เป็นต้น
3. นอกจากนี้ เพื่อให้การดำเนินงานของคณะกรรมการกำกับฯ มีความครบถ้วนสมบูรณ์ และไม่เกิดความซ้ำซ้อนในการดำเนินงานด้านนโยบายของ กพช. จึงควรยกเลิกคณะอนุกรรมการบางคณะ ที่แต่งตั้งขึ้นภายใต้คำสั่ง กพช. และ กบง. ที่มีอำนาจหน้าที่ซ้ำซ้อนกับอำนาจหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ในปัจจุบันมีจำนวน 3 คณะ ประกอบด้วย (1) คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (2) คณะอนุกรรมการการพยากรณ์ความต้องการไฟฟ้า และ (3) คณะอนุกรรมการพิจารณาระเบียบการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ทั้งนี้ หากไม่มีการยกเลิกคณะอนุกรรมการฯ ที่มีอยู่เดิมอาจก่อให้เกิดปัญหาการร้องเรียน ในการปฏิบัติงานของคณะกรรมการกำกับฯ ตามมาได้
4. การกำหนดผู้ปฏิบัติงานเต็มเวลาในคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า ตามความในวรรคสอง ข้อ 6 ของระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พ.ศ. 2548 ระบุให้กรรมการและเลขานุการ ต้องอยู่ปฏิบัติหน้าที่เต็มเวลา และตามความในข้อ 10 ของระเบียบดังกล่าว นายกรัฐมนตรีสามารถกำหนดให้ประธานกรรมการหรือกรรมการบางคนมีจำนวนทั้งหมดไม่ เกินสามคนเป็นกรรมการ ผู้ทรงคุณวุฒิประเภทประจำซึ่งต้องอยู่ปฏิบัติหน้าที่เต็มเวลาตามข้อเสนอของ กพช. ได้ และเพื่อให้คณะกรรมการกำกับฯ สามารถดำเนินงานตามหน้าที่ที่กำหนดในระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีฯ ได้อย่างคล่องตัวและมีประสิทธิภาพ กระทรวงพลังงานจึงเสนอให้ประธานกรรมการ (นายยงยุทธ วิชัยดิษฐ) กรรมการผู้ทรงคุณวุฒิประเภทประจำ ซึ่งต้องปฏิบัติงานเต็มเวลา ตามความในข้อ 10 ของระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับฯ พ.ศ. 2548
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการแบ่งขอบเขตงานนโยบายและอำนาจหน้าที่ตามพระราชบัญญัติคณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พ.ศ. 2535 การกำกับดูแลตามระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการ ไฟฟ้า พ.ศ. 2548 โดยการยกเลิกคณะอนุกรรมการที่มีอำนาจหน้าที่ซ้ำซ้อนกับอำนาจหน้าที่ ของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า พร้อมทั้งมอบอำนาจหน้าที่ที่ซ้ำซ้อนดังกล่าวให้อยู่ภายใต้การกำกับดูแลคณะ กรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าต่อไป
2.เห็นควรกำหนดให้ประธานกรรมการ (นายยงยุทธ วิชัยดิษฐ) เป็นกรรมการผู้ทรงคุณวุฒิประเภทประจำซึ่งต้องอยู่ปฏิบัติหน้าที่เต็มเวลา โดยให้มีผลตั้งแต่วันที่ 1 ธันวาคม 2548 เป็นต้นไป
เรื่องที่ 5 ข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration
สรุปสาระสำคัญ
1. การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ได้ออกระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (Small Power Producer: SPP) และบมจ. กฟผ. ได้ประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP งวดที่ 1 เมื่อวันที่ 30 มีนาคม 2535 โดยมีวัตถุประสงค์เพื่อให้ กฟผ. สามารถรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ผลิตไฟฟ้าโดยใช้พลังงานนอกรูปแบบ กากหรือเศษวัสดุเหลือใช้เป็นเชื้อเพลิง และการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration และจากระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP กำหนดเงื่อนไขให้ SPP ที่มีกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration จะต้องมีสัดส่วนของพลังงานความร้อน ที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพนอกจากการผลิตไฟฟ้าต่อการผลิตพลังงานทั้งหมด ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 10 โดยเฉลี่ยในแต่ละปี และมีสัดส่วนของผลบวกระหว่างพลังงานไฟฟ้าที่ผลิตได้และครึ่งหนึ่งของพลังงาน ความร้อนที่จะนำไปใช้ในกระบวนการอุณหภาพ ต่อพลังงานจากน้ำมันและ/หรือก๊าซธรรมชาติ (โดยคิดจากค่าความร้อนต่ำ) ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 โดยคิดเฉลี่ยในแต่ละปี
2. การดำเนินการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ระบบ Cogeneration ที่ผ่านมา รัฐบาลได้มีการพิจารณา ผ่อนผันคุณสมบัติดังกล่าว เนื่องจาก SPP ได้รับผลกระทบจากการเปลี่ยนแปลงระบบการแลกเปลี่ยนเงินตรา เมื่อเดือนกรกฎาคม 2540 และภาวะเศรษฐกิจที่ตกต่ำอย่างต่อเนื่อง โดยกำหนดวันสิ้นสุดการผ่อนผันถึงสิ้นปี พ.ศ. 2546 ปัจจุบัน SPP บางรายยังคงไม่สามารถปฏิบัติตามเงื่อนไขคุณสมบัติ Cogeneration ที่ระบุไว้ในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ขณะที่ได้หมดระยะเวลาการผ่อนผันแล้ว ทำให้ SPP จะต้องชำระค่าปรับตามที่กำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ขณะที่เงื่อนไขประสิทธิภาพการผลิตไฟฟ้าไม่มีการกำหนดบทปรับไว้ ซึ่ง บมจ. กฟผ. อาจยกเลิกสัญญาซื้อขายไฟฟ้า เนื่องจากถือว่าบริษัทไม่สามารถปฏิบัติตามคุณสมบัติสำคัญได้
3. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในการประชุมครั้งที่ 2/2548 (ครั้งที่ 49) เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2548 ได้พิจารณาเรื่อง ข้อกำหนดกระบวนการผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ และได้มีมติดังนี้
3.1 เห็นควรให้มีแนวทางการแก้ไขปัญหาการปฏิบัติตามข้อกำหนด Cogeneration เพื่อเป็นการลดปัญหาจากการนำไอน้ำไปใช้อย่างไม่เกิดประโยชน์เพียงเพื่อให้ ผ่านเงื่อนไข อย่างไรก็ตาม ได้มีเงื่อนไขให้ SPP ที่จะได้ส่วนลดค่าปรับเงื่อนไขสัดส่วนพลังงานความร้อน จะต้องเพิ่มเติมบทปรับเงื่อนไขประสิทธิภาพ ในการผลิตไฟฟ้าไม่ต่ำกว่าร้อยละ 45 ด้วย ซึ่งเป็นการจูงใจให้ผู้ประกอบการ SPP ปรับปรุงกระบวนการผลิตให้มีประสิทธิภาพมากยิ่งขึ้น จะเป็นผลดีต่อภาพรวมของการใช้พลังงานของประเทศอย่างมีประสิทธิภาพ ทั้งนี้ ค่าปรับดังกล่าว รวมกันจะต้องไม่เกินร้อยละ 10 ของค่าพลังงานไฟฟ้าที่ SPP ได้รับในปีนั้น
3.2 เห็นชอบแนวทางการคิดค่าปรับกับ SPP ที่มีความประสงค์จะแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับผลการตรวจวัดคุณสมบัติ Cogeneration ตั้งแต่ปี 2548 เป็นต้นไป โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่มีการลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
3.3 มอบหมายให้ สนพ. และ บมจ.กฟผ. ยกร่างแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration ที่ไม่สามารถปฏิบัติตามข้อกำหนดลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้า เพื่อเสนอ กพช พิจารณาต่อไป
ทั้งนี้ สนพ. และ บมจ.กฟผ. ได้ดำเนินการตามมติคณะอนุกรรมการประสานฯ โดยยกร่าง แก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าสำหรับ SPP ที่ผลิตไฟฟ้าด้วยระบบ Cogeneration แล้ว
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบแนวทางการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเพื่อกำหนดบทปรับกรณี SPP ไม่สามารถปฏิบัติตามข้อกำหนดลักษณะกระบวนการผลิตไฟฟ้า ด้วยระบบ Cogeneration ตั้งแต่ผลการตรวจวัดคุณสมบัติ Cogeneration ปี 2548 ถึงปี 2550 รวมระยะเวลา 3 ปี ตามรายละเอียดในเอกสารแนบ 4.2.2 ของระเบียบวาระการประชุม ทั้งนี้ ให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่วันที่มีการลงนามแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าเป็นต้นไป
2.มอบหมายให้ บมจ. กฟผ. เร่งดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ที่มีความประสงค์จะขอแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าให้แล้วเสร็จ ภายในเดือนมีนาคม 2549
สรุปสาระสำคัญ
1. ตามระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP กำหนดอัตรารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ตามประเภทสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า คือ ประเภทสัญญา Firm ราคารับซื้อไฟฟ้าจะประกอบด้วยค่าพลังไฟฟ้า (Capacity Payment : CP) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) ซึ่งจะแตกต่างกันตามประเภทเชื้อเพลิง โดยในส่วนของโครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงกำหนดค่าพลังงานไฟฟ้ารับซื้อฐานเท่ากับ 0.62 บาทต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง ทั้งนี้ ค่า EP จะเปลี่ยนแปลงเมื่อราคาเชื้อเพลิงเปลี่ยนแปลงจากราคาฐาน (ณ วันที่ 1 สิงหาคม 2548) โดยราคาถ่านหินที่ใช้อ้างอิงกำหนดจากราคา Japanese Benchmark Price (JBP) ของ Steam Coal ณ เดือนสิงหาคม 2548 เป็นฐานในการคำนวณ (1,007 บาท/ตัน) ปัจจุบันโครงการ SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงในปัจจุบันมี 5 โครงการ กำลังการผลิตรวม 703 เมกะวัตต์ ปริมาณพลังไฟฟ้า เสนอขาย 370 เมกะวัตต์
2. การรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (Independent Power Producer: IPP) ปัจจุบัน มีโครงการที่ได้รับการคัดเลือกและลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า 7 โครงการ เป็นโครงการก๊าซธรรมชาติ 6 โครงการ และโครงการถ่านหิน 1 โครงการ กำลังการผลิตรวม 6,677.50 เมกะวัตต์ โดยโครงการก๊าซธรรมชาติ 4 โครงการ ได้ขายไฟฟ้าเข้าระบบแล้ว กำลังการผลิตรวม 2,463 เมกะวัตต์ โครงการ IPP ที่ใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงมี 1 โครงการ คือ บริษัท บีแอลซีพี เพาเวอร์ จำกัด (BLCP) กำลังการผลิต 1,346.50 เมกะวัตต์ กำหนดการจ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ หน่วยที่ 1 วันที่ 1 ตุลาคม 2549 และหน่วยที่ 2 วันที่ 1 กุมภาพันธ์ 2550 โดยที่โครงสร้างราคารับซื้อไฟฟ้าจาก IPP จะประกอบด้วยค่าไฟฟ้า 2 ส่วน คือ ค่าความพร้อมจ่าย (Availability Payment: AP) และค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy Payment: EP) ทั้งนี้ ค่า EP ของโครงการ BLCP ซึ่งใช้ถ่านหินเป็นเชื้อเพลิงจะเปลี่ยนแปลงตามราคาถ่านหินที่เกิดขึ้นจริง โดยกำหนดราคาถ่านหินอ้างอิงขั้นต่ำ (Floor Price) และขั้นสูง (Ceiling Price) จากราคา JBP
3. ตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้าระหว่างผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน (IPP และ SPP) กำหนดให้ใช้ราคาถ่านหินอ้างอิง JBP ในการคำนวณค่าพลังงานไฟฟ้า ต่อมาราคาถ่านหินอ้างอิง JBP ได้ถูกยกเลิกการประกาศอย่างเป็นทางการเมื่อเดือนเมษายน 2546 ทำให้เกิดผลกระทบต่อสัญญาซื้อขายไฟฟ้า บมจ. กฟผ. จึงได้เจรจากับบริษัท BLCP และโครงการ SPP ถ่านหิน เพื่อพิจารณาแก้ไขปัญหาการกำหนดราคาถ่านหินอ้างอิงในสูตรราคารับซื้อไฟฟ้า จากผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน โดยคณะกรรมการ บมจ. กฟผ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 16 กันยายน 2548 ได้มีมติเห็นชอบผลการเจรจาระหว่าง บมจ. กฟผ. กับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนแล้ว สรุปผลการเจรจาได้ดังนี้
3.1 กรณีของบริษัท BLCP ให้ใช้ค่าเฉลี่ยเลขคณิตของ (1) ดัชนีราคาถ่านหินที่ซื้อขายระหว่าง ออสเตรเลียกับ Japanese Power Utilities ตามสัญญาระยะยาวซึ่งจัดทำเป็นรายงานประจำปีโดยหน่วยงานรัฐบาลออสเตรเลีย Australian Bureau of Agricultural and Resource Economics (ABARE) และดัชนีราคาถ่านหินที่ซื้อขายระหว่างออสเตรเลียกับ Japanese Power Utilities ตามสัญญาระยะยาว จัดทำข้อมูลโดยบริษัท Barlow Jonker ในออสเตรเลีย (BJ : JPU Reference) ทั้งนี้ ดัชนีราคาทั้ง 2 ตัว เป็นราคาซื้อขาย ถ่านหินที่มีค่านิยามและหลักการเดียวกับ JBP และจากการเปรียบเทียบข้อมูลในอดีตมีราคาใกล้เคียงกับ JBP เหตุผลที่ใช้ดัชนีทั้ง 2 ตัว เพื่อลดความเสี่ยงที่จะเกิดขึ้นจากการที่ดัชนีทั้ง 2 ตัวแตกต่างกัน และลดปัญหาที่อาจจะเกิดขึ้นในอนาคตในกรณีที่ดัชนีตัวใดตัวหนึ่งถูกยกเลิกไป
3.2 กรณีของ SPP ให้ใช้ราคาถ่านหินอ้างอิงใหม่เช่นเดียวกับ BLCP เริ่มใช้ตั้งแต่ 1 เมษายน 2548 เป็นต้นไป และในช่วง 1 เมษายน 2546-31 มีนาคม 2548 SPP จะทำใบลดหนี้ให้ บมจ. กฟผ. ต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบการกำหนดราคาถ่านหินอ้างอิงในสูตรราคารับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิต ไฟฟ้าเอกชนรายใหญ่ (IPP) และผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก (SPP) โดยใช้ราคาเฉลี่ยของ Australian Bureau of Agricultural and Resource Economics (ABARE) และ Barlow Jonker ทดแทนราคาอ้างอิง Japanese Benchmark Price (JBP)
2.เห็นชอบให้ บมจ. กฟผ. และผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนดำเนินการแก้ไขสัญญาซื้อขายไฟฟ้าต่อไป
เรื่องที่ 7 ค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน
สรุปสาระสำคัญ
1. ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนรายเล็ก ในปัจจุบันมี 2 รูปแบบ ดังนี้
1.1 SPP ที่ผลิตไฟฟ้าขายเข้าระบบของการไฟฟ้าในปริมาณพลังไฟฟ้าเสนอขายไม่เกิน 90 เมกะวัตต์ และส่วนที่เหลือขายให้ลูกค้าในบริเวณใกล้เคียง โดยมีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ บมจ. กฟผ. ทั้งนี้ การดำเนินการผลิตไฟฟ้าจะต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขที่กำหนดไว้ใน ระเบียบการรับซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก และระเบียบว่าด้วยการเดินเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนานกับระบบของการไฟฟ้าฝ่าย จำหน่าย ปัจจุบันผู้ประกอบการ SPP ได้มีการขยายกำลังการผลิตหรือก่อสร้างโรงไฟฟ้าใหม่เพิ่มเติม เพื่อขายไฟฟ้าให้กับลูกค้าอุตสาหกรรมที่อยู่บริเวณข้างเคียงโดยไม่ได้เชื่อม โยงระบบกับการไฟฟ้าโดยตรง แต่จะเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า SPP โดยมีกำลังการผลิตที่ บมจ. กฟผ. ได้พิจารณาอนุมัติให้ขยายได้รวม 174.2 เมกะวัตต์
1.2 ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนที่ผลิตไฟฟ้าเพื่อใช้เองไม่ขายไฟฟ้าเข้าระบบของการไฟฟ้า (Independent Power Supply : IPS) ไม่จำเป็นต้องขอสัมปทานขายไฟฟ้า เพียงแต่ขึ้นทะเบียนกับ พพ. และขออนุญาตจากหน่วยงานที่เกี่ยวข้องได้แก่ การนิคมอุตสาหกรรมแห่งประเทศไทย (กรณีโรงไฟฟ้าอยู่ในนิคมอุตสาหกรรม) กรมโรงงานอุตสาหกรรม (กรณีโรงไฟฟ้าอยู่นอกนิคมอุตสาหกรรม) และสำนักงานนโยบายและแผนสิ่งแวดล้อม (กรณีการจัดทำผลกระทบสิ่งแวดล้อม) เป็นต้น
เนื่องจากโรงไฟฟ้า IPS ที่ขยายหรือก่อสร้างโรงไฟฟ้าของ SPP ในส่วนที่ไม่ได้ขายเข้าระบบของการไฟฟ้ามีจำนวนเพิ่มมากขึ้น บมจ. กฟผ. เห็นว่าอาจก่อให้เกิดปัญหาในทางเทคนิคกับระบบของการไฟฟ้า คณะกรรมการ กฟผ. ในการประชุม ครั้งที่ 12/2547 เมื่อวันที่ 21 กรกฎาคม 2547 จึงได้มีมติเห็นชอบในหลักการให้มีการเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรง ไฟฟ้าในลักษณะดังกล่าว และได้เสนอให้กระทรวงพลังงานพิจารณาราคาเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าต่อไป
2. คณะอนุกรรมการประสานการดำเนินงานในอนาคตของการไฟฟ้า ในการประชุมครั้งที่ 2/2548 (ครั้งที่ 49) เมื่อวันที่ 23 พฤศจิกายน 2548 ได้มีมติเรื่อง ค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า ดังนี้
2.1 เห็นควรให้การไฟฟ้าเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า ดังต่อไปนี้
2.1.1 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า
2.1.2 มีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 20 เมกะวัตต์ เพื่อใช้เอง หรือมีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 6 เมกะวัตต์ เพื่อขายให้ประชาชน
2.1.3 ขอเดินเครื่องเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าทั้งโดยตรงหรือที่เชื่อมโยงผ่านโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า
2.1.4 ได้รับอนุญาตจากการไฟฟ้า อันเกี่ยวกับเงื่อนไขด้านเทคนิคทางวิศวกรรม และความปลอดภัยของระบบไฟฟ้าเพื่อการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า
2.2 เห็นชอบการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าสำรองตามประเภทของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าในประกาศอัตราค่า ไฟฟ้าสำรอง ทั้งนี้ กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนตามข้อ 2.1 ซื้อไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าที่เชื่อมโยงระบบในปริมาณไม่ต่ำกว่าหนึ่งในสามของ กำลังการผลิตติดตั้ง
2.3 เนื่องจากการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า เป็นการกำหนดหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการกำหนดราคาพลังงาน เพื่อให้การไฟฟ้าและผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนนำไปใช้ปฏิบัติในแนวทางเดียวกัน จึงเห็นควรเสนอเรื่องค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนให้คณะ กรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการดำเนินการต่อไป
มติของที่ประชุม
เห็นชอบแนวทางการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้าสำหรับโรงไฟฟ้าของผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชน ดังนี้
1.ให้การไฟฟ้าเรียกเก็บค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้ากับโรงไฟฟ้า ดังต่อไปนี้
1.1 ผู้ผลิตไฟฟ้าที่ไม่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า
1.2 มีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 20 เมกะวัตต์ เพื่อใช้เอง หรือมีกำลังการผลิตรวมกันสูงกว่า 6 เมกะวัตต์ เพื่อขายให้ประชาชน
1.3 ขอเดินเครื่องเชื่อมโยงกับระบบของการไฟฟ้าทั้งโดยตรงหรือที่เชื่อมโยงผ่านโรงไฟฟ้าที่มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับการไฟฟ้า
1.4 ได้รับอนุญาตจากการไฟฟ้า อันเกี่ยวกับเงื่อนไขด้านเทคนิคทางวิศวกรรม และความปลอดภัยของระบบไฟฟ้าเพื่อการเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า
2.เห็นชอบการกำหนดค่าเชื่อมโยงระบบไฟฟ้า โดยใช้อัตราค่าไฟฟ้าสำรองตามประเภทของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าในประกาศอัตราค่า ไฟฟ้าสำรอง ทั้งนี้ กำหนดให้ผู้ผลิตไฟฟ้าเอกชนตามข้อ 1 ซื้อไฟฟ้าสำรองจากการไฟฟ้าที่เชื่อมโยงระบบในปริมาณไม่ต่ำกว่าหนึ่งในสามของ กำลังการผลิตติดตั้ง
เรื่องที่ 8 การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน
สรุปสาระสำคัญ
1. บมจ. กฟผ. ได้เสนอให้พิจารณาแนวทางการปรับปรุงโครงการลดความต้องการไฟฟ้าสูงสุด (Peak Cut) โดยให้มีการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า SPP ในช่วงฤดูร้อน (มีนาคม-พฤษภาคม) พ.ศ. 2549 เพื่อลดการผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตาและน้ำมันดีเซลจากโรงไฟฟ้าหลักลง และกระทรวงพลังงาน ได้เห็นชอบในหลักการให้ บมจ. กฟผ. ประสานงานกับ SPP ให้มีการบริหารจัดการเพิ่มเติมหรือเลื่อนการผลิตมาในช่วงฤดูร้อน และข้อเสนอราคารับซื้อตามที่ บมจ. กฟผ. เสนอ ทั้งนี้ บมจ. กฟผ. ได้จัดทำหลักการคิดค่าไฟฟ้าตามแนวทางที่กระทรวงพลังงานให้ความเห็นชอบ และนำเสนอ กพช. ให้ความเห็นก่อนดำเนินการออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าจาก SPP ที่สนใจต่อไป
2. ต่อมา คณะกรรมการ บมจ.กฟผ. ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2549 ได้มีมติอนุมัติยกเลิกโครงการ Peak Cut เนื่องจากมาตรการที่ใช้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าสำรองของผู้ประกอบการทั่วประเทศ เพื่อผลิต ไฟฟ้าใช้เองโดยมีเป้าหมายตัดทอนความต้องการไฟฟ้ารวม 500 MW จากระบบไฟฟ้าของประเทศในช่วงความต้องการไฟฟ้าสูงสุด ระยะเวลา 15 ปี ไม่คุ้มค่ากับการลงทุนเมื่อเปรียบเทียบกับราคาน้ำมันดีเซล โดยที่จะไม่ส่งผลกระทบต่อความมั่นคงของระบบไฟฟ้าเนื่องจากความต้องการไฟฟ้า ในปี 2549 ลดลง และสัดส่วนกำลังผลิตสำรองอยู่ในเกณฑ์มาตรฐาน สำหรับผู้ประกอบการที่ได้ลงนามสัญญาเข้าร่วมโครงการกับ บมจ. กฟผ. แล้ว 37 ราย บมจ. กฟผ. ได้ทำหนังสือยกเลิกสัญญา และคู่สัญญาได้ลงนามรับทราบและ ตอบกลับมาแล้วทั้งหมด โดยผู้ร่วมโครงการจะไม่ได้รับผลกระทบหรือเสียหาย เนื่องจากยังไม่มีการลงทุนปรับปรุงเปลี่ยนแปลงระบบของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า สำรองเพื่อเข้าร่วมโครงการ นอกจากนี้ บมจ.กฟผ. ได้ประสานงานกับ SPP ให้มีการบริหารจัดการเพิ่มหรือเลื่อนการผลิตไฟฟ้ามาในช่วงฤดูร้อน (มี.ค.-พ.ค.) เพื่อเสริมระบบด้วย
3. คณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2549 ได้พิจารณาเรื่อง การรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้า SPP ในช่วงฤดูร้อน และมีมติดังนี้
3.1 เห็นชอบในหลักการคิดเงินค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญา ซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน (เดือนมีนาคม-เดือนพฤษภาคม) พ.ศ. 2549 ดังนี้
3.1.1 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กประเภท Non-Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตา
3.1.2 SPP ประเภทสัญญา Non-Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงาน ไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนที่เกินจากปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ในช่วงเวลาที่ บมจ. กฟผ. ไม่มีการสั่งการ ณ เดือนนั้น ในอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากับ (1) อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญา และ (2) ส่วนต่างระหว่างอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non-Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้รับตามสัญญา ซื้อขายไฟฟ้า
3.1.3 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน กำหนดค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าตามสัญญา และค่าพลังไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงิน (kW) เท่ากับ 3 เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตรายเล็กจ่ายเกินข้อกำหนดในสัญญาซื้อขาย ไฟฟ้า แต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติม คูณด้วยอัตราส่วนของจำนวนชั่วโมงที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติมต่อจำนวนชั่วโมงในเดือนนั้นๆ และใช้อัตราค่าพลังไฟฟ้าตามสัญญา
ทั้งนี้ หากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก ทั้ง 3 ประเภท ไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามที่ บมจ. กฟผ. สั่งการได้ จะไม่มีการคิดค่าปรับเงินค่าไฟฟ้า
3.2 เห็นควรให้ บมจ. กฟผ. ชำระเงินค่าไฟฟ้าให้กับ SPP ตามหลักการในข้อ 3.1
3.3 มอบหมายให้ สนพ. และ บมจ. กฟผ. พิจารณาแนวทางการจัดสรรเชื้อเพลิงไปใช้ในโรงไฟฟ้าต่างๆ ให้เกิดการใช้เชื้อเพลิงอย่างมีประสิทธิภาพ เพื่อลดผลกระทบต่อค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft)
4. จากการประมาณการการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมในช่วงฤดูร้อนจาก SPP หากคำนวณค่าไฟฟ้า เปรียบเทียบระหว่างการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขาย SPP ในช่วงฤดูร้อน และการผลิตไฟฟ้าจาก น้ำมันดีเซล ตามหลักการที่ กบง. ให้ความเห็นชอบ พบว่าจะช่วยลดต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าในช่วงเดือนมีนาคม -พฤษภาคม 2549 ได้ประมาณ 59.04 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
เห็นชอบตามมติคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน ในการประชุมเมื่อวันที่ 6 มกราคม 2549 ดังนี้
1.เห็นชอบในหลักการการคิดเงินค่าไฟฟ้าสำหรับการรับซื้อไฟฟ้าเพิ่มเติมจาก สัญญาซื้อขายไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็ก (SPP) ในช่วงฤดูร้อน (เดือนมีนาคม-เดือนพฤษภาคม) พ.ศ. 2549 ดังนี้
1.1 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าไฟฟ้าจากผู้ผลิตรายเล็กประเภท Non-Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตา
1.2 SPP ประเภทสัญญา Non-Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงชีวมวล (Biomass) ได้รับค่าพลังงานไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนที่เกินจากปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ในช่วงเวลาที่ บมจ. กฟผ. ไม่มีการสั่งการ ณ เดือนนั้น ในอัตราค่าไฟฟ้าเท่ากับ (1) อัตราค่าไฟฟ้าตามสัญญา และ (2) ส่วนต่างระหว่างอัตราค่าไฟฟ้าจาก SPP ประเภท Non-Firm ที่อ้างอิงราคาน้ำมันเตากับอัตราค่าไฟฟ้าที่ได้รับตามสัญญาซื้อขายไฟฟ้า
1.3 SPP ประเภทสัญญา Firm ที่ใช้เชื้อเพลิงก๊าซธรรมชาติและถ่านหิน กำหนดค่าพลังงาน ไฟฟ้าสำหรับปริมาณพลังงานไฟฟ้า (kWh) ส่วนเกินสัญญาซื้อขายไฟฟ้าในอัตราค่าพลังงานไฟฟ้าตามสัญญา ค่าพลังไฟฟ้า ปริมาณพลังไฟฟ้าคิดเงิน (kW) เท่ากับ 3 เท่าของปริมาณพลังไฟฟ้าที่ผู้ผลิตรายเล็กจ่ายเกิน ข้อกำหนดในสัญญาซื้อขายไฟฟ้า แต่ไม่เกินปริมาณพลังไฟฟ้าที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติม คูณด้วยอัตราส่วนของจำนวนชั่วโมงที่ บมจ. กฟผ. สั่งการเพิ่มเติมต่อจำนวนชั่วโมงในเดือนนั้น และใช้อัตราค่าพลังไฟฟ้าตามสัญญา
ทั้งนี้ หากผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็กทั้ง 3 ประเภทไม่สามารถจ่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมจากสัญญาซื้อขายไฟฟ้าตามที่ บมจ. กฟผ. สั่งการได้ จะไม่มีการคิดค่าปรับเงินค่าไฟฟ้า
2.เห็นควรให้ บมจ. กฟผ. ชำระเงินค่าไฟฟ้าให้กับ SPP ตามหลักการในข้อ 1
เรื่องที่ 9 มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ
ในการประชุมคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ ครั้งที่ 5/2548 เมื่อวันที่ 6 ตุลาคม 2548 ได้พิจารณาและมีมติ 3 เรื่อง ได้แก่
1. เรื่องหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเป็นเชิ้อเพลิง ได้ เห็นชอบให้มีการเปิดเสรีในการเลือกใช้วัตถุดิบ และการเลือกสถานที่ตั้งโรงงานสำหรับผลิตเอทานอล เพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดยให้คณะอนุกรรมการพัฒนาและส่งเสริมการใช้เอทานอลประสานงานกับกระทรวงเกษตร และสหกรณ์ในเรื่องแผนการผลิตต่อไป สำหรับการอนุมัติตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงเพิ่มขึ้นจาก ที่ได้มีการอนุมัติไว้เดิม ยังคงต้องมีการขออนุญาตและได้รับอนุมัติจากคณะกรรมการฯ ก่อน เนื่องจากจะต้องมีการพิจารณาถึงปริมาณความต้องการใช้เอทานอลเป็นเชื้อเพลิง และปริมาณวัตถุดิบว่ามีเพียงพอหรือไม่ เพื่อป้องไม่ให้เกิดปัญหาด้านต้นทุนการผลิตเอทานอล
2. เรื่องการติดตามความคืบหน้าในการดำเนินการจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดยมีมติให้ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้ เป็นเชี้อเพลิงทุกราย ที่ยังไม่ได้ดำเนินการก่อสร้างโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง ต้องทำสัญญาสั่งซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอลให้แล้วเสร็จภายในเดือน พฤศจิกายน 2548 และหากผู้ประกอบการรายใดไม่สามารถดำเนินการตามหลักเกณฑ์ดังกล่าวได้ คณะกรรมการฯ สงวนสิทธิที่จะดำเนินการเพิกถอนการอนุญาต หรือดำเนินการอื่นใดตามที่เห็นสมควร
3. เรื่องการพิจารณาคำขอของผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิต และจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง โดย กชช. ได้มีมติ อนุมัติให้ บริษัท บุรีรัมย์เอทานอล จำกัด ผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจากข้าวฟ่างหวาน และวัตถุดิบทางเกษตรอื่นได้อีกประเภทหนึ่ง รวมทั้ง อนุมัติให้บริษัทฯ เพิ่มกำลังการผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจาก 100,000 ลิตรต่อวัน เป็น 200,000 ลิตรต่อวัน โดยจะต้องทำสัญญาสั่งซื้อเครื่องจักรสำหรับผลิตเอทานอลให้แล้วเสร็จภายใน เดือนพฤศจิกายน 2548 สำหรับการขอ ส่งออกเอทานอลไปจำหน่ายยังต่างประเทศ ให้เป็นไปตามหลักการที่คณะกรรมการฯ ได้มีมติไว้แล้วเมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2548
มติของที่ประชุม
เห็นชอบตามมติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมการใช้เชื้อเพลิงชีวภาพ ครั้งที่ 5/2548 (ครั้งที่ 5) เมื่อวันที่ 6 ตุลาคม 2548 ตามข้อ 1, 2 และ 3
รัฐบาล นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร 28 กุมภาพันธ์ 55
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 1-7 กันยายน 2557
กพช. ครั้งที่ 103 - วันพุธที่ 2 พฤศจิกายน 2548
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 5/2548 (ครั้งที่ 103)
วันพุธที่ 2 พฤศจิกายน พ.ศ. 2548 เวลา 16.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.แนวทางการจัดสรรหุ้นให้ประชาชนทั่วไป ของบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน)
3.มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ
นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 แนวทางการจัดสรรหุ้นให้ประชาชนทั่วไป ของบริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน)
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้แจ้งมติข้อเสนอแนะของคณะกรรมาธิการการพลังงาน เกี่ยวกับการกระจายหุ้นสามัญเพื่อเพิ่มทุนของ บริษัท กฟผ. จำกัด (มหาชน) (บมจ. กฟผ.) ให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าตามจำนวนมิเตอร์ ซึ่งมีประมาณ 15 ล้านราย ได้รับสิทธิ์ในการซื้อหุ้นอย่างทั่วถึงและเป็นธรรม ให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) และต่อมาเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 กพช. ได้มีมติมอบหมายให้คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ กฟผ. พิจารณาข้อเสนอการกระจายหุ้นสามัญเพื่อเพิ่มทุน บมจ. กฟผ. ให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าตามสัดส่วนจากมิเตอร์การใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละ ราย ซึ่งมีประมาณ 15 ล้านราย ได้รับสิทธิ์ในการซื้อหุ้นอย่างทั่วถึงและเป็นธรรม และรายงานผลการพิจารณาให้ กพช. ทราบต่อไป
2. คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบแนวทางการกระจายหุ้นให้แก่ประชาชนทั่วไป ของ บมจ. กฟผ. โดยจะให้สิทธิ์ผู้ใช้ไฟฟ้าทั่วประเทศได้รับการจัดสรรหุ้นก่อนประชาชนทั่วไป โดยมีเงื่อนไข คือ 1) ผู้ใช้ไฟฟ้าที่ได้รับสิทธิ์จองซื้อหุ้นจะต้องเป็นบุคคลธรรมดา 2) ให้ผู้จองซื้อระบุในใบจองซื้อหุ้นว่าเป็นผู้ใช้ไฟฟ้าหรือประชาชนทั่วไป และบุคคลหนึ่งจะยื่นจองซื้อได้เพียงหนึ่งใบจองซื้อเท่านั้น และ 3) ผู้จองซื้อหุ้นที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าจะต้องแสดงหลักฐานประกอบการจองซื้อ ได้แก่ ใบเสร็จรับเงิน ค่าไฟฟ้าต้นฉบับของเดือนกรกฎาคม หรือสิงหาคม หรือกันยายน พ.ศ. 2548 โดยรายชื่อผู้จองซื้อจะต้องถูกต้องตรงกันกับใบเสร็จรับเงินค่าไฟฟ้า และสำเนาบัตรประจำตัวประชาชน พร้อมทั้ง สำเนาทะเบียนบ้าน
3. นอกจากนี้ วิธีการจัดสรรจะให้ความสำคัญกับผู้จองซื้อที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าก่อนเป็นลำดับ แรก โดยผู้จองซื้อหุ้นจะได้รับสิทธิการจัดสรรผ่านกระบวนการสุ่มเลือก (Random) ก่อนผู้จองซื้อที่เป็นประชาชนทั่วไป โดยที่
ขั้นที่ 1 ผู้จองซื้อที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้าจะได้รับการจัดสรรหุ้นตั้งแต่ 400 หุ้นขึ้นไป และไม่เกิน 10,000 หุ้น
ขั้นที่ 2 หุ้นที่เหลือจากการจัดสรรขั้นที่ 1 จะนำไปจัดสรรให้กับผู้จองซื้อที่เป็นประชาชนทั่วไป โดยจะจัดสรรหุ้นให้กับประชาชนทั่วไปจำนวน 400 หุ้นขึ้นไป และไม่เกิน 10,000 หุ้น
ขั้นที่ 3 หุ้นที่เหลือจากการจัดสรรขั้นที่ 2 จะจัดสรรให้กับผู้จองซื้อที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้า เพิ่มอีกจำนวนไม่เกิน 35,000 หุ้น
ขั้นที่ 4 หุ้นที่เหลือจากการจัดสรรขั้นที่ 3 จะจัดสรรให้กับผู้จองซื้อที่เป็นประชาชนทั่วไปเพิ่มอีกจำนวนไม่เกิน 35,000 หุ้น
ขั้นที่ 5 หุ้นที่เหลือจากการจัดสรรขั้นที่ 4 จะจัดสรรให้กับผู้จองซื้อที่เป็นผู้ใช้ไฟฟ้า สำหรับจำนวนหุ้นส่วนที่เกินกว่า 45,000 หุ้น ขึ้นไป (ได้รับการจัดสรรในขั้นที่ 1 จำนวน 10,000 หุ้น และในขั้นที่ 3 อีก 35,000 หุ้น)
ขั้นที่ 6 หุ้นที่เหลือจากการจัดสรรขั้นที่ 5 จะจัดสรรให้กับผู้จองซื้อที่เป็นประชาชนทั่วไป สำหรับจำนวนหุ้นส่วนที่เกินกว่า 45,000 หุ้น ขึ้นไป (ได้รับการจัดสรรในขั้นที่ 2 จำนวน 10,000 หุ้น และในขั้นที่ 4 อีก 35,000 หุ้น)
4. เมื่อวันที่ 1 พฤศจิกายน 2548 คณะรัฐมนตรีได้มีมติเห็นชอบแนวทางการกระจายหุ้นให้แก่ประชาชนทั่วไปของ บมจ. กฟผ. ตามมติคณะกรรมการดำเนินการระดมทุนฯ เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2548 แล้ว
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 กองทุนรักษาระดับราคาไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 คณะรัฐมนตรีได้เห็นชอบตามมติ กพช. เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เรื่องหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และต่อมาเมื่อวันที่ 17 ตุลาคม 2548 กพช. ได้มีมติเห็นชอบการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่ค่าไฟฟ้าประจำเดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป โดยสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป จะเปลี่ยนแปลงตามค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงจากค่า Ft ณ ระดับ 0.4683 บาท/หน่วย และได้มอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ รับไปพิจารณาดำเนินการ ส่งผ่านค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่มีการบริหารการใช้เชื้อ เพลิงที่มีประสิทธิภาพและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า
2. คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ เมื่อวันที่ 18 ตุลาคม 2548 ได้มีมติเห็นชอบค่า Ft สำหรับการเรียกเก็บจากผู้ใช้ไฟฟ้าในเดือนตุลาคม 2548 - มกราคม 2549 เท่ากับ 56.83 สตางค์/หน่วย หรือเพิ่มขึ้น 10 สตางค์/หน่วย ส่งผลให้ค่าไฟฟ้าเฉลี่ยที่เรียกเก็บจากประชาชนเพิ่มขึ้นจาก 2.72 บาท/หน่วย เป็น 2.82 บาท/หน่วย หรือเพิ่มขึ้นร้อยละ 3.68
3. จากแนวโน้มความต้องการใช้ไฟฟ้าและราคาเชื้อเพลิงที่เพิ่มสูงขึ้น ประกอบกับ ข้อจำกัดด้านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ทำให้ในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ - กันยายน 2548 จะต้องผลิตไฟฟ้าจากน้ำมันเตา และน้ำมันดีเซลซึ่งมีราคาแพงเพิ่มขึ้น ส่งผลทำให้ค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ในช่วงต่อไปมีแนวโน้มที่จะเพิ่มสูงขึ้นมาก โดยคาดว่า ในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ - พฤษภาคม 2549 และในช่วงเดือนมิถุนายน - กันยายน 2549 ค่า Ft จะเพิ่มสูงขึ้นจากระดับ 56.83 สตางค์/หน่วย ในปัจจุบัน เป็น 88.45 และ 94.15 สตางค์/หน่วย หรือเพิ่มขึ้น 31.62 และ 5.70 สตางค์/หน่วย ตามลำดับ หลังจากนั้น การเปลี่ยนแปลงของค่า Ft จะอยู่ในระดับ -9.50 ถึง 7.64 สตางค์/หน่วย
4. ข้อเสนอแนวทางการรักษาระดับราคาไฟฟ้า การปรับค่าไฟฟ้าจะสะท้อนถึงต้นทุนในการผลิตไฟฟ้า โดยการเปลี่ยนแปลงของค่า Ft จะสะท้อนถึงค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปที่มี การบริหารการใช้เชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า ตามแนวทางที่คณะรัฐมนตรีได้มีมติเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 อย่างไรก็ตาม ในกรณีที่ค่า Ft มีการเปลี่ยนแปลงมากและรัฐบาลเห็นควรให้มีการ รักษาเสถียรภาพของราคาไฟฟ้า จึงเห็นควรให้มีการจัดตั้งกองทุนรักษาระดับราคาไฟฟ้าขึ้น เพื่อลดผลกระทบทางด้านเศรษฐกิจและบรรเทาความเดือนร้อนของประชาชนจากแนวโน้ม ราคาไฟฟ้าที่ปรับเพิ่มขึ้นตามสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงที่เพิ่มสูงขึ้น โดยมีข้อเสนอกลไกในการบรรเทาผลกระทบของราคาไฟฟ้า ดังนี้
4.1 ให้มีการจัดตั้งกองทุนรักษาระดับราคาไฟฟ้า เพื่อบรรเทาผลกระทบต่อผู้ใช้ไฟฟ้าในกรณีที่ค่า Ft มีการปรับเพิ่มสูงขึ้นมาก อันเป็นผลจากสถานการณ์ราคาเชื้อเพลิงเพิ่มสูงขึ้นหรือมีการใช้เชื้อเพลิงที่ มีราคาแพง (น้ำมันเตา และน้ำมันดีเซล) ในการผลิตไฟฟ้ามากขึ้น ตั้งแต่การปรับค่า Ft ในช่วงเดือนกุมภาพันธ์ - พฤษภาคม 2549 เป็นต้นไป
4.2 การจัดหาแหล่งเงินทุนในการจัดตั้งกองทุนรักษาระดับราคาไฟฟ้า จัดหาจากเงินกู้ยืม การออกพันธบัตร หรือจากเงินงบประมาณแผ่นดิน โดยมอบหมายให้กระทรวงการคลังและกระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาและจัดทำข้อเสนอ ในรายละเอียดของแหล่งที่มาของเงินกองทุน
4.3 หลักการเรียกเก็บและการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ เพื่อรักษาเสถียรภาพของค่า Ft มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณากำหนดแนวทางปฏิบัติในรายละเอียด และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำไปใช้ปฏิบัติ
4.4 แนวทางการดำเนินงาน กำหนดเป็น 2 ระยะ คือ (1) ระยะแรก ให้สถาบันบริหารกองทุนพลังงาน (สบพ.) เป็นผู้ดำเนินการ โดยให้คณะรัฐมนตรีมีมติเพิ่มภารกิจให้กับ สบพ. และเห็นชอบในหลักการการจัดหาเงินทุนรายละเอียดตามข้อ 4.2 โดยให้ดำเนินการแก้ไขพระราชกฤษฎีกาการจัดตั้งสถาบันกองทุนพลังงานให้สอด คล้องกับภารกิจที่เพิ่มขึ้น ทั้งนี้ ให้มีการแยกบัญชีที่เกี่ยวเนื่องกับการรักษาระดับราคาไฟฟ้าออกมาอย่างชัดเจน และ (2) ในระยะยาว เห็นควรกำหนดให้เป็นหน้าที่ของคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้า เป็นผู้พิจารณา เมื่อมีการจัดตั้งคณะกรรมการกำกับดูแลกิจการไฟฟ้าขึ้นตามกฎหมายแล้วเสร็จ
มติของที่ประชุม
1.เห็นควรให้ค่าไฟฟ้าตามสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าเปลี่ยนแปลงตามค่าใช้ จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เป็นจริง โดยให้มีการบริหารการใช้เชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ ไฟฟ้า
2.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาแนวทางการบรรเทาผลกระทบของผู้ใช้ไฟฟ้าบ้านอยู่อาศัย ที่มีการใช้ไฟฟ้าน้อย กรณีที่ค่า Ft มีการเปลี่ยนแปลงมาก และนำเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนนำไปใช้ปฏิบัติ
เรื่องที่ 3 มติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ
สรุปสาระสำคัญ
1. เมื่อวันที่ 12 เมษายน 2548 คณะรัฐมนตรีได้มีมติรับทราบการแต่งตั้งคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อ เพลิงชีวภาพ (กชช.) โดยมีอำนาจหน้าที่ครอบคลุมภารกิจของคณะกรรมการเอทานอลแห่งชาติ พร้อมทั้งให้ยกเลิกระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยคณะกรรมการเอทานอลแห่ง ชาติ พ.ศ. 2545 โดยการออกระเบียบสำนักนายกรัฐมนตรีว่าด้วยการยกเลิกระเบียบดังกล่าว เมื่อวันที่ 26 พฤษภาคม 2548
2. กชช. ในการประชุมครั้งที่ 3/2548 (ครั้งที่ 3) เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2548 โดยได้พิจารณาและมีมติเรื่องต่างๆ ดังนี้
2.1 เรื่องหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
(1) การปฏิบัติตามข้อเสนอโครงการ ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตต้องปฏิบัติตามเอกสารข้อเสนอโครงการซึ่งผู้ ประกอบการได้นำเสนอเพื่อประกอบการพิจาณาอนุญาต ทั้งนี้ หากผู้ประกอบการมีการเปลี่ยนแปลงสาระสำคัญประการใด จะต้องแจ้งให้ กชช. พิจาณาโดยเร็ว
(2) การตั้งโรงงานผลิตเอทานอล ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตต้องดำเนินการจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้ เป็นเชื้อเพลิงตามที่ได้รับอนุญาตให้แล้วเสร็จภายในปี พ.ศ. 2550 ทั้งนี้ หากผู้ประกอบการ มีเหตุสุดวิสัยที่ทำให้ไม่สามารถปฏิบัติตามเงื่อนไขได้ แต่ผู้ประกอบการได้เริ่มดำเนินการและมีความคืบหน้า ในการจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงตามที่ได้รับอนุญาตไป มากพอสมควรแล้ว ผู้ประกอบการสามารถยื่นคำร้องต่อ กชช. เพื่อพิจาณาผ่อนปรนการปฏิบัติตามเงื่อนไขได้
(3) การกำกับดูแลโรงงานผลิตเอทานอล ผู้ประกอบการต้องรายงานผลความคืบหน้าของโครงการต่อคณะกรรมการ กชช. ทุก 60 วัน นับจากวันที่ได้รับอนุญาต และต้องปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขเกี่ยวกับการผลิตและจำหน่ายเอทานอ ลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงที่ กชช. กำหนดขึ้นทุกประการ สำหรับกรณีที่ผู้ประกอบการไม่ปฏิบัติตามหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการอนุญาตจัด ตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงที่กำหนด กชช. สงวนสิทธิที่จะดำเนินการเพิกถอนการอนุญาต หรือดำเนินการอื่นใด ตามที่เห็นสมควร นอกจากนี้ในการอนุญาตตามหนังสือแจ้งการอนุญาตเป็นสิทธิของผู้ประกอบการที่ ได้รับอนุญาตแต่เพียงผู้เดียว ห้ามเปลี่ยนแปลง โอน หรือซื้อขายสิทธิในการอนุญาตให้กับบุคคลอื่น รวมทั้งห้ามปฏิบัติแตกต่างจากที่ได้รับอนุญาตไว้ เว้นแต่จะได้รับอนุญาตจาก กชช.
2.2 มติในการพิจารณาคำขอของผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและ จำหน่าย เอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง มีดังนี้ 1) การขอเพิ่มประเภทวัตถุดิบ ซึ่งประเภทวัตถุดิบที่ขอเพิ่ม ได้แก่ มันสำปะหลัง ข้าวฟ่างหวาน และวัตถุดิบทางเกษตรอื่น ได้อนุมัติให้ 5 บริษัทเพิ่มประเภทวัตถุดิบในการผลิตเอทานอลได้ 2) การขอเปลี่ยนแปลงสภาพที่ตั้งโรงงาน ได้อนุมัติให้บริษัท ปิคนิค เอทานอล จำกัด เปลี่ยนแปลงที่ตั้งจากจังหวัดปราจีนบุรี เป็นจังหวัดฉะเชิงเทรา 3) การขอเพิ่มกำลังการผลิตเอทานอล โดยได้อนุมติให้ 3 บริษัท ขยายกำลังผลิตตั้งแต่ 100,000 ลิตรต่อวันเป็น 200,000 ลิตรต่อวัน และ 4) การขอเปลี่ยนแปลง รายละเอียดโครงการ โดยอนุมัติให้บริษัท บุญอเนก จำกัด ดำเนินการจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจำนวน 3 แห่ง บริเวณจังหวัดนครราชสีมาหรือจังหวัดสระแก้ว มีขนาดกำลังผลิตแห่งละไม่เกิน 200,000 ลิตรต่อวัน และใช้มันสำปะหลังหรือวัตถุดิบทางเกษตรอื่นเป็นวัตถุดิบ ทั้งนี้ให้เปิดเสรีในการเลือกใช้วัตถุดิบและสถานที่ตั้งโรงงานสำหรับการผลิต เอทานอล
3. สำหรับการขอส่งออกเอทานอลได้กำหนดหลักการ ดังนี้
3.1 ให้ผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตเอทานอลทำการผลิตและ จำหน่ายเอทานอลตามที่ได้รับอนุญาตให้เพียงพอกับความต้องการใช้เอทานอลเป็น เชื้อเพลิงภายในประเทศก่อนเป็นลำดับแรก และหากมีกำลังการผลิตเหลือ ผู้ประกอบการสามารถทำการผลิตและส่งออกเอทานอลที่มีความบริสุทธิ์ของ แอลกอฮอล์ ณ ระดับต่างๆ เพื่อจำหน่ายให้กับผู้ซื้อต่างประเทศได้ แต่จะต้องจัดเก็บเอทานอลไว้จำนวนไม่น้อยกว่าร้อยละ 20 ของกำลังการผลิต
3.2 ให้คณะอนุกรรมการพัฒนาและส่งเสริมการใช้เอทานอลพิจารณาอนุมัติการขอส่งออกเอ ทานอลไปจำหน่ายยังต่างประเทศของผู้ประกอบการที่ได้รับอนุญาตจัดตั้งโรงงาน ผลิตเอทานอล แล้วรายงานให้ กชช.ทราบต่อไป
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบตามมติคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพ ครั้งที่ 3/2548 (ครั้งที่ 3) เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2548 ในเรื่องหลักเกณฑ์และเงื่อนไขในการอนุญาตจัดตั้งโรงงานผลิตและจำหน่ายเอทานอ ลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง และเรื่องการพิจารณาคำขอของผู้ประกอบการที่ได้รับจัดตั้งโรงงานผลิตและ จำหน่ายเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิง
2.เห็นชอบตามที่ประธาน กชช. ได้อนุมัติให้บริษัท น้ำตาลไทยเอทานอล จำกัด เปลี่ยนแปลงที่ตั้งโรงงานผลิตเอทานอลเพื่อใช้เป็นเชื้อเพลิงจากจังหวัด ราชบุรี เป็นจังหวัดกำแพงเพชร และมีหนังสือแจ้งไปยังบริษัท น้ำตาลไทยเอทานอล จำกัด เมื่อวันที่ 28 ตุลาคม 2548
3.มอบหมายให้อธิบดีกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน ในฐานะเลขานุการคณะกรรมการพัฒนาและส่งเสริมเชื้อเพลิงชีวภาพชี้แจงต่อคณะ กรรมการฯ เรื่อง การส่งออกเอทานอลที่เห็นควรให้ชะลอเรื่องนี้ไว้ก่อน เนื่องจากขณะนี้การส่งออกเอทานอลยังไม่เกิดขึ้นด้วยความต้องการใช้เอทานอ ลภายในประเทศ อยู่ระดับสูง
สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง 7-13 มกราคม 2556
รัฐบาล นางสาวยิ่งลักษณ์ ชินวัตร 22 กุมภาพันธ์ 55
กพช. ครั้งที่ 102 - วันจันทร์ที่ 17 ตุลาคม 2548
มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ
ครั้งที่ 4/2548 (ครั้งที่ 102)
วันจันทร์ที่ 17 ตุลาคม พ.ศ. 2548 เวลา 11.00 น.
ณ ห้องประชุม 301 ตึกบัญชาการ ทำเนียบรัฐบาล
1.สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 ส.ค. - 10 ต.ค. 48)
2.การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า
3.ข้อเสนอแนะของคณะกรรมาธิการการพลังงานต่อนโยบายด้านพลังงาน
นายวิษณุ เครืองาม รองนายกรัฐมนตรี ประธานกรรมการ
นายเมตตา บันเทิงสุข ผู้อำนวยการสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน กรรมการและเลขานุการ
เรื่องที่ 1 สถานการณ์ราคาน้ำมันเชื้อเพลิง (ระหว่างวันที่ 1 ส.ค. - 10 ต.ค. 48)
สรุปสาระสำคัญ
1. เดือนสิงหาคม 2548 ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ 56.60 และ 63.93 เหรียญสหรัฐ ต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้น 3.63 และ 6.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าวการก่อการร้ายโดย ลอบยิงขีปนาวุธโจมตีเรือรบสหรัฐอเมริกาที่ท่าเรือ Aqaba ประเทศจอร์แดน และข่าวโรงกลั่น Rotterdam ของ คูเวตปิดฉุกเฉิน ประกอบกับตลาดกังวลเกี่ยวกับผลกระทบที่เกิดเฮอริเคน ทำให้นักลงทุนเข้าซื้อน้ำมันอย่างต่อเนื่อง ในตลาดซื้อขายล่วงหน้า NYMEX และ IPE ต่อมาในเดือนกันยายน ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ 56.41 และ 63.13 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากข่าว IEA ประกาศที่จะส่งน้ำมันสำรองฉุกเฉินประมาณ 2 ล้านบาร์เรล/วัน เพื่อแก้ปัญหาอุปทานตึงตัวในสหรัฐอเมริกา และกลุ่มประเทศยุโรปได้จัดส่งน้ำมันเบนซินสำรองฉุกเฉินจำนวนกว่า 30 Cargoes ไปยังสหรัฐอเมริกา พร้อมทั้ง โอเปคยืนยันที่จะพิจารณาปรับเพิ่มเพดานการผลิตขึ้นอีก 500,000 บาร์เรล/วัน
2. สำหรับในช่วงวันที่ 1 - 10 ตุลาคม ราคาน้ำมันดิบดูไบและเบรนท์เฉลี่ยอยู่ที่ 55.04 และ 59.73 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ จากนาย Sam Bodman (เลขานุการพลังงานของสหรัฐอเมริกา) ออกมายืนยันว่าสหรัฐอเมริกาพร้อมที่จะนำน้ำมันดิบ 700 ล้านบาร์เรล และ น้ำมันเพื่อความอบอุ่น 2 ล้านบาร์เรล จากปริมาณสำรองน้ำมันสำเร็จรูปเชิงยุทธศาสตร์ออกมาใช้หากเกิดภาวะขาดแคลน น้ำมัน ประกอบกับการใช้น้ำมันดิบจะลดลงจากโรงกลั่นในฝรั่งเศสต้องปิดดำเนินการ เนื่องจากคนงานประท้วง
3. เดือนสิงหาคม 2548 ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ,92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 73.20, 72.52 และ 70.66 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ปรับตัวเพิ่มขึ้นจากเดือนก่อน 8.50 , 9.09 และ 1.31 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 ปรับตัวเพิ่มขึ้นตามราคาซื้อขายน้ำมันดิบระหว่างวันในตลาด NYMEX และ IPE ประกอบกับอุปทานในภูมิภาคค่อนข้างตึงตัว และ จากรายงานปริมาณสำรองน้ำมันเบนซินของสหรัฐลดลงขณะที่ความต้องการใช้อยู่ ระดับสูงมากในช่วงฤดูกาลท่องเที่ยว ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้นจากข่าวอินโดนีเซียจะนำเข้า น้ำมันสำเร็จรูปในเดือนกันยายน 2548 เพิ่มขึ้นร้อยละ 30% จากโรงกลั่นจะปิดซ่อมบำรุงเป็นเวลา 3 สัปดาห์ สำหรับในเดือนกันยายน ราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 ,92 และดีเซลหมุนเร็วเฉลี่ยอยู่ที่ระดับ 78.89, 77.86 และ 75.33 เหรียญสหรัฐต่อบาร์เรล ตามลำดับ โดยราคาน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 92 ปรับตัวเพิ่มขึ้นสูงสุดเป็นประวัติการณ์ตามราคา น้ำมันเบนซินในสหรัฐอเมริกาที่อยู่ในระดับสูงกว่า 100 เหรียญสหรัฐ/บาร์เรล จากผลกระทบของพายุเฮอริเคน แคทรีนา ทำให้นักลงทุนในสิงคโปร์นำน้ำมันเบนซินไปขายในสหรัฐอเมริกาเพิ่มมากขึ้น ส่วนราคาน้ำมันดีเซลหมุนเร็วปรับตัวเพิ่มขึ้นจากตลาดคาดว่า Sinopec ของจีนกำลังจะประมูลซื้อน้ำมันดีเซลส่งมอบช่วงครึ่งหลังของเดือนตุลาคม และข่าวอินเดียยกเลิกการประมูลขายน้ำมันดีเซลส่งมอบเดือนตุลาคม เนื่องจากราคาเสนอซื้อต่ำ
4. เดือนสิงหาคม 2548 ผู้ค้าน้ำมันปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินและดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร รวมเป็น 0.80 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และ ดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 31 สิงหาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 26.54 , 25.74 และ 23.39 บาท/ลิตร ตามลำดับ และในเดือนกันยายน ผู้ค้าน้ำมัน (ยกเว้น ปตท.) ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีกน้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร ส่วน ปตท. ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินเพิ่มขึ้น 3 ครั้งๆ ละ 0.40 บาท/ลิตร และปรับราคาขายปลีก น้ำมันดีเซลหมุนเร็วเพิ่มขึ้น 2 ครั้งๆละ 0.40 บาท/ลิตร โดยราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95 , 91 และ ดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 30 กันยายน 2548 อยู่ที่ระดับ 27.74 , 26.94 และ 24.19 บาท/ลิตร ตามลำดับ
5. ในระหว่างวันที่ 1 - 10 ตุลาคม 2548 ผู้ค้าน้ำมันได้ปรับราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินลดลง 0.40 บาท/ลิตร ราคาขายปลีกน้ำมันเบนซินออกเทน 95, 91 และดีเซลหมุนเร็ว ณ วันที่ 10 ตุลาคม 2548 อยู่ที่ระดับ 27.34 , 26.54 และ 24.19 บาท/ลิตร ตามลำดับ
6. ฐานะกองทุนน้ำมันเชื้อเพลิง ณ วันที่ 3 ตุลาคม 2548 มีเงินสดสุทธิ 1,303 ล้านบาท มีเงินหนี้สินค้างชำระ 83,237 ล้านบาท แยกเป็นหนี้เงินกู้ 71,000 ล้านบาท หนี้เงินชดเชยตรึงราคาค้างชำระ 2,600 ล้านบาท หนี้ชดเชยราคาก๊าซ LPG 9,291 ล้านบาท และหนี้เงินคืนกรณีอื่นๆ 159 ล้านบาท ดอกเบี้ยเงินกู้ประจำเดือนจำนวน 158 ล้านบาท และภาระผูกพัน 29 ล้านบาท ฐานะกองทุนน้ำมันสุทธิติดลบ 81,934 ล้านบาท
มติของที่ประชุม
ที่ประชุมรับทราบ
เรื่องที่ 2 การปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า
สรุปสาระสำคัญ
1. คณะรัฐมนตรีในการประชุมเมื่อวันที่ 3 ตุลาคม 2543 เห็นชอบการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า โดยกำหนดให้ใช้เป็นระยะเวลา 3 ปี (ปีงบประมาณ 2544 - 2546) ต่อมาคณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 เห็นชอบตามมติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) เมื่อวันที่ 25 สิงหาคม 2548 เรื่อง หลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและมอบหมายให้ สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) (1) หารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องหาแนวทางที่เหมาะสมในการชดเชยรายได้ระหว่าง การไฟฟ้าเสนอ กพช. พิจารณาเห็นชอบก่อนการนำไปใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า และ (2) จัดทำรายละเอียดข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าเสนอคณะกรรมการบริหาร นโยบายพลังงาน (กบง.) พิจารณาเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป
2. ข้อเสนอการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ได้กำหนดตามหลักเกณฑ์การกำหนดโครงสร้างอัตรา ค่าไฟฟ้าตามที่คณะรัฐมนตรี ในการประชุมเมื่อวันที่ 30 สิงหาคม 2548 ให้ความเห็นชอบ ดังนี้
2.1 หลักเกณฑ์ทางการเงิน (Financial Criteria) เห็นควรกำหนดให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีอัตราส่วนทางการเงินในช่วงปี 2549 - 2551 ดังนี้
2.1.1 อัตราผลตอบแทนจากเงินลงทุน (Return on Invested Capital: ROIC) สำหรับ บมจ. กฟผ. ในระดับ 8.39 และสำหรับ กฟน. และ กฟภ. ในระดับ 4.80 เนื่องจาก บมจ. กฟผ. มีกำหนดการกระจายหุ้นในตลาดหลักทรัพย์ฯ ภายในปี 2548 จึงจำเป็นต้องได้รับผลตอบแทนเงินลงทุนที่จูงใจผู้ลงทุนในระดับหนึ่ง
2.1.2 อัตราส่วนรายได้สุทธิต่อการชำระหนี้ (Debt Service Coverage Ratio: DSCR) สำหรับ บมจ. กฟผ. ในระดับ 1.3 เท่า และสำหรับ กฟน. และ กฟภ. ในระดับ 1.5 เท่า เช่นเดียวกับปัจจุบัน
2.1.3 อัตราส่วนหนี้สินต่อส่วนทุน (Debt/Equity Ratio) สำหรับการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ในระดับ ไม่เกินกว่า 1.5 เท่า สำหรับหลักเกณฑ์ทางการเงินสำหรับการพิจารณากำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ภายหลังปี 2551 จะพิจารณากำหนดให้อัตราผลตอบแทนเงินลงทุนของการไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง อยู่ในระดับใกล้เคียงกับค่าเฉลี่ยถ่วงน้ำหนักของต้นทุนทางการเงิน (Weighted Average Cost of Capital: WACC) ในแต่ละกิจการไฟฟ้า
2.2 ข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง ดังนี้
2.2.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่งที่ บมจ.กฟผ. ขายให้ กฟน. และ กฟภ. กำหนดเป็นโครงสร้างเดียวกัน ประกอบด้วย ค่าผลิตไฟฟ้า และค่ากิจการระบบส่ง โดยค่าไฟฟ้าจะแตกต่างกันตามระดับแรงดัน และช่วงเวลาของการใช้
2.2.2 กำหนดบทปรับค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า (Power Factor) ในระดับขายส่ง ระหว่าง กฟผ. กับ กฟน. และ กฟภ. หากค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าต่ำกว่า 0.875 ในอัตรา 5 บาท/kVar/เดือน (รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) เช่นเดียวกับปัจจุบัน และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า รับไปพิจารณาทบทวนค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า ในระดับขายส่งที่เหมาะสมเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป
2.2.3 ราคาขายส่งเฉลี่ยจะลดลงจากค่าไฟฟ้าขายส่งปัจจุบันร้อยละ 3.54 ซึ่งเป็นการเกลี่ยรายได้ระหว่างการไฟฟ้าเพื่อให้การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง มีฐานะการเงินตามหลักเกณฑ์ทางการเงินในข้อ 2.1
2.3 ข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก ดังนี้
2.3.1 โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกไม่มีการเปลี่ยนแปลง อย่างไรก็ตาม ได้ปรับปรุงกำหนดวันแรงงานให้เป็นวันหยุดราชการแทนวันพืชมงคลในการคิดค่า ไฟฟ้าอัตราค่าไฟฟ้าตามช่วงเวลาของการใช้ (Time of Used Tariff: TOU) ตั้งแต่ปี 2549 เป็นต้นไป
2.3.2 กำหนดแนวทางการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก โดยให้ทบทวนการกำหนดค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้า (Power Factor) ในระดับขายปลีก โดยมอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า รับไปพิจารณาจัดทำรายละเอียดเสนอ กบง. พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป
2.4 ข้อเสนอสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) สูตร Ft ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป จะประกอบด้วย (1) ค่า Ft คงที่ ณ ระดับปัจจุบัน 0.4683 บาท/หน่วย และ (2) การเปลี่ยนแปลงของ ค่าเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงจากค่า Ft ณ ระดับ 0.4683 บาท/หน่วย หรือ DFt ทั้งนี้มอบหมาย ให้คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติรับไปพิจารณา ดำเนินการส่งผ่านค่าใช้จ่ายด้านเชื้อเพลิงและค่าซื้อไฟฟ้าที่มีการบริหารการ ใช้เชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพและเป็นธรรมต่อผู้ใช้ไฟฟ้า โดยพิจารณาจากมาตรฐานค่าสูญเสียในระบบ (Loss Rate) มาตรฐานอัตราการใช้ความร้อน (Heat Rate) ตลอดจนแผนการใช้เชื้อเพลิงและการสั่งการเดินเครื่องโรงไฟฟ้า
2.5 การชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า (Financial Transfers)
2.5.1 เนื่องจากการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายมีต้นทุนในการจัดหาไฟฟ้าที่แตกต่างกัน ในขณะที่ โครงสร้างค่าไฟฟ้าขายปลีกเป็นอัตราเดียวกันทั่วประเทศ จึงควรมีการชดเชยรายได้ในลักษณะเหมาจ่าย (Lump sum financial Transfer) จาก กฟน. ไปยัง กฟภ. ในปี 2548-2551 เท่ากับ 9,083 10,507 10,728 และ 11,014 ล้านบาท/ปี ตามลำดับ ทั้งนี้ หากมีการแปลงสภาพ กฟน. หรือ กฟภ. เป็นบริษัท จำกัด (มหาชน) ให้กระทรวงการคลังร่วมกับกระทรวงพลังงานพิจารณากำหนดแนวทางการกำหนดเงินชด เชยรายได้ระหว่าง การไฟฟ้า เพื่อไม่ให้เกิดภาระภาษีเงินได้ในการจ่ายเงินชดเชยรายได้
2.5.2 กำหนดหลักเกณฑ์การปรับปรุงเงินชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า พร้อมทั้ง ค่าปรับกรณีที่การไฟฟ้าทั้ง 3 แห่ง ไม่จัดส่งข้อมูลฐานะการเงินให้ สนพ. หรือองค์กรกำกับดูแลที่จะจัดตั้งขึ้น ภายในระยะเวลาที่กำหนด โดยนำเงินดังกล่าวมาปรับลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft
2.6 แนวทางกำกับการดำเนินงานตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้า กำหนดให้พิจารณานำค่าใช้จ่ายการลงทุนที่ไม่เป็นไปตามแผนพร้อมทั้งค่าปรับ มาปรับลดค่าไฟฟ้าให้กับผู้ใช้ไฟฟ้าผ่านค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft
มติของที่ประชุม
1.เห็นชอบข้อเสนอโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายส่ง โครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีก รายละเอียดตามข้อ 4.5 ของเอกสารประกอบวาระที่ 4.1 โดยให้มีผลบังคับใช้ตั้งแต่เดือนตุลาคม 2548 เป็นต้นไป และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับการศึกษาการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า รับไปดำเนินการทบทวนค่าตัวประกอบกำลังไฟฟ้าที่เหมาะสมในระดับขายส่งและขาย ปลีก ตลอดจนแนวทางการปรับปรุงโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าขายปลีกเสนอต่อคณะกรรมการ บริหารนโยบายพลังงาน พิจารณาให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป
2.เห็นชอบหลักการข้อเสนอสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติ (Ft) รายละเอียดตามข้อ 4.6 และเอกสารแนบ 11 ของเอกสารประกอบวาระที่ 4.1 และมอบหมายให้คณะอนุกรรมการกำกับสูตรการปรับอัตราค่าไฟฟ้าโดยอัตโนมัติรับไป ดำเนินการปรับค่าไฟฟ้าตามสูตร Ft ภายใต้หลักการดังกล่าว
3.เห็นชอบการชดเชยรายได้ระหว่างการไฟฟ้า และแนวทางกำกับการดำเนินงานตามแผนการลงทุนของการไฟฟ้า รายละเอียดตามข้อ 4.7 และ 4.8 ของเอกสารประกอบวาระที่ 4.1
4.มอบหมายให้ สนพ. หารือกับหน่วยงานที่เกี่ยวข้องพิจารณาทบทวนบทปรับกรณีการลงทุนของการไฟฟ้า ไม่เป็นไปตามแผนการลงทุนที่ใช้ในการกำหนดโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้า ตลอดจน การกำหนดอัตราค่าบริการพิเศษสำหรับธุรกิจโรงแรมบนเกาะ และอัตราค่าไฟฟ้าสำหรับผู้ใช้ไฟฟ้าระบบเติมเงิน ตามข้อเสนอของการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายเสนอคณะกรรมการบริหารนโยบายพลังงานพิจารณา ให้ความเห็นชอบก่อนการประกาศใช้ต่อไป
เรื่องที่ 3 ข้อเสนอแนะของคณะกรรมาธิการการพลังงานต่อนโยบายด้านพลังงาน
สรุปสาระสำคัญ
1. สำนักเลขาธิการนายกรัฐมนตรี ได้มีหนังสือถึงประธานฯ ลงวันที่ 7 ตุลาคม 2548 แจ้งให้ทราบถึงข้อเสนอของคณะกรรมาธิการพลังงาน เกี่ยวกับการบริหารการส่งเสริมพัฒนาการจัดหา การใช้ การอนุรักษ์พลังงาน และผลกระทบจากการจัดหาและการใช้พลังงาน เพื่อประกอบการพิจารณาดำเนินการของรัฐบาล
2. คณะกรรมาธิการการพลังงาน สภาผู้แทนราษฎร ได้มีข้อสังเกตและข้อเสนอแนะดังนี้
2.1 การอ้างอิงราคาก๊าซธรรมชาติกับราคาน้ำมันเตา ที่มีราคาเพิ่มสูงขึ้นตามราคาน้ำมันในตลาดโลก ส่งผลให้ราคาก๊าซธรรมชาติเพิ่มสูงขึ้น และส่งผลกระทบต่อประชาชนโดยตรง รัฐบาลจึงควรหาแนวทางปลดราคาก๊าซธรรมชาติไม่ให้อิงกับราคาน้ำมันที่เปลี่ยน แปลง
2.2 ปตท. มีผลประกอบการที่ดีมีกำไร ประมาณ 62,000 ล้านบาท ในปี พ.ศ. 2547 และคาดว่าในปี 2548 จะมีผลกำไร 90,000 ล้านบาท ขณะที่ประเทศไทยกำลังประสบปัญหาด้านพลังงานและประชาชน ได้รับผลกระทบโดยตรงจากราคาน้ำมันที่สูงขึ้น ประกอบกับจะมีการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าในเดือนตุลาคม 2548 รัฐบาลโดยกระทรวงการคลังในฐานะผู้ถือหุ้นรายใหญ่ ควรหารือกับ ปตท. ให้ปรับลดราคาก๊าซธรรมชาติที่ขายให้แก่ บมจ. กฟผ. ในราคาเดียวกันกับ ปตท. ขายให้แก่โรงแยกก๊าซของ ปตท. ซึ่งจะสามารถลดค่าไฟฟ้าลงได้ประมาณ 30 สตางค์ต่อหน่วย
2.3 รัฐบาลควรชี้แจงเหตุผลและความจำเป็นในการปรับโครงสร้างอัตราค่าไฟฟ้าและค่า ไฟฟ้า ผันแปรให้ประชาชนมีความเข้าใจ. เพื่อไม่ให้เกิดการต่อต้านการแปรรูปของ บมจ. กฟผ.
2.4 ควรให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าประมาณ 15 ล้านราย มีสิทธิ์ที่จะซื้อหุ้นได้ตามสัดส่วนที่เหมาะสม โดยกำหนดสัดส่วนจากมิเตอร์การใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟแต่ละราย สำหรับผู้ที่สละสิทธิ์ควรนำหุ้นส่วนนี้เข้าสู่ตลาดหลักทรัพย์ฯ ทั้งนี้ ผู้ถือหุ้นจะต้องถือสิทธิ์การครอบครองไว้ไม่น้อยกว่า 1 ปี การกระจายหุ้นให้สิทธิ์แก่ประชาชนอย่างทั่วถึง จะทำให้ปัญหาการต่อต้านการกระจายหุ้นหมดไป และอาจส่งผลดีต่อการกำหนดราคาหุ้นสามัญเพิ่มทุนของ บมจ. กฟผ. ด้วย
มติของที่ประชุม
1.มอบหมายให้กระทรวงพลังงานรับไปพิจารณาเจรจาราคาก๊าซธรรมชาติที่ ปตท. ขายให้แก่ บมจ.กฟผ. ในราคาที่เหมาะสมและเป็นธรรม และรายงานให้คณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติ (กพช.) ทราบต่อไป
2.มอบหมายให้คณะกรรมการดำเนินการระดมทุนจากภาคเอกชนในการแปรสภาพ กฟผ. พิจารณาข้อเสนอการกระจายหุ้นสามัญเพื่อเพิ่มทุนของ บมจ. กฟผ. ให้ประชาชนผู้ใช้ไฟฟ้าตามสัดส่วนจากมิเตอร์การใช้ไฟฟ้าของผู้ใช้ไฟฟ้าแต่ละ ราย ซึ่งมีประมาณ 15 ล้านราย ได้รับสิทธิ์ในการซื้อหุ้นอย่างทั่วถึงและเป็นธรรม และรายงานผลการพิจารณาให้ กพช. ทราบต่อไป